Сети на перспективу
Электрические сети в Иркутской области изношены на 60–70%, однако аварии на них случаются реже, чем в соседних регионах. Не отличаясь от них по состоянию высоковольтных линий и оборудования подстанций, Приангарье значительно лучше выглядит с точки зрения инвестиций в развитие инфраструктуры. Так, только инвестпрограмма ОАО «Иркутская электросетевая компания» на 2011 год составляет почти 5 млрд. рублей. При этом в ИЭСК не ограничиваются локальными задачами, но мыслят на перспективу: компания инициировала разработку схемы развития сетей в регионе до 2020 года и проекта по объединению с энергосистемой Якутии.
«Состояние сетей у нас в регионе мало чем отличается от состояния сетей в целом по России», – констатировал генеральный директор ОАО «Иркутская электросетевая компания» Борис Каратаев. Степень их износа составляет около 60–70% и колеблется в зависимости от напряжения, под которым работают линии электропередачи. То, как модернизируются сети, демонстрирует динамика амортизации компании: если в 2006 году она составляла около 900 млн. рублей, то в 2010-м – уже 3 млрд. Также показательно количество сбоев в работе сетей Иркутской области в целом и ИЭСК, которое ощутимо ниже, чем в других регионах.
Более внушительно смотрится и объём инвестиций в развитие сетевого хозяйства. «Я не знаю практически ни одной области в России, кроме Санкт-Петербурга и Москвы (это вообще государство в государстве), где был бы такой объём инвестиционной программы, – подчеркнул наш собеседник. – Даже в тех регионах, где состоялся переход на RAB-регулирование, суммы примерно такие же – около 5 миллиардов рублей».
Объём инвестиционной программы ИЭСК на 2011 год составляет 4,974 млрд. рублей (в 2010 году, для сравнения, – 5,817 млрд. рублей и 1,037 млрд. рублей по так называемой «губернаторской» программе, которую утверждает областное правительство). Директор по капитальному строительству Иркутской электросетевой компании Николай Любочкин уточнил, что из этой суммы 1,8 млрд. приходится на затраты, предназначенные для поддержания надёжности работы ЛЭП и подстанций. Расходы на работы на сетях 0,4–10 кВ составляют 736 млн. рублей, 35–110 кВ – 768 млн. рублей, а 220–550 кВ – 161 млн. рублей (плюс 2 млрд. рублей на строительство подстанции «Озёрная» и реконструкцию подстанции «Тайшет», предназначенные для выдачи мощности Богучанской ГЭС).
«Мы находимся в середине года, так что пока готовых объектов нет, все в работе», – сообщил Любочкин. Крупнейшими из них являются ПС «Тайшет» и «Озёрная», работы на которых планируют завершить в сентябре 2012 года. Значительное число подстанций и линий строится по программе технологического присоединения. Расходы на «губернаторскую» программу составляют 1,034 млрд. рублей. В начале года эта сумма была больше на 142 млн., однако её пришлось сократить после того, как правительство Иркутской области приняло решение о снижении тарифа на передачу электроэнергии. Напомним, в начале июня региональные власти сообщили о том, что он будет снижен до уровня, превышающего прошлогодний не более чем на 15%. По словам директора по экономике и финансам ИЭСК Алексея Хвостова, подобное произошло впервые с 90-х годов прошлого века. В итоге для потребителей, работающих в диапазоне напряжения до 0,4 кВ (НН), тариф на передачу электроэнергии должен снизиться на 39%, или до 45 копеек, а итоговая цена электричества – на 23%. Для тех, кто относится к категории СН II (1–20 кВ), сокращение составит 18%, а для потребителей из категории СН I – 13%.
А в ИЭСК из-за снижения тарифов были вынуждены отказаться от реализации ряда проектов. «Мы снимали те объекты, строительство которых ещё не было начато», – подчеркнул Каратаев. В частности, пришлось отказаться от проектирования подстанции 220/110 кВ «Трактовая» в Иркутске и реконструкции подстанции «Новая Уда». Кроме того, были сокращены расходы на строительство ПС «Урик» в Иркутском районе.
В остальном инвестиционная программа компании осталась нетронутой. Отдельной строкой в ней значатся мероприятия по сокращению издержек, затраты на которые составляют 15 млн. рублей. Эти средства предназначены на модернизацию системы учёта электроэнергии в одном из филиалов ИЭСК – Восточных электрических сетях. Впрочем, Каратаев отметил, что экономию и снижение потерь электроэнергии дают и другие проекты, не включённые в специальную программу. «Реконструкция, при которой мы меняем оборудование, тоже приводит к сокращению издержек, – добавил Любочкин. – Скажем, если мы на Братском переключательном пункте меняем воздушные выключатели на элегазовые».
То же касается и работ по организации системы управления Южными электрическими сетями ценой 24 млн. рублей и создания единого центра управления сетями стоимостью 100 млн. рублей. Кроме того, существует программа повышения качества, в которой предусмотрены 50 млн. рублей на установку нового оборудования на подстанциях или применение новых технологий на высоковольтных линиях. Одну из последних – американский провод 3М с графитовым сердечником – генеральный директор ИЭСК уже демонстрировал журналистам в конце 2010 года. В прошлом году его протянули по высоковольтной линии от Иркутской ГЭС до подстанции «Кировская» в Правобережном округе. В настоящее время реконструкция линии продолжается (как уточняет Каратаев, зачастую работать приходится по ночам, чтобы жители центра города не ощутили на себе последствий отключения электроэнергии), так что к концу года его дотянут до подстанции «Правобережная».
Долгожданное RAB-регулирование
При этом в ИЭСК рассматривают разные способы увеличения затрат на строительство и реконструкцию сетей. Наиболее предпочтительным из них в компании считают метод экономически обоснованной доходности инвестированного капитала – RAB-регулирование, при котором в тарифе на передачу электроэнергии учитываются не только фактические затраты, но и суммы, гарантирующие возврат инвестиций в сети и определённый доход инвестора. Тариф при этом устанавливается не на один год, как сейчас, а на несколько лет вперёд. «Помимо того что появляется прозрачный механизм возврата инвестиций и возможность привлечения сторонних инвесторов, это мотивирует компании на сокращение операционных издержек, потому что полученную за счёт этого прибыль из тарифа никто не убирает», – отметил Хвостов.
Долгосрочное регулирование, одним из инструментов которого является метод доходности инвестированного капитала, должно быть введено с 1 января 2012 года по всей территории России. ИЭСК пыталась перейти на RAB-регулирование ещё с 2011-го, однако долгосрочную инвестиционную программу компании, предусматривающую вложение более 18,8 млрд. рублей в развитие сетевой инфраструктуры в Иркутской области в 2011–2013 годах, Министерство энергетики РФ не успело утвердить в срок. «Её удалось согласовать только в ноябре 2010 года, так что процедурно мы не успели ввести RAB-регулирование», – напомнил Хвостов. В 2011-м компания вновь подала документы в Минэнерго, и её руководство надеется, что их утвердят в положенный срок. «Но, учитывая, что тарифы стали пересматриваться чаще, перспективы долгосрочного регулирования стали выглядеть более туманными, – осторожно заметил директор по экономике и финансам ИЭСК. – Сказать, какие могут быть законодательные инициативы, мы не можем».
Схематичное будущее
Между тем существуют альтернативы RAB-регулированию, например метод индексации тарифов или утверждённая региональными властями долгосрочная инвестиционная программа. Последняя должна базироваться на перспективной схеме развития электрических сетей, разработанной, кстати, по настоянию ИЭСК. «В неё заложены объекты, которые, как мы полагаем, необходимо построить для обеспечения надёжного энергоснабжения Иркутска и других территорий области», – рассказал Любочкин.
Так, запланировано создание кольца ЛЭП напряжением 220 кВ вокруг областного центра. Для этого понадобится построить новую подстанцию – «Трактовую» – и две линии, подключённые к ней. Кроме того, предусмотрено развитие сетей 110 кВ. Кольцо под таким напряжением предполагается сформировать и вокруг Ангарска. «Мы уже построили подстанцию «Прибрежная», а затем реконструируем подстанцию «РП-1» и обеспечим связь между ними», – уточнил директор по капитальному строительству ИЭСК. Развитие сетей предусмотрено и в Тулуне, где в следующем году планируют ввести в строй две подстанции: ещё одну, которая будет располагаться в Братске, в настоящее время проектируют. Вдобавок Иркутская электросетевая компания реконструирует линию Усть-Кут – Киренск, благодаря которой немало посёлков на севере региона, где стоят дизельные электростанции, подключаются к централизованному энергоснабжению.
Кроме того, в прошлом году в ИЭСК подготовили отдельный проект по объединению энергосистем Иркут-ской области и Якутии. В нём помимо всего прочего предусмотрено создание кольца линий 220 кВ по маршруту Усть-Кут – Киренск – Визирный – Чёртово Корыто – Мамакан с объединением ВЛ 220 Пеледуй – Талакан. Однако для его реализации (речь идёт о 64 млрд. рублей) необходимо софинансирование, так что заявку через правительство Иркутской области направили в федеральные ведомства. А документ под названием «Схема развития электрических сетей 35–220 кВ в Иркутской области на период до 2020 года» в настоящее время находится на утверждении в региональном министерстве жилищной политики, энергетики, транспорта и связи.
Сетевой прирост
Заглядывая на десятилетие в будущее, в ИЭСК не забывают и о настоящем. Это касается не только строительства и модернизации инфраструктуры, но и консолидации сетей. «Мы ведём довольно много переговоров и участвуем во всех конкурсах на передачу сетей, которые объявляют в муниципалитетах», – отметил Каратаев. В 2011 году были заключены договоры на аренду ЛЭП с сопутствующей инфраструктурой в Нижнеилим-ском и Черемховском районах, также было решено приобрести часть сетей в Железногорске-Илимском. Помимо этого ИЭСК намерена участвовать в конкурсе на аренду сетей Северобайкальского района Республики Бурятия, арендовать сети Селенгинского целлюлозно-картонного комбината. Компания также планирует зайти в Усть-Илимский район. «По большому счёту, мы консолидируем сети там, где собственник готов наполнить свой бюджет, продав их или сдав в аренду, – подытожил Хвостов. – Мы только по таким сетям прирастаем на 2-3% в год».
