Север и рынок. 2022, № 2.

СЕВЕР И РЫНОК: формирование экономического порядка. 2022. № 2. С. 45-57. Sever i rynok: formirovanie ekonomicheskogo poryadka [The North and the Market: Forming the Economic Order], 2022, no. 2, pp. 45-57. ИННОВАЦИОННОЕ РАЗВИТИЕ И ИННОВАЦИИ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ СЕВЕРА ИАРКТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ В условиях значительной удаленности расположения платформ от береговой линии их привязка к стационарному источнику на суше зачастую требует дополнительных инженерных изысканий и не является экономически эффективной. Поэтому в качестве основного источника электропитания на морских месторождениях уже достаточно давно используются газотурбинные установки, о которых уже говорилось в данной статье. Однако в странах Северной Европы, где традиционно располагаются компании-основоположники шельфовой добычи углеводородов, наблюдается тенденция отказа от использования ГТУ [15]. Одна из причин кроется в активно развивающихся в регионе идеях нового энергетического перехода, предполагающих минимизацию выбросов CO 2 на нефтедобывающих предприятиях. Нефтегазовые платформы представляют собой энергоемкие системы с постоянной потребностью в мощности до нескольких сотен МВт [16]. Чтобы обеспечить бесперебойную подачу энергии, используются несколько резервных газовых турбин, которые работают в условиях частичной нагрузки, что приводит к большему расходу топлива, снижению эффективности операций и увеличению углеродного следа [17]. Помимо давления акционеров и общественности, направленного на сокращение выбросов, и необходимости разрабатывать новые стратегии развития в рамках энергоперехода у компаний, эксплуатирующих шельфовые месторождения, есть и более прозаичные проблемы, основная из которых — плановое завершение проектов добычи и перспективы утилизации оборудования платформ в сложных текущих экономических условиях. Относительно низкий мировой спрос и цены на сырую нефть в последнее время и без того сделали многие операции нерентабельными, а с усиленными требованиями по минимизации влияния на окружающую среду на волне существующих «зеленых» тенденций, компании ожидают значительный рост затрат на вывод оборудования из эксплуатации [18]. В качестве решения указанных проблем в литературе наиболее часто [17, 19, 20] освещаются следующие варианты снижения затрат и одновременной поддержки декарбонизации энергетической системы: максимизация срока службы используемого оборудования, перепрофилирование существующей нефтегазовой инфраструктуры, полная электрификация платформ. По мнению исследователей работы [19], электрификация платформы может заменить или сократить использование газовых турбин и, таким образом, уменьшить общее энергопотребление при эксплуатации платформы, а также снизить выбросы оксидов азота и углерода. Кроме того, электрифицированная платформа может увеличить интеграцию морских энергетических систем и позволить разработать другие концепции системной интеграции такие, как улавливание и хранение углерода и преобразование энергии в водород [21]. В литературе упоминаются следующие варианты усовершенствования, касающиеся электропитания: 1) объединение платформ в сеть и обустройство единого энергоцентра для их обслуживания [2], что позволит увеличить нагрузки газовых турбин и перераспределить «лишнюю» энергию между платформами; 2) интеграция морских ветряных электростанций с морскими производственными сетями [22]; 3) привязка платформ к наземной электрической сети, если такая возможность существует [19]. На данный момент уже существуют проекты [23, 24], использующие почти все указанные принципы одновременно. Например, Норвегия в настоящее время объединяет 8 нефтедобывающих месторождений в единый энергоблок с заменой газовых и дизельных турбин на возобновляемые источники энергии. Эксплуатирующая компания ожидает условное сокращение выбросов примерно на 2,8 метрических т в год [22]. Синергизм между нефтегазовым сектором и возобновляемыми источниками энергии чаще рассматривается в литературе в качестве решения для текущей эксплуатации платформ. Однако интеграция ВИЭ в течение срока службы может стать стимулом для альтернативного использования платформ после прекращения добычи нефти и газа (рис. 11). Основной проблемой в вопросе электрификации российских объектов добычи углеводородов на территории Арктики является удаленность значительной части данных территорий от Единой энергетической системы РФ (рис. 12). Использование крупных энергетических узлов арктических и дальневосточных районов для нужд нефтегазового производства затруднено. Поэтому на данном этапе развития инфраструктуры единственно возможным выходом из ситуации является использование автономных объектов электрогенерации [26, 27]. Однако проектирование и установка подобных объектов также является отдельной проблемой. Как уже упоминалось ранее, в качестве автономных источников энергии российские исследователи [6, 7, 28, 29] наиболее часто предлагают использовать газотурбинные электростанции, работающие на ПНГ. Для Арктической зоны подобное решение также является приемлемым, однако выработка электроэнергии данным способом сопряжена с выработкой огромного количества тепловой энергии. Соответственно, для работы с вечномерзлыми грунтами, преобладающими на рассматриваемых территориях (более 65 % (рис. 13)), при проектировании и строительстве подобных инфраструктурных объектов требуются дополнительные инженерные изыскания и инвестиционные вложения, как, впрочем, и при любом другом капитальном строительстве в регионе. © Нечитайло А. Р., Маринина О. А., 2022 51