Энергосистема Иркутской области создавалась в годы Советского Союза. Точнее, её генерирующие мощности, которые строились в расчёте на крупные промышленные предприятия. В прошлом году юбилеи со дня пуска первых гидроагрегатов отметили Иркутская и Братская ГЭС, памятная дата – 65 лет – была и у ТЭЦ-1, расположенной в Ангарске. ТЭЦ-12, находящаяся в Черемхове, отпразднует 85-летие ввода в эксплуатацию в июле 2017 года. Даже первым котлам относительно молодых Ново-Иркутской и Ново-Зиминской ТЭЦ исполнилось более трёх десятков лет.

Фонд энергетического развития в прошлогоднем отчёте о состоянии теплоснабжения в России относит мощности «Иркутскэнерго» к «наиболее возрастным» наравне с оборудованием ПАО «Квадра» из европейской части страны, омского АО «ТГК-11» и ПАО «ТГК-14», работающего на территории Бурятии и Забайкальского края. Средний возраст 1 кВт установленной мощности компании, по данным организации, в 2014 году составлял 38 лет. Источником информации, сказано в отчёте, были «расчёты экспертов на основе данных о годах ввода». «Возраст – очень понятный на бытовом уровне аргумент, – отмечает директор по стратегии и развитию «Иркутскэнерго» Дмитрий Шумеев. – Но он не совсем целесообразен, когда речь идёт о машинах: в этом случае надо смотреть на то, какую техническую политику проводила компания в предыдущие годы, сколько вкладывала в оборудование. Если сравнивать с живыми организмами, то есть календарный возраст, а есть биологический. Первый может быть большим, второй – гораздо меньшим. «Биологический возраст» наших станций сравнительно невелик, потому что компания поддерживает их техническое состояние на высоком уровне».

По сигналу рынка

Замена генерирующего оборудования для повышения эффективности его работы, в свою очередь, зависит от экономической конъюнктуры. В электроэнергетике после реформы отрасли её определяет рынок. «Всё зависит от тех сигналов, которые он нам посылает, – поясняет Шумеев. – Рынок сегодня посылает следующий сигнал: существующий уровень цен на мощность (именно они определяют возможность проведения модернизации, поскольку цены на энергию призваны компенсировать переменные издержки) обеспечивает только покрытие операционных затрат». По итогам первого долгосрочного конкурентного отбора, состоявшегося в 2015 году, стоимость мощности электростанций Сибири была снижена. Если на 2016 год она была определена в размере 189,2 тыс. рублей за мегаватт в месяц, то на 2017-й – 181,8 тыс. рублей. В следующем году произойдёт рост до 185,7 тыс. рублей, ещё через год – до 190,3 тыс. рублей за МВт в месяц. Стоимость мегаватта в 2020 году по итогам отбора, проведённого в прошлом сентябре, изменится незначительно – 190,5 тыс. рублей.

При всём том продажа электричества остаётся прибыльной, тогда как реализация тепла, которая производится по регулируемым ценам, приносит одни убытки. Для «Иркутскэнерго» в этом виде бизнеса в прошлом году они составили более 1,1 млрд рублей. В 2015 году, напротив, продажа тепла принесла небольшую прибыль – 326 млн рублей. Как и первый квартал 2017 года: согласно отчёту о финансовых результатах, при себестоимости в 4,98 млрд рублей выручка от реализации этого вида энергии почти достигла 5,38 млрд рублей. Подобная ситуация, впрочем, наблюдалась и в прошлом году, который в целом оказался убыточным. На этом фоне реформа теплоснабжения, предусматривающая переход от регулируемых тарифов к рыночным ценам, понемногу откладывается из опасений, что она приведёт к росту конечных цен для потребителей. «В сухом остатке: для масштабной модернизации электростанций сегодня нет экономических условий, – заключает директор по стратегии и развитию «Иркутскэнерго». – Если они появятся, мы найдём для себя нишу и возможность для реализации».

Модернизация в широком смысле

Компания обеспечивает надёжную работу оборудования тепловых электростанций, своевременно выполняя его ремонты. Об этом свидетельствует, к примеру, отчёт о подготовке к осенне-зимнему периоду 2016-2017 годов: подавляющее большинство аварий происходит на сетях, а не на источниках энергии. Одновременно снижается количество ошибок персонала, которые приводят к отказам электротехнического и котлотурбинного оборудования. Объём инвестиционной программы, львиная доля которого приходится на мероприятия по обеспечению надёжной работы агрегатов, на протяжении нескольких лет остаётся примерно на одном уровне – около 4 млрд рублей. В 2016 году, в частности, он составил 4,3 млрд рублей. А из 4,07 млрд рублей инвестиций в 2015 году почти четверть была израсходована на эффективные и окупаемые проекты.

«Нельзя сказать, что мы просто ждём подходящих экономических условий для модернизации, – подчёркивает Шумеев. – Компания довольно много занимается реализацией проектов повышения эффективности работы действующего оборудования – как основного, так и вспомогательного». Это проекты, направленные на сокращение издержек производства, например, насосное оборудование или теплообменники с более высоким КПД, применение частотно-регулируемого привода на вспомогательных машинах, установка тепловых насосов и т.д. Такие проекты не приводят к кардинальному изменению параметров работы ТЭЦ или ГЭС в целом, но тем не менее улучшают экономику станций. Деятельность по поиску и реализации таких проектов является постоянной. «В широком смысле модернизацией можно назвать и перенос тепловых нагрузок с менее эффективных источников на более эффективные», – добавляет Шумеев. Недавний проект из этой области – строительство тепловой магистрали между Усть-Илимской ТЭЦ и электрической котельной при подстанции № 3. С её запуском осенью 2016 года на теплоэлектроцентраль передали нагрузку с неэффективного источника мощностью более 20 МВт. Электрокотельную закрыли, а подачу энергии в её зону теплоснабжения с начала отопительного сезона 2016-2017 годов взяла на себя Усть-Илимская ТЭЦ.

В прошлом году был завершён проект по передаче нагрузки в виде горячей воды с ТЭЦ-1, одной из старейших в энергосистеме Иркутской области, на куда более крупную ТЭЦ-9. Нагрузка на последнюю вследствие этого выросла на 166 Гкал/ч. Если учесть, что разница в себестоимости гигакалории, выработанной на ТЭЦ-9 и на ТЭЦ-1, составляет 106,2 рубля, получается весьма ощутимый экономический эффект. Следующий шаг – передача нагрузок в виде пара, которым «единичка» снабжает часть производственных объектов на промышленной площадке АО «Ангарская нефтехимическая компания». Как сказано в отчёте «Иркутскэнерго» за первый квартал 2017 года, этот этап проекта, «решение об инициации» которого было принято в прошлом году, предполагает строительство паропроводов и последующее закрытие ТЭЦ-1. «Сейчас разрабатывается проектная документация и принимается корпоративное решение об инвестициях, – рассказывает Шумеев. – Вырабатывается понимание, какое оборудование надо модернизировать, какие объекты построить, чтобы принять паровые нагрузки с ТЭЦ-1. Наверное, это главный проект этого года. И беспрецедентный по сложности, если говорить о последних пяти-семи годах. После его реализации ТЭЦ-9 станет одной из самых высоконагруженных станций «Иркутскэнерго».

Больше энергии при той же воде

Модернизация в чистом виде проводится на гидроэлектростанциях – это подразумевает программа «Новая энергия», которую реализует «ЕвроСибЭнерго». На Братской ГЭС ещё в 2007–2010 годах заменили рабочие колёса на первых шести гидроагрегатах, введённых в строй ещё начале шестидесятых. Благодаря этому выработка станции увеличилась на 700 млн кВт-ч в год. Если в конце «нулевых» оборудование поставил концерн «Силовые машины», в состав которого входит Ленинградский металлический завод, то в сентябре 2011 года «Иркутскэнерго» подписало контракт на поставку рабочих колёс ещё для шести гидроагрегатов Братской ГЭС с Voith Hydro. Первое колесо, произведённое в Австрии, прибыло в феврале 2014 года, шестое – в августе 2015 года. Последнее в настоящее время устанавливают. А модернизированный гидроагрегат с пятым по счёту новым рабочим колесом был запущен после реконструкции 29 мая 2017 года. Пресс-служба компании сообщает: тест его работы проведён успешно, все проектные параметры подтверждены. То есть коэффициент полезного действия машины достиг 95,2%. По проекту модернизация четырёх гидроагрегатов приведёт к тому, что Братская ГЭС при неизменных сбросных расходах будет ежегодно производить на 600–700 млн кВт-ч электроэнергии больше.

Новые рабочие колёса монтируют и на Усть-Илимской ГЭС. На ней модернизируют четыре гидроагрегата из шестнадцати. Первый из них запустили после реконструкции в конце июня 2016 года. А рабочее колесо для третьего доставили 2 мая 2017 года. Из Санкт-Петербурга (оборудование изготавливает Ленинградский металлический завод) конструкцию диаметром 5,7 м и массой 86 т доставили автомобильным транспортом. Её монтаж займёт три месяца, так что модернизированный гидроагрегат, как ожидается, введут в работу в августе. КПД турбины после этого достигнет 96,7% – один из самых высоких показателей в отечественной гидроэнергетике. Замена рабочих колёс на всех четырёх машинах, которая должна завершиться в первом квартале 2018 года, даст прибавку к выработке Усть-Илимской ГЭС почти в 385 млн кВт-ч в год.

Существует также проект по замене трёх агрегатов – и турбин, и генераторов – Иркутской ГЭС. Его планировали реализовать в 2018–2021 годах. Максимальная стоимость работ была установлена в размере 4 млрд рублей. Такой «потолок» был задан в документации к открытому запросу предложений от поставщиков оборудования, который был объявлен в октябре 2015 года. Торги должны были состояться 31 марта, однако на сайте торгового дома «ЕвроСибЭнерго» было размещено уведомление о том, что закупка отменена. Что не означает отказ от проекта как такового. «Мы обсуждали предварительные проработки по нему в соответствии с нашей корпоративной процедурой с управляющими компаниями, и в целом концепция проекта была одобрена, – говорит Шумеев. – Решено провести уточнение стоимости. Если проект сохранит экономическую эффективность, то с высокой вероятностью он будет реализован».