Конкурс на разработку схемы и программы развития электроэнергетики Иркутской области на пятилетнюю перспективу был объявлен 23 ноября 2011 года. Его итоги подвели в конце декабря, победителем стало ООО «Премьер-Энерго». В дальнейшем компания привлекла Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН к разработке документов, которая по условиям контракта должна была завершиться до 1 апреля 2012 года. Первоначальный вариант схемы и программы был представлен на совещании 14 марта, а итоговую версию планировали рассмотреть на заседании правительства Иркутской области 27 апреля, однако оно было перенесено, поскольку губернатор региона срочно выехал в Черемховский район на место работ по ликвидации утечки нефтепродуктов в Ангару. Тем не менее 2 мая пресс-служба губернатора и правительства области распространила пресс-релиз о том, что её обсудили на совещании в «Сером доме».

Потребление уходит в рост

Копия документа, который должен определить направление развития генерирующих мощностей и сетевой инфраструктуры на ближайшие пять лет, оказалась в распоряжении «Сибирского энергетика». Прогнозируя развитие отрасли, его разработчики опирались на Стратегию развития ТЭК Иркутской области до 2015–2020 годов с перспективой до 2030 года и программу социально-экономического развития региона на 2011–2015 годы. В частности, предполагается, что объём потребления электроэнергии в регионе в 2013–2017 годах будет расти в среднем на 2,5% в год (от 1,39% в 2013 году до 7,19% в 2015 году), до 68,419 млрд. кВт-ч в 2017 году против 53,178 млрд. кВт-ч в 2011-м. При этом к концу пятилетки вместо избытка электроэнергии возникнет дефицит. 

Ожидается, что полезное потребление тепла к 2017 году увеличится в сравнении с 2010-м на 7,3%, то есть до 45,4 млн. Гкал в базовом сценарии, и на 14,9% (48,6 млн. Гкал) – в оптимистическом. При этом в промышленности прогнозируется рост теплопотребления на 16,8% и 23,9% соответственно. Наиболее теплоёмкими станут проекты по строительству новых и расширению существующих предприятий лесопереработки, свою лепту внесёт нефтехимия. Прирост теплопотребления в ЖКХ, в свою очередь, будет относительно небольшим. В связи с этим к 2017 году прогнозируется рост объёмов отпуска тепла на 6% от станций «Иркутскэнерго», 23% – от ведомственных ТЭС и 1,5% – от котельных

Ленская ТЭС в основе

В списке новых объектов, которые должны удовлетворить растущий спрос на тепловую и электрическую энергию, значатся Ленская ТЭС в Усть-Куте, точнее, два её энергоблока по 400 МВт каждый, запуск которых намечен на 2015 и 2017 годы, и газовая мини-ТЭЦ на 18 МВт в Братске. В схеме также предусматривается запуск в 2014 году блока электрической мощностью 50 МВт и тепловой 187 Гкал в час на Ново-Иркутской ТЭЦ (его перенесут с Усть-Илимской ТЭЦ). Намечено и расширение Ново-Зиминской ТЭЦ, предполагающее установку турбоагрегата  К-150-130 с котлом БКЗ-420. Кроме того, предполагается установка ещё одного котла и двух электрогенераторов на ТЭЦ Братского лесопромышленного комплекса, принадлежащей группе «Илим». В то же время предусмотрен вывод из работы части агрегатов участка №1 ТЭЦ-9 и энергоисточника БЛПК. Часть оборудования Ново-Зиминской ТЭЦ, ТЭЦ-9 и ТЭЦ-11, напротив, модернизируют, так что его мощность возрастёт. 

Между тем разработчики схемы и программы развития электроэнергетики рассматривают возможность создания станции на попутном газе Верхнечонского месторождения, состоящей из трёх блоков по 150 МВт, запуск которой позволит решить проблему энергоснабжения Бодайбинского района. Её ввод возможен до 2020–2025 годов, однако в ближайшие пять лет целесо-образно рассмотреть технико-экономическое обоснование её строительства. В качестве альтернативного варианта электроснабжения Бодайбинского района рассматривается достройка Тельмамской ГЭС, чья мощность также составляет 450 МВт. Запуск её первого гидроагрегата возможен лишь в 2022 году, и то при условии, что в 2013 году приступят к процедурам обоснования целесообразности строительства станции, а её возведение будет финансироваться в полном объёме. Данные проекта, впрочем, пока являются декларативными, поскольку нет реальных инвесторов, готовых взяться за их реализацию.

В некоторых территориях области предусматривается создание энергоисточников, использующих возобновляемые источники энергии. Речь об отдалённых районах, где потребители отрезаны от зоны централизованного энергоснабжения и где велики затраты на завоз топлива для дизельных электростанций. Первоочередными проектами, связанными с использованием возобновляемых источников энергии, являются уже строящаяся ветросолнечная установка в селе Онгурён Ольхонского района, малая ГЭС на Киренге в районе села Карам Казачинско-Ленского района, рабочий проект которой был подготовлен в 2008 году, и МГЭС на притоках Лены в сёлах Боярск и Орлинга в Усть-Кутском районе. Все они, напомним, предусмотрены в ранее разработанной стратегии развития ТЭК Иркутской области. Их совокупная мощность составит 1,116 МВт, а инвестиции в строительство оцениваются в 186 млн. рублей. Расходы на строительство всех малых ГЭС, чей ввод предусмотрен в документе в 2013–2017 годах (помимо перечисленных это ещё восемь МГЭС на притоках Лены, Иркуте, Оке, Малой Белой и реках Тофаларии), ещё больше.

 Общие затраты на развитие генерирующих объектов в Иркутской области в 2013–2017 годах составляют 60,4 млрд. рублей. 

Для выдачи мощности

Инвестиции в развитие внешних электрических сетей напряжением 0,4 – 500 кВ существенно больше – 195,9 млрд. рублей. Оно и неудивительно, ведь в перечне вводимых объектов значатся 51 новая воздушная линия и 62 подстанции, не говоря о реконструкции 50 линий и 99 подстанций. Протяжённость одних только ЛЭП напряжением 500 кВ составляет 1740 км, из которых 1494 км приходится на долю ОАО «ФСК ЕЭС», 230 км – ОК «РУСАЛ», 16 км – ОАО «Иркутскэнерго». Если говорить о линиях напряжением 220 кВ, то значительную их часть – 1847 км – также должна построить Федеральная сетевая компания, тогда как ИЭСК, согласно схеме, планирует возвести 148,8 км, а ЗАО «Витимэнерго» – три линии от Сухого Лога до подстанции «Артёмовская» и от «Артёмовской» до подстанции «Мамакан» и «Кропоткинская» общей протяжённостью 468,8 км. 

Значительный объём вводов во многом связан с необходимостью обеспечить выдачу мощности Ленской ТЭС. По этой причине в инвестиционной программе ФСК ЕЭС предусмотрен перевод линии Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут на напряжение 500 кВ, строительство второй цепи 500 кВ линии Усть -Илимская ГЭС – Усть-Кут с временным включением на напряжение 

220 кВ (авторы схемы считают этот вариант нецелесообразным, в качестве альтернативного предлагая сооружение ЛЭП 500 кВ от Братской ГЭС до Усть-Кута), ВЛ Усть -Кут – Нижнеангарск, Нижнеангарск – Таксимо и Таксимо – Чара. Кроме того, Федеральная сетевая компания будет отвечать за создание «кольца» линий 220 кВ по маршруту Киренск – Чёртово Корыто – Сухой Лог и ЛЭП, предназначенных для энергоснабжения ряда нефтеперекачивающих станций трубопровода «Восточная Сибирь – Тихий океан». 

Протяжённость новых теплотрасс, равно как и объёмы их реконструкции, существенно меньше. Так, затраты на развитие тепловых сетей в 2013–2017 годах оцениваются в 7,6 млрд. рублей, из которых 5,472 млрд. рублей придётся на вложения ОАО «Иркутскэнерго». При этом компания проложит 24 км новых теплотрасс, тогда как организации ЖКХ и промышленные предприятия будут заниматься исключительно реконструкцией систем теплоснабжения. Между тем в документе говорится о том, что затраты на реконструкцию рассчитаны, исходя из существующего темпа перекладки сетей (42 км в 2010 году для «Иркутскэнерго»), тогда как для полного устранения износа к 2017 году потребуется ежегодно менять по 180,3 км трубопроводов.