ОАО «Иркутскэнерго» приступило к работам по увеличению генерирующих мощностей. Хотя компания и является в настоящее время энергоизбыточной, иркутские энергетики прогнозируют, что уже в 2010 году энергосистеме придётся максимально задействовать зарезервированные в период спада производства мощности. А уже к 2025 году в регионе планируется запустить в эксплуатацию новые станции. В течение ближайших 17 лет компания намерена увеличить собственные мощности, что позволит предоставить потребителям дополнительно до 25 млрд. кВт-ч ежегодно. Всё это потребует колоссальных инвестиций.

Жемчужина иркутской промышленности

В Иркутской области сложились уникальные условия для развития крупных промышленных предприятий. Безусловно, привлекательным фактором для этого является относительно недорогая электроэнергия. Если сравнивать тарифы на электро-энергию в регионах Сибири в 2006 году, получается, что средний тариф в Иркутской области составляет 30,5 копейки за кВт-ч, в Красноярском крае — 47,95 копейки, в Новосибирской области — 116 копеек, а в Бурятии — 120,8 коп. И по цене на тепло Приангарье в сравнении с соседними регионами не имеет себе равных. Так, в Иркутской области потребитель платит в среднем 283,6 рубля за Гкал тепла, в Красноярском крае — 398,8 рубля, в Бурятии — 417,5 рубля, в Новосибирской области — 441,8 рубля.

Конкурентное преимущество для размещаемых в области производств обеспечивает ОАО «Иркутскэнерго». Иркутская энергосистема является второй по установленной электрической мощности — 12 882 МВт, и третьей по выработке — 54,7 млрд. кВт-ч. Без малого три четверти энергомощности приходится на гидроэлектростанции, остальное — на теплогенерации. Пока эти показатели обеспечивают ей статус энергоизбыточной.

Энергокомпания является жемчужиной региональной экономики, будучи при этом крупнейшим налогоплательщиком: при выручке 18,9 млрд. рублей «Иркутскэнерго» заплатило в 2005 году налоги в сумме 4,5 млрд. рублей.

На пороге дефицита

Несмотря на то, что в регионе расположена одна из крупнейших энергокомпаний России, уже в 2010 году Иркутская область может столкнуться с проблемой дефицита электроэнергии. А согласно прогнозному балансу электроэнергии, к 2011 году он может стать устойчивым. Иркутская область готовится к вводу серии энергоёмких объектов, в числе которых участок нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО), самый дорогой инвестиционный проект на территории России.

В период с 2006 по 2011 год суммарный прирост потребления электроэнергии в Иркутской области составит более 15 млрд. кВт-ч.

Парабола спроса

В «Иркутскэнерго» рассчитывают, что без строительства новых станций можно нарастить производство электроэнергии не более чем на 10 млрд. кВт-ч.

В компании разработана специальная программа, которая предполагает в том числе снижение собственного потребления «Иркутскэнерго». Компания намерена закрыть электрокотельные в Иркутске, за счёт чего будет высвобождено 1,71 млрд. кВт-ч электроэнергии в год.

Однако закрытие электрокотельных в областном центре станет возможным после модернизации городской теплосистемы. Компания приступила к реализации проекта по созданию единой системы теплоснабжения дефицитного по теплу Иркутска и избыточного Ангарска общей стоимостью около 9 млрд. руб. Первую очередь проекта (строительство перехода теплотрассы от Ново-Иркутской ТЭЦ через Ангару) планируется завершить летом 2008 года. На это предполагается затратить 1,2 млрд. руб. Вторая очередь — строительство теплотрассы от ТЭЦ-10 до Ново-Ленино — может быть начата в 2008 году. Полное завершение строительства и ввод в эксплуатацию всего комплекса теплотрасс, соединяющего Ангарск и Иркутск, может быть осуществлено в середине 2010 года при условии получения достаточного финансирования из Инвестиционного фонда РФ.

Кроме того, компания планирует строительство к 2015 году новых блоков на уже существующих ТЭЦ: Ново-Зиминской, Усть-Илимской и ТЭЦ-10 (Ангарск).

Между углем и газом

В нынешнем году энергосистема приступила к работам по выбору местоположения новой тепловой электростанции. Генеральный директор ОАО «Иркутскэнерго» Сергей Эмдин заявил о начале разработки предварительного ТЭО проекта ТЭС с мощностью 1 500 МВт. По его словам, в настоящее время компания рассматривает два варианта строительства электростанции — на угле и газе. «Мы надеемся, что к 2025 году в Иркутской области появится газ, и просчитываем новое строительство как на угле, так и на газе», — отметил Сергей Эмдин. По его словам, при строительстве угольной электростанции затраты на 1 кВт электроэнергии составят порядка 1,5 тыс. долл., при строительстве газовой — около 1 тыс. долл. При этом эксплуатационные затраты газовых ТЭЦ по сравнению с угольными гораздо меньше, подчеркнул он. Тем не менее сроки ввода станции в эксплуатацию уже известны — это 2023 год. Поэтому окончательно вопрос о выборе перспективного вида топлива для новой ТЭС будет решён только после достижения договорённостей по цене на газ, которая должна составлять в Иркутской области 20-25 долл. за 1000 куб. м. По сути дела, речь идёт о конкурентоспособной цене в условиях наличия на территории области крупных месторождений угля с низкой себестоимостью добычи.

В борьбе за деньги инвесторов

Между тем правовое обеспечение инвестиционного процесса в электроэнергетике оставляет желать лучшего. До сих пор отсутствует регламентирующая база, позволяющая осуществлять реконструкцию и строительство распределительных сетей за счёт подключаемых потребителей. А новым источником финансирования строительства магистральных сетей может стать Инвестиционный фонд РФ, поскольку его основной задачей является реализация крупномасштабных инфраструктурных проектов.

Энергетики отмечают, что отрасль нуждается в принятии законодательных актов, которые устанавливали бы дату, после которой все вновь присоединяемые потребители обязаны будут покупать электроэнергию на создающемся в рамках реформирования оптовом рынке. Заинтересованность в этом энергосистем понятна. Компании получили бы право в стоимость энергии включать инвестиционную составляющую, которая может определяться на основе прямого договора с поставщиком электроэнергии или через системного оператора. Сегодня, как известно, тарифы являются предметом регулирования региональных энергетических комиссий. В связи с чем становится невозможным обеспечить гарантии по возврату капитала и необходимой нормы доходности. В то же время, с учётом значительной разницы в энерготарифах по сравнению с другими регионами, тарифное регулирование также можно использовать в качестве действенного инструмента для финансирования инвестиционных проектов.