Уголь рулит 

Утвердить схему и программу развития электроэнергетики на 2014–2018 годы регион был обязан до 1 мая, оттого в спешном порядке на заседании правительства о них заявил министр  жилищной политики, энергетики и транспорта Иркутской области Евгений Селедцов. По его словам, это ключевой документ при принятии тарифных решений, утверждении инвестиционных программ энергокомпаний и строительстве объектов в рамках госпрограмм. Он создавался при участии ЗАО «Электросетьпроект» и Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН.  Как в Иркутской области обстоит дело с электроэнергетикой, министр решил не распространяться, ограничившись сообщением, что Иркутская область обладает 28% от установленной мощности ОЭС Сибири.

Сам документ в разы содержательнее. «Картинка» нынешней ситуации выглядит так: практически вся генерация входит в состав «Иркутскэнерго», на долю «Витимэнергосбыта» (Мамаканская ГЭС) приходится 0,65%, ещё 1,42% – у промышленных блок-станций. Установленная мощность электростанций энергосистемы в 2012 году была равна 13182,1 МВт. Основная её часть вырабатывается на угле, но есть и другие виды топлива благодаря блок-станциям, которые используют отходы производства, например дрова. 

В прошлом году станции выработали 62 млрд. кВт-ч, основная часть традиционно пришлась на ГЭС (72,6%), 16,99 млрд. кВт-ч (27,4%) – на ТЭС. Итого 23,75 тыс. кВт-ч на одного жителя региона. Это, впрочем, не значит, что столько потребил каждый. На долю населения в Иркутской области приходится всего 9,1% потребления электроэнергии. Наибольшая часть используется промышленностью (60,8%). Среди «гигантов»-потребителей – «РУСАЛ-ИркАЗ», «РУСАЛ Братск», АНХК, Братский завод ферросплавов, «Группа ИЛИМ» в Братске,  ВСЖД и «Саянскхимпласт». Избытки мощности передаются в соседние энергосистемы – Красноярскую и Бурятскую.

Неуверенный «минус» 

Электропотребление за последние пять лет то росло, то снижалось. После пика в 2008 году произошёл резкий спад. Авторы программы связали это с «негативным влиянием экономического кризиса и спадом промышленности, и в первую очередь электроёмкого металлургического производства». Ещё год спустя, в 2010-м, регион прирастил 3,6%, а в 2011-м снова «упал» на 2,28%. Опять  обвинили спад металлургического производства и консервацию «Усольехимпрома». По итогам «пятилетки» Иркутская область вышла в «минус» на 0,55%. 

С тепловой энергией примерно та же история: сначала потребление росло, в 2009 году упало, а в 2010-м снова повысилось. Сказался не только «постепенный выход из кризисной ситуации», но и просто очень морозная зима (самые низкие температуры за последние 11 лет). Потом не в пользу потребления сыграла тёплая погода, и оно снова упало. Самое большое снижение показало Усолье-Сибирское, потерявшее своего самого крупного промышленного потребителя пара – «Усольехимпром». 

Работа на износ 

Состояние энергообъектов в Иркутской области, как следует из программы, оставляет желать лучшего. У 84% турбогенераторов  и 62% гидрогенераторов «Иркутскэнерго» истёк нормативный срок службы. Для Мамаканской ГЭС в Бодайбинском районе этот показатель и вовсе равен 100%. В сетевом хозяйстве он, как правило, тоже стремится к этой отметке. Так, например, у филиала «Южные электрические сети» ОАО «ИЭСК» износ равен 71,4% (доля сетей, использующихся более 40 лет), у Западных сетей – 79,5%. Лучше всего ситуация на Северных и Восточных электрических сетях (13,7%  и 20,12% износа соответственно).  В целом, делают вывод авторы программы, около 46% электрических сетей 110–220 кВ энергосистемы  Иркутской области на 2012 год «находится за пределами нормативных сроков службы, следовательно, изношенность сетей снижает надёжность электроснабжения потребителей в целом». 

Изношенность трансформаторов 220 кВ ещё выше – 54%. Причём у «Облкоммунэнерго» за пределами нормативных сроков эксплуатируются абсолютно все трансформаторы. Высокой изношенностью отличается оборудование ВСЖД и Центральных электрических сетей ИЭСК: срок службы истёк у 79% трансформаторов напряжением 

220 кВ. «Ввиду большого износа и исчерпания пропускной способности электрических сетей и оборудования в энергосистеме Иркутской области имеют место ограничения на технологическое присоединение новых мощностей», – говорится в документе. 

Резерв мощности

Тем не менее до 2018 года в Иркутской области сохранится профицит электроэнергии, хотя и с меньшим запасом – 1,5 млрд. кВт-ч (сейчас – 4,7 млрд. кВт-ч), заверил министр Селедцов. Правда, если верить программе, такой сценарий возможен только при вводе Ленской ТЭС. Без неё Иркутскую область с 2017 года может ожидать дефицит в 1,9 млрд. кВт-ч. Ожидается, что в ближайшие пять лет электропотребление в Иркутской области будет ежегодно увеличиваться в среднем на 1,5% (основной рост придётся на 2016-2017 годы) и составит к 2018 году 63,5 млрд. кВт-ч. 

Главные проекты, которые должны обеспечить прирост, традиционны: Тайшетский алюминиевый завод РУСАЛа (сроки завершения его строительства неоднократно менялись), трубопроводная система ВСТО (расширение до 80 млн. тонн нефти в год), Сибирский электрометаллургический завод (производство сортового проката и стальной заготовки в Братске) и Братский карборундовый завод (производство карбида кремния вблизи Усть-Илимска). Кроме того, присоединиться к электрической сети намерены «Газпром добыча Иркутск», Братская электросетевая компания,  Восточно-Сибирский научный центр СО РАМН. В целом новые потребители будут нуждаться ежегодно в 1,3 млрд. кВт-ч.

Из действующих предприятий существенно нарастить потребление к 2018 году намерены ВСЖД, «Группа ИЛИМ» в Усть-Илимске и, если верить оптимистичным прогнозам, «Усолье-Сибирский силикон». В меньшем объёме электроэнергии будут нуждаться только «Группа ИЛИМ» в Братске и Ангарский электролизный химический комбинат. Энергопотребление населения, по расчётам создателей документа, должно прирасти к 2018 году почти на 1 миллиард кВт-ч. 

В группе риска 

На общем благополучном фоне выделяется самый малонаселённый в регионе Бодайбинский район – единственная энергодефицитная территория Иркутской области. С сентября прошлого года по приказу Минэнерго он числится в списке регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения. Существующий дефицит авторы программы оценили в 26 МВт, перспективный – в 115 МВт. Этим ростом Бодайбо будет обязано развитию либо началу добычи на золоторудных месторождениях Вернинское, Голец Высочайший, Чёртово Корыто. «Гиганту» Сухому логу, чья судьба по-прежнему не определена, понадобится больше, чем этим трём месторождениям вместе взятым, – 180 МВт. 

В прошлом году «Полюс Золото», которому принадлежат лицензии на крупнейшие россыпные и рудные месторождения в районе, начал постепенно снимать ограничения в Бодайбо. Компания увеличила мощность перетока из единой энергосистемы в вынужденном режиме с 65 до 80 МВт, повысив напряжение на линии Таксимо – Мамакан до 220 кВ. Однако это решило проблему для Бодайбо лишь частично. В будущем «Полюс» готовится построить ЛЭП Пеледуй – Мамакан, чтобы получать электроэнергию с Вилюйского каскада ГЭС в Якутии.

В перспективе Бодайбинский район  надеется на Ленскую ТЭС «Иркутскэнерго» в Усть-Куте. Суммарная мощность трёх блоков станции составит 1200–1300 МВт. Из них 250 МВт ТЭС способна поставлять на золоторудные предприятия Бодайбо. В числе потенциальных потребителей – Удоканское месторождение меди (450 МВт), Чинейское железорудное месторождение (150–200 МВт), Холоднинский ГОК (30 МВт), ВСТО  (80 МВт) и БАМ. Если верить документу, ввести первый блок планируется в 2016 году, второй и третий будут синхронизированы с вводом ЛЭП и потребителей.  

Слабые конкуренты

Альтернатива, о которой напомнили авторы программы, заключается в строительстве местной ТЭС на 200 МВт или Тельмамской ГЭС на 450 МВт. Технико-экономическое обоснование для последней было сделано больше тридцати лет назад, реализация проекта длилась до 1994 года. По нынешним ценам за это время было затрачено около 5 млрд. рублей. Но после передачи ГЭС от «Иркутскэнерго» «Лензолоту» строительство прекратилось и больше не возобновлялось. В 2007 году проект Тельмамской ГЭС снова рассматривался, однако, кроме примерных сроков подготовки документации (около трёх лет), он так ничего и не получил. «При условии начала выполнения процедур обоснования целесообразности строительства Тельмамской ГЭС в 2013 году и достойном финансировании пуск первого агрегата возможен в 2022 году, – говорится в программе. – Для инициирования и ускорения указанных процедур необходимо обращение правительства Иркутской области или ОАО «Иркутскэнерго» с соответствующим предложением». 

Если строительство Тельмамской ГЭС в будущем создатели документа не исключают, то от малых ГЭС фактически отказываются. По расчётам ЗАО «Гидроэнергопром», каскад таких станций на Иркуте строить нецелесообразно: слишком высокие тарифы обещают эти энергоисточники. Даже если киловатт-час будет стоить 2-3 рубля, то МГЭС окупятся только за 11,7 года. Станции на реках Китой, Белая, Ока, Ия тоже обойдутся дороже, чем традиционные угольные, а тарифы составят от 2,7  до  5,8  рубля за 1 кВт-ч. «Малые ГЭС  вряд ли могут конкурировать  с перспективными  крупными  электростанциями  Иркутской  энергосистемы», – делают вывод авторы. Единственными малыми ГЭС, которые планируется построить в Иркутской области до 2017 года, являются станции на Киренге для села Карам Казачинско-Ленского района и на притоках Лены для сёл Боярск и Орлинга Усть-Кутского района. Их стоимость – 173,1 млн. рублей, установленная мощность – 966 кВт. 

Не тарифом единым

Всю программу по развитию электроэнергетики Иркутской области на пять лет авторы документа оценили в 196,6 млрд. рублей. Как отметил министр Селедцов, «сумма достаточно очень серьёзная». Основная доля инвестиций придётся на объекты Федеральной сетевой компании. Расходы ФСК составят 63,7 млрд. рублей (более половины суммы структура намерена вложить в 2017 году). Второе место по объёму инвестиций занимает «Иркутск-энерго» – 63,2 млрд. рублей, третье – ИЭСК (42,3 млрд. рублей). На «Облкоммунэнерго» придётся 9,7 млрд. рублей, ЗАО «Витимэнерго» – 16,6 млрд. рублей. Кроме того, большие вложения ожидаются в объекты для выдачи мощности БоГЭС, ВСТО и усиление направления Усть-Кут – Нижнеангарск  на  БАМе. ВСЖД планирует вложить 175 млн. рублей. 

«Безусловно, все потребности не могут быть закрыты за счёт одного тарифного регулирования, равно как и за счёт бюджетных механизмов», – заметил Селедцов, но как он сам предлагает компенсировать затраты, так и не пояснил. Губернатор Сергей Ерощенко в ответ пожурил министра за доклад и предложил принять программу «со значительными дополнениями», правда, в чём они заключаются, тоже не уточнил. Дискуссию по документу глава региона предложил не проводить в присутствии «одних интересантов», имея в виду компании отрасли.