Иркутская энергосистема, как и энергетика в целом, изменяется в соответствии с развитием экономики. «Мы обязаны обеспечить требуемую мощность и объёмы тепловой и электрической энергии в количестве, необходимом потребителю в любой момент, поэтому так важен принцип опережающего развития в энергетике», – объясняет заместитель главного инженера по общетехническим вопросам ОАО «Иркутскэнерго» Александр Перетокин. Ежегодно в России разрабатываются и актуализируются перспективные балансы электрической энергии и мощности, которые учитывают прогнозные нужды потребителей и являются своеобразной «дорожной картой» для энергетиков. Результаты балансов, составленных на основе заявок потребителей в начале прошлого десятилетия, показали дефицитность Иркутской энергосистемы в период с 2012 года как по электрической мощности, так и по выработке электрической энергии. Поэтому начиная примерно с 2006 года в компании стали искать наиболее экономичные и оптимальные способы преодоления такой ситуации. 

Строительство новых мощностей требует значительных капитальных вложений, говорит Перетокин: так, сегодня создание 1 кВт новых мощностей электростанций, работающих на угле, обходится примерно в 2,5 тыс. долларов. И если в других регионах энергокомпании могут возводить новые объекты генерации за счёт средств, полученных по договорам о предоставлении мощности (ДПМ), у Иркутской энергосистемы такой возможности нет, как и нет обязательств перед государством по строительству новых мощностей. 

Говоря о развитии мощностей «Иркутскэнерго», Александр Перетокин напомнил, что максимальной установленной электрической мощности компания достигла в 1990 году. В конце 80-х – начале 90-х были достигнуты максимумы объёмов производства электроэнергии и мощности: исторический максимум по совместной выработке электроэнергии тепловыми и гидравлическими электростанциями 75,48 млрд. кВт-ч зафиксирован в 1989 году, по отпуску тепла от ТЭЦ – 45,9 млн. Гкал в 1991 году.

Поскольку основными потребителями энергии являлись крупные производственные предприятия региона: Братский и Усть-Илимский лесопромышленные комплексы, Ангарская нефтехимическая компания, Усольехимпром и ряд других заводов, – снижение их объёмов потребления сыграло основную роль в падении объёмов производства энергии ОАО «Иркутскэнерго» в 90-х годах. К 2000 году потребление электроэнергии сократилось в полтора раза, тепла – почти в два раза. «Снижение загрузки оборудования привело к необходимости выводить его в резерв, только в последние годы выходим из этого состояния, – говорит собеседник «СЭ». – Наступил момент определённого оживления промышленности, начал работать рынок электроэнергии».

Когда потребление вновь стало расти – в частности когда строительство и ввод пятой очереди ИркАЗа стали реальностью, – в «Иркутскэнерго» начали разрабатывать программу для покрытия растущего электропотребления. В результате анализа специалисты определили ряд направлений: снижение собственного электропотребления, снятие существующих ограничений установленной электрической мощности, реконструкция действующего оборудования с увеличением мощности, ввод в эксплуатацию не достроенного в перестроечные времена генерирующего оборудования и строительство новых ТЭС.

Только электрокотельные компании потребляли более 4,5 млрд. кВт-ч. в год. Вывод в резерв и передача тепловой нагрузки с электрокотельных на ТЭЦ дали двойной, а то и тройной экономический эффект, говорит Перетокин, так как разгрузка электрокотельных позволяет подключать новых потребителей и увеличивает объёмы выработки электроэнергии Ново-Иркутской ТЭЦ в комбинированном цикле. Отключение электрокотельных «Байкальская», «Лисиха», «Релейная» суммарной установленной электрической мощностью 324,1 МВт в Иркутске с передачей их тепловых нагрузок на Ново-Иркутскую ТЭЦ стало возможным благодаря строительству тепловой магистрали от неё с висячим переходом через Ангару, которая была введена в строй в 2008 году. Высвобожденные электрические мощности дали возможность активизировать строительство жилья в этом ранее электродефицитном районе города Иркутска, а дополнительная тепловая нагрузка впервые позволила Ново-Иркутской ТЭЦ в 2008 году нести свою проектную установленную электрическую мощность с большей долей выработки в комбинированном цикле (на тепловом потреблении).

В то же время началась поэтапная работа по переводу тепловой нагрузки электрокотельных Ленинского района («Ново-Ленино» и «Бытовая») на угольный теплоисточник – котельную Северного промузла (КСПУ). Проект позволил высвободить значительную электрическую мощность в развивающейся части города.

Аналогичные мероприятия проведены в Братске и Усть-Илимске. Новая блочно-модульная котельная (БМК) на газовом топливе позволила на 5 МВт разгрузить электрокотельную «Гидростроитель» в Братске, в 2011 году удалось достичь снижения потребления электроэнергии электрокотельной на 35,6 млн. кВт-ч. Перечисленные проекты проходят по Киотскому протоколу, поскольку сокращают негативное влияние на экологию.

Кроме того, были найдены технические решения по модернизации оборудования, в том числе реконструкция и строительство градирен, увеличение установленной электрической мощности турбоагрегатов путём реконструкции их проточных частей, снятия ограничений. 

Только за счёт вывода в резерв электрокотельных высвободилось более 600 МВт, что сравнимо с мощностью Ново-Иркутской ТЭЦ, говорят в «Иркутскэнерго». Компании это обошлось в 3-4 раза дешевле нового строительства, а потребителю не пришлось платить за новые объекты генерации из тарифа. По последней информации, за счёт всех мероприятий специалистам энергоугольной компании удалось обеспечить для потребителя дополнительно 986 МВт. Это немного меньше мощности ТЭЦ-10, самой крупной ТЭЦ ОАО «Иркутскэнерго».

Строительство тепломагистрали из зоны теплоснабжения ТЭЦ-10 в городе Ангарске для передачи тепловой нагрузки на ТЭЦ-9 позволило снять ограничения на последней на 194 МВт. В этом году после проведения реконструкции на турбинах и снятия ограничений ТЭЦ-9 взяла даже больше своей официальной на тот момент установленной мощности. Сейчас она проходит процедуру перемаркировки – согласования повышения установленной мощности с «Системным оператором». 

В программе компании есть и планы по достраиванию мощностей, не завершённых с советского периода: это котел № 5 и турбина № 4 на Ново-Зиминской ТЭЦ, котёл № 8 на Усть-Илимской ТЭЦ. В реализации находится проект установки турбины Р-50 на Ново-Иркутской ТЭЦ без увеличения установленной паропроизводительности действующих котлов.

Между тем Приангарье остаётся энергоизбыточным регионом. «Потребление тепловой энергии после спада девяностых так и не показало прогнозируемого роста, и рассчитывать в ближайшей и среднесрочной перспективе на его увеличение от предприятий, живущих в условиях рынка, жёсткого контроля за издержками и требований государства по энергоресурсосбережению, не приходится. При этом в результате полученного дополнительно 1 ГВт электрической мощности в ближайшие годы Приангарье останется избыточным и по электроэнергии», – заключили в компании.