Министр жилищной политики, энергетики и транспорта Иркутской области Пётр Воронин сообщил, что стратегия развития ТЭК региона до 2015–2020 годов с перспективой до 2030 года «уже фактически принята». «С точки зрения акта передачи документа это уже произошло, – сказал он. – Но предстоит ещё обсуждение на заседании правительства [Иркутской области], потому что нам предварительно нужно будет провести определённую работу, связанную с проблематикой газификации и газохимии». По словам министра, обсудить стратегию планируют в июне-июле. 

А ранее, 28 апреля, был принят другой документ, который, как отметил директор по стратегии и развитию ОАО «Иркутскэнерго» Дмитрий Шумеев, «с точки зрения статуса, наверное, является более весомым», – схема и программа развития электроэнергетики Иркутской области на 2013–2017 годы. «В части генерирующих и электросетевых объектов она, по большому счёту, повторяет стратегию, – подчеркнул он. – Всё развитие генерирующих мощностей было согласовано с нами, более того, практически все предложения в этой сфере были включены в стратегию по нашей инициативе». 

Гигаватты в плюс

Стратегия ТЭК предполагает, что до 2030 года будет введено в строй 2,5 ГВт генерирующих мощностей в базовом сценарии. В оптимистическом, при котором предприятия, региональные и федеральные власти, а также внешние инвесторы реализуют практически все запланированные проекты на территории Иркутской области и тем самым обеспечат прирост ВРП в сравнении с 2010 годом в 3,5 раза (с 542,3 млрд. до 1,885 трлн. рублей), планируется запуск 3,3 ГВт. В их числе газовая мини-ТЭЦ в Братске на 18 МВт и новый блок на Ново-Иркутской ТЭЦ мощностью 50 МВт, ввод которых в эксплуатацию должен состояться в 2011–2015 годах. В следующие пять лет предполагается запустить Ленскую ТЭС (три блока по 400 МВт) в Усть-Куте, технико-экономическое обоснование инвестиций в проект которой в «Иркутскэнерго» планируют подготовить к третьему кварталу нынешнего года, газотурбинную ТЭЦ в Иркутске на 300 МВт и две парогазовые установки по 160 МВт на Ново-Зиминской ТЭЦ. А в 2021–2025 годах речь идёт о сооружении конденсационной электростанции на газе, расположенной на юге Иркутской области, чья мощность оценивается в 400 МВт, и запуске двух агрегатов по 100 МВт и 60 МВт на ТЭЦ-1 (участке № 1 ТЭЦ-9) и ТЭЦ-10 соответственно. В дальнейшем, как полагают авторы стратегии из Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН,  потребуется увеличение мощности станции на юге области на 800 МВт. Согласно базовому варианту, её запуск, равно как и запуск Ленской ТЭС, будет сдвинут на более поздние сроки. 

Между тем в «Иркутскэнерго» говорят о том, что планы компании расходятся со стратегией в части строительства газовой КЭС и расширения Ново-Зиминской ТЭЦ. Это заявление было включено в протокол расширенного заседания координационного совета по развитию энергетики Иркутской области, на котором в конце февраля обсуждался предварительный проект документа. «Сейчас разногласий быть не должно», – заметил Шумеев, добавив однако, что ещё не ознакомился с итоговой версией стратегии. Обнародована она, очевидно, будет после летнего заседания, о котором заявил глава областного министерства ЖКХ.  

В уже утверждённой схеме и программе развития электроэнергетики, в свою очередь, предполагается только ввод в 2014 году мини-ТЭЦ в Братске, перенос турбины Р-50-130/13 с Усть-Илимской ТЭЦ на Ново-Иркутскую с увеличением в 2014 году электрической мощности последней на 50 МВт. Предусмотрен и запуск двух блоков по 400 МВт Ленской ТЭС в 2015–2017 годах соответственно, а также расширение Ново-Зиминской ТЭЦ за счёт установки нового турбоагрегата К-150-130 и котла БКЗ-420. Кроме того, запланирована модернизация части агрегатов ТЭЦ-11 и Ново-Зиминской ТЭЦ, что даст небольшой прирост мощности. 

У возобновляемого источника

Помимо ввода новых крупных энергоисточников, использующих традиционные виды топлива, в стратегии говорится и о развитии генерирующих мощностей на основе возобновляемых источников энергии. Первоочередными проектами среди них являются малые ГЭС на Киренге в районе села Карам Казачинско-Ленского района (рабочий проект Карамской ГЭС был разработан ещё в 2008 году), притоках Лены в Усть-Кутском районе для снабжения Боярска и Орлинги, а также на реках Тофаларии вблизи Алыгджера и Верхней Гутары в Нижнеудинском районе. 

Кроме того, говорится о значительном ветроэнергетическом потенциале посёлка Онгурён, где уже строится комбинированная ветросолнечная установка, и других населённых пунктах Ольхонского района. Для строительства солнечных станций наиболее привлекательной территорией является котловина Байкала, и в особенности Ольхон, однако сроки окупаемости подобных проектов оцениваются в 23-34 года, так что их реализация может быть обоснована не экономическим, а социальным эффектом. Согласно оценке, содержащейся в стратегии, для ввода мощностей на основе ВИЭ потребуется более 245 млн. рублей, а их мощность составит 1,576 МВт. 

В схеме и программе развития электроэнергетики предусмотрена реализация проектов общей мощностью 1,116 МВт. В списке первоочередных значатся уже упомянутые МГЭС в Казачинско-Ленском и Усть-Кутском районах, ветроустановка в Онгурёне мощностью 150 кВт. Однако весь перечень вводов объектов ВИЭ до 2017 года содержит 11 пунктов. В него, помимо МГЭС вблизи Алыгджера и Верхней Гутары в Тофаларии, Боярска и Орлинги в Усть-Кутском районе, Карама в Казачинско-Ленском районе  и ВЭС в Онгурёне, входят две станции на притоках Лены и малые ГЭС на Малой Белой, Оке и Шаманке. Строительство ещё четырёх МГЭС на левобережных притоках Ангары предусмотрено в 2019–2023 годах, вдобавок в перспективе возможна достройка Тельмамской ГЭС. Как полагают разработчики схемы, запуск её первого гидроагрегата возможен лишь в том случае, если уже в 2013 году начнутся все процедуры обоснования целесообразности строительства станции, а в дальнейшем все работы будут финансироваться в полном объёме. Директор по стратегии и развитию «Иркутскэнерго», в свою очередь, заметил, что этот проект является в значительной степени декларативным и пока нет инвестора, готового за него взяться. 

Так или иначе, затраты на перво-очередные проекты в сфере возобновляемых источников энергии, включённых в схему, оцениваются более чем в 186 млн. рублей, а их запуск позволит ежегодно экономить почти 600 тонн топлива на сумму 19 млн. рублей. Для сравнения: общие инвестиции в генерирующие объекты на территории региона в 2013–2017 годах оцениваются в 60,4 млрд. рублей. В стратегии развития ТЭК затраты на строительство и расширение тепловых электростанций с 2012 по 2030 год оцениваются в 94,8 млрд. рублей в базовом сценарии и в 125,2 млрд. рублей – в оптимистическом. Расходы на сооружение электросетевых объектов составляют 131,6 млрд.  и 136,6 млрд. рублей соответственно. 

ЛЭП длиной в тысячи километров

Однако инвестиции в развитие внешних электрических сетей напряжением 0,4–500 кВ, заложенные в схеме и программе развития электроэнергетики, оцениваются в 195,9 млрд. рублей. Только в списке строящихся объектов насчитывается 51 воздушная линия и 62 подстанции, реконструкции подлежат 50 линий и 99 подстанций. Протяжённость одних лишь ЛЭП напряжением 500 кВ составляет 1740 км, из которых на долю ОАО «ФСК ЕЭС» приходится 1494 км, ещё 230 км строит ОК «РУСАЛ» и 16 км – линию от Ленской ТЭС то Усть-Кута – ОАО «Иркутскэнерго». Львиную долю линий 200 кВ (1847 км) также будет возводить Федеральная сетевая компания, строительство будут вести ОАО «Иркутская электросетевая компания» и ЗАО «Витимэнерго». 

Большая часть линий высоких классов напряжения предназначена для выдачи мощности Ленской ТЭС в энергосистему. Одна только ФСК ЕЭС будет отвечать за строительство ЛЭП 500 кВ от Усть-Кута до Нижнеангарска и далее до Чары и Таксимо и за создание «кольца» 220 кВ Киренск – Чёртово Корыто – Сухой Лог. В схему включены и линии, предназначенные для выдачи мощности Богучанской ГЭС и энергоснабжения одного из крупнейших потребителей, чей запуск запланирован в Иркутской области в ближайшие несколько лет, – Тайшетского алюминиевого завода (в том числе три ЛЭП от Тайшета и Братского переключательного пункта до подстанции «Озёрная», которые в 2012 году достраивает ИЭСК, и линия ОК «РУСАЛ»). 

Потребление возрастает

Объём потребления электроэнергии в региональной энергосистеме в целом значительно увеличится за счёт его ввода в строй и появления новых промышленных предприятий. Эти два фактора в сочетании с другими дадут среднегодовой рост электропотребления в 2013–2017 годах на 2,5% (он будет колебаться от 1,39% в 2013 году до 7,19% в 2015 году). Авторы схемы и программы развития – ООО «Премьер-Энерго» и ИСЭМ СО РАН – считают, что уровень потребления возрастёт с 53,178 млрд. кВт-ч в 2011 году до 68,419 млрд. кВт-ч в 2017 году, так что Иркутская энергосистема из избыточной превратится в дефицитную.

В этой оценке они опирались на прогнозы, представленные в стратегии развития ТЭК. Согласно ей, в 2020 году объём электропотребления с учётом собственных нужд электростанций и потерь в сетях может составить 68,2 млрд. кВт-ч в 2020-м, 77,3 млрд. кВт-ч в 2025-м и 80,5 млрд. кВт-ч в 2030 году. В том случае, если на практике будет реализован оптимистический сценарий развития Иркутской области, эти цифры будут составлять 77,5 млрд. кВт-ч, 82,6 млрд. кВт-ч и 86,3 млрд. кВт-ч соответственно. В то же время прогнозируется снижение электроёмкости валового регионального продукта к 2020 году, в зависимости от сценария, до 0,075 кВт-ч/рубль или 0,082 кВт-ч/рубль. К 2030 году этот показатель сократится либо до 0,051 

кВт-ч/рубль, либо до 0,046 кВт-ч/рубль. Полезное потребление тепловой энергии, по расчётам авторов стратегии, к 2030 году по сравнению с 2010 годом увеличится на 16% в базовом сценарии и на 33% – в оптимистическом. В первом случае его объём составит 49,0 млн. Гкал, во втором – 56,4 млн. Гкал.