Замена старой энергетической инфраструктуры — точно не только ремонт. Это несколько путей, у каждого свои ограничения и свои возможности.
Сети и станции — разные объекты. Генерацию можно законтрактовать: долгосрочный договор купли-продажи энергии (PPA) даёт понятную выручку. Сеть — "общее "имущество и слабая модель быстрой замены. Если сеть не идёт за парком новых ВИЭ-станций, - этот парк "обрезается" (ограничивается диспетчером по выработке). Это удар по выручке инвестора.
ТЭС — другой актив: площадка, инженерная инфраструктура, присоединение, уже пройденные согласования. Меняете ядро, а не копируете старое — и можете получить фактически новый современный объект на том же месте.
В Центральной Азии и Южном Кавказе это старые паротурбинные блоки на газе и мазуте — Узбекистан, запад Казахстана, Туркменистан, Азербайджан. КПД растет резко: паросиловой цикл около 35%, ПГУ около 55%: расход топлива падает примерно в полтора раза. Водозабор — до двух–трёх раз, в зависимости от технологии. В вододефицитном районе это основание менять цикл, а не ремонтировать "для поддержания штанов", как говорили мои покойные учителя.
Но энергокомпания не модернизирует в убыток. Если нормативка/регулирование настроена на поддержание краткосрочных приоритетов, а не за модернизацию, рациональный ход — просто новая паровая турбина вместо старой. Жизнь блока удлиняется. Технология не меняется.
Не каждый актив выдерживает технологический прыжок. Ультрасверхкритические параметры на угольных ТЭС — это блоки от 600 МВт, ближе к 1 000. Небольшие угольные станции, например, Казахстана продолжат работать на технологиях 1970–80-х из-за единичной мощности. Нацпроект развития угольной генерации в стране, скорее всего, вообще обойдётся без ультрасверхкритики.
Возможно и повторное использование площадки ТЭС под солнце/накопитель или синхронный компенсатор - так уже делают в США, Европе и Турции, скоро будут делать и на Шелковом пути.
Ну, и новая станция на сорокалетней сети — только половина пути.
Сети и станции — разные объекты. Генерацию можно законтрактовать: долгосрочный договор купли-продажи энергии (PPA) даёт понятную выручку. Сеть — "общее "имущество и слабая модель быстрой замены. Если сеть не идёт за парком новых ВИЭ-станций, - этот парк "обрезается" (ограничивается диспетчером по выработке). Это удар по выручке инвестора.
ТЭС — другой актив: площадка, инженерная инфраструктура, присоединение, уже пройденные согласования. Меняете ядро, а не копируете старое — и можете получить фактически новый современный объект на том же месте.
В Центральной Азии и Южном Кавказе это старые паротурбинные блоки на газе и мазуте — Узбекистан, запад Казахстана, Туркменистан, Азербайджан. КПД растет резко: паросиловой цикл около 35%, ПГУ около 55%: расход топлива падает примерно в полтора раза. Водозабор — до двух–трёх раз, в зависимости от технологии. В вододефицитном районе это основание менять цикл, а не ремонтировать "для поддержания штанов", как говорили мои покойные учителя.
Но энергокомпания не модернизирует в убыток. Если нормативка/регулирование настроена на поддержание краткосрочных приоритетов, а не за модернизацию, рациональный ход — просто новая паровая турбина вместо старой. Жизнь блока удлиняется. Технология не меняется.
Не каждый актив выдерживает технологический прыжок. Ультрасверхкритические параметры на угольных ТЭС — это блоки от 600 МВт, ближе к 1 000. Небольшие угольные станции, например, Казахстана продолжат работать на технологиях 1970–80-х из-за единичной мощности. Нацпроект развития угольной генерации в стране, скорее всего, вообще обойдётся без ультрасверхкритики.
Возможно и повторное использование площадки ТЭС под солнце/накопитель или синхронный компенсатор - так уже делают в США, Европе и Турции, скоро будут делать и на Шелковом пути.
Ну, и новая станция на сорокалетней сети — только половина пути.