Когда выключат свет
Российская энергосистема стала одной из самых старых в мире с точки зрения срока жизни генерирующего оборудования, которое изнашивается куда быстрее, нежели обновляется
Фокус дискуссии вокруг ситуации в электроэнергетике на Российской энергетической неделе в этом году сместился с проблем ввода новой генерации на модернизацию и обслуживание старой. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года требует строительства 88,5 ГВт новых мощностей и модернизации еще 65 ГВт. Фактически же в 2025 году было введено 1,2 ГВт при ежегодной потребности в 4,9.
И если ранее основное внимание уделялось будущим объектам генерации и отставанию от плана, которое на сегодняшний день составляет 8,4 ГВт, то на РЭН-2026 активно обсуждались проблемы модернизации и сервисного обслуживания действующих турбин. Наша страна вошла в период, когда главной проблемой становится старый парк, а не новое строительство.
Председатель наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии» Александра Панина зафиксировала: «Мы стали одной из самых старых энергосистем в мире. В мире средний возраст тепловой генерации составляет 20 лет, а у нас — 39». Модернизация в рамках госпрограммы КОММод («Конкурентный отбор проектов модернизации тепловой генерации»), по ее мнению, не заменит строительства, но «на горизонте ближайших лет может стать более приоритетным для отрасли».
Граница старения
Председатель правления АО «СО ЕЭС» (Системный оператор) Федор Опадчий признал, что объективного технического критерия, согласно которому конкретный энергоблок должен быть модернизирован или выведен из эксплуатации с заменой на новый, на сегодняшний момент нет.
По итогам первой программы ДПМ (договор о предоставлении мощности) в ходе реформы РАО «ЕЭС России» отечественные электростанции оснастили в основном импортным оборудованием. Например, по словам генерального директора ПАО «Т Плюс» Павла Сниккарса, у компании 17 энергоблоков с иностранными газовыми турбинами, и наработка ими предельных значений удельных часов станет серьезной проблемой. Срок для принятия решения об их дальнейшей судьбе — 2030 год. «Я не верю, что в ближайшие годы что-то глобально изменится и мы сможем покупать турбины у производителей, которые участвовали в первой программе ДПМ», — заявил эксперт.
ДПМ-1 реализовывалась «залпово», добавляет гендиректор компании «Силовые машины» Александр Подколзин. По его подсчетам, в стране сейчас установлено порядка сотни таких турбин: примерно 50–60 аналогов ГТЭ-65 и еще 40–50 машин класса ГТЭ-170. «Почти все машины были введены в эксплуатацию примерно в одно и то же время. Ключевая проблема в том, что все они подойдут к своему предельному ресурсу — выработке 200 тысяч удельных часов — практически одновременно», — отметил глава «Силмаша».
Производства нет без сервиса
В описанной ситуации на первый план выходит сервис — единственный сегмент, по которому, по определению модератора дискуссии, руководителя департамента проектов в ТЭК Инновационного инжинирингового центра Александра Токарева, сошлись позиции всех участников рынка.
Многие выступающие благодарили ведомства за создание «сервисной карты» — совместного документа Минэнерго и Минпромторга, который появился как ответ на уход западных сервисных компаний, в том числе GE и Siemens, из страны. «Карта» представляет собой каталог российских предприятий, которые способны обслуживать конкретные типы иностранных газовых турбин.
«Наши компании могут предоставить сервисные услуги. Они умеют восстанавливать детали — с трудностями, но умеют», — подчеркнул директор ассоциации «Совет производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики» (СПЭ) Дмитрий Вологжанин. Это признание очень порадовало замминистра энергетики Евгения Грабчака. По его словам, раньше Совет производителей энергетики всегда просил вывезти турбины на капитальный ремонт за границу, но, поскольку теперь проблема решена, «больше ни одного разрешения» от Минэнерго не будет.
Среди компаний, научившихся возвращать в строй критически важные детали иностранных агрегатов, оказалось и «Интер РАО — Машиностроение». По словам ее гендиректора Александра Таничева, уже запущено три полных цикла восстановления импортных комплектующих для газовых турбин как E-класса (более старая и распространенная технология, предназначенная для оборудования мощностью 100–200 МВт), так и F-класса (современный класс турбин на 200–300 МВт).
В «Интер РАО» первая машина E-класса выработает ресурс в 200 тыс. эквивалентных часов в 2029 году, и компания готовит продление еще на 100 тыс. часов — с заменой внутреннего корпуса, смесителя и серьезным ремонтом ротора. Таничев подчеркнул, что благодаря этому опыту сформирован «непрерывный цикл производства для очень сложной газотурбинной установки». Полученные навыки позволяют «Интер РАО» разрабатывать собственную версию 300-мегаваттной машины.