Электроэнергетика в Иркутской области // Винокуров М.А., Суходолов А.П. Экономика Иркутской области

По выработке электроэнергии Россия занимает второе место в мире (после США), а ее доля в мировом электроэнергетическом балансе оценивается в 8-9% (для сравнения: США — 26%, Япония — 8, Китай — 7, Германия — 5, Канада — 4). 

В России среди субъектов федерации наиболее высоким энергетическим потенциалом обладает Иркутская область, где имеются крупные электростанции суммарной мощностью 13,6 ГВт (6-8 % энергетических мощностей страны). При этом выработка электроэнергии на душу населения в Иркутской области одна из самых высоких в мире (данные середины 1990-х годов):

• Норвегия 24 тыс. кВт/ч на 1 чел
• Иркутская область  21,5 
• Канада 18,4
• ... Вся Россия 5. 6

Первые гидроэлектростанции

Первая гидроэлектростанция в Иркутской губернии появилась в 1896 г., в Ленском горном округе. Ее построили на р. Ныгри (приток р. Вачи), вблизи прииска Павловского, использовав для этого мощные деривационные сооружения, применяемые ранее для промывки золотоносных песков.

Оборудование приобретали в Германии, в фирмах «Лаймер» и «Шуккерт». Доставляли его сначала в Нижний Новгород по железной дороге, затем пароходом по Волге и Каме в Пермь, оттуда на подводах через Тюмень и Томск к Качугу, после чего вновь пароходом по Лене и Витиму до пристани Бодайбо и, наконец, лошадьми до ныгринских приисков. Остатки оборудования разрушенной после революции станции можно было видеть в г. Бодайбо. Некоторые детали, например корпуса от динамо-машин, валялись возле механической мастерской до 1950-х гг.

Ныгринская ГЭС сразу стала крупнейшей в Сибири. Ее мощность достигала 0,3 МВт. Достаточно сказать, что построенная на четыре года раньше Зыряновская ГЭС на Алтае, считавшаяся одной из первых гидроэлектростанций в России, по мощности вдвое уступала Ныгринской.

Энергетическое оборудование станции состояло из двух турбин с общим горизонтальным валом, вращавшим три динамо-машины мощностью по 0,1 МВт. Первичное напряжение преобразовывалось четырьмя трансформаторами трехфазного тока до 10 кВ и передавалось по двум высоковольтным линиям на соседние прииски. Это были первые в России высоковольтные ЛЭП.

Одну линию (длиной 9 км) проложили через гольцы к прииску Негаданному, другую (14 км) — вверх по долине Ныгри до устья кл. Сухой Лог, где в те годы действовал прииск Ивановский. На приисках напряжение трансформировалось до 220 В. Благодаря электроэнергии Ныгринской ГЭС в шахтах установили электрические подъемники и электрифицировали приисковую железную дорогу, которая стала первой в России электрифицированной железной дорогой.

Всего в Ленском золотопромышленном районе до революции построили шесть гидроэлектростанций суммарной установленной мощностью 2,8 МВт. Каскад этих ГЭС работал на одну сеть. Это был первый в России опыт работы гидроэлектростанций в единой энергосистеме. Их электроэнергия использовалась для производственных целей — механизации многих трудоемких процессов на приисках, а также для бытовых нужд.

Кроме гидроэлектростанций в дореволюционной губернии имелись небольшие тепловые электростанции (в Иркутске, Черемхове и Бодайбо). Самая крупная из них, мощностью 0,9 МВт, работала в Иркутске.

К началу Великой Отечественной войны в Иркутской области действовало более 200 небольших электростанций и энергоагрегатов суммарной установленной мощностью порядка 45 МВт с годовой вы-   работкой электроэнергии 195 тыс. кВт-ч.

Первые крупные проекты гидростроительства

Идеи использования энергоресурсов могучих сибирских рек высказывались еще в прошлом веке, в том числе известными учеными А.Л.Чекановским и В.А.Обручевым.  Обсуждались они и местными властями. Так, весной 1895 г. Иркутская городская управа рассмотрела предложение группы инженеров о гидротехническом строительстве на Ангаре.  Несколькими годами позже обсуждалась возможность строительства гидроэлектростанции на Иркуте.  Однако серьезные гидрологические исследования на территории Иркутской губернии начались в период   сооружения  Транссибирской железнодорожной магистрали.  Проводились они экспедициями Министерства путей сообщения под руководством опытных инженеров В. М. Малышева и А. А.Вельнера.

Перед революцией 1917 г. гидроресурсы в губернии изучались тремя исследовательскими группами: экспедицией Томского округа путей сообщения, отрядом по исследованию Обь-Енисейского водного пути и партией по изучению рек Ленского бассейна.

На основе материалов этих экспедиций в  1920 г. по заданию комиссии ГОЭЛРО инженер А.А.Вельнер подготовил записку «Водные силы Ангары и возможность их использования», в которой обосновал идею строительства в Иркутской губернии ряда ГЭС, в том числе 11 гидроэлектростанций на Ангаре с напором от 6 до 20 м и суммарной установленной мощностью 2000 МВт.  Однако эти предложения не вошли в план ГОЭЛРО, в котором было намечено строительство лишь первоочередных электростанций в европейской части страны. Тем не менее, новый план электрификации подтверждал перспективы гидроэнергетического использования сибирских рек.

В 1920-х гг. по инициативе Госплана было создано Ангарское бюро, которому поручили исследование производительных сил и разработку программы электрификации южной части Иркутской губернии и прилегающей к ней Бурят-Монгольской АССР. В работе участвовали известные специалисты, еще до революции изучавшие перспективы развития производительных сил данного региона.

По итогам работы энергетической секции Ангарского бюро в 1925 г. инженер В. М. Малышев подготовил для Госплана СССР записку «Лено-Байкальская область и перспективы ее электрификации». Вот некоторые выводы данной записки. Строительство мощных ГЭС на ангарских порогах и на рр. Оке и Ии в ближайшей перспективе нецелесообразно, поскольку в регионе и за его пределами пока не созданы достаточно мощные потребители их электроэнергии. Использование гидроресурсов Витима и его притоков, удаленных от промышленных центров, представляет интерес только в связи с электрификацией Лено-Витимского золоторудного района. Для строительства небольших гидроэлектростанций на юге губернии целесообразно использование рек южной части Байкала: Снежной, Утулика, Мурина, Мишихи и др.; стоимость подобной гидроустановки, при напоре воды 12 м, может достигать 3 млн. руб. (в ценах 1925 г.), а себестоимость получаемого на ней 1 кВт-ч электроэнергии — 0,8-1,5 коп.; при сооружении на одной реке нескольких гидроустановок себестоимость электроэнергии могла снижаться по мере увеличения их общей мощности. Для обеспечения в ближайшей перспективе электроэнергией Иркутско-Черемховской промышленной зоны предлагалось увеличение энергетической мощности существующей с 1910 г. тепловой электростанции в Иркутске и строительство одной или нескольких гидроэлектростанций на Иркуте, в районе его известной петли Куличьего Носа, а также вблизи с. Моты.

Проекты строительства гидроэлектростанций на Иркуте

Идея строительства на Иркуте одной или нескольких гидроэлектростанций высказывалась еще в прошлом веке. В период проектно-изыскательских работ по сооружению Кругобайкальского участка Транссибирской магистрали на реке проводили гидрологические исследования. Было установлено, что в районе с. Быстрая среднегодовой расход воды составляет 45 м³/с. Здесь Иркут оставляет широкую Тункинскую долину, круто поворачивает в горное ущелье, огибает Зыркузунский хребет, образуя огромную, длиной 40 км, петлю, называемую Куличьим Носом, и далее, на протяжении 50 км до с. Моты, протекает в зажатой утесами ущелистой долине.

На основе дореволюционных гидрологических исследований в середине 1920-х гг. было предложено три варианта использования энергии Иркута. По каждому из них были подготовлены краткие технико-экономические обоснования с оценкой стоимости строительных работ и необходимого оборудования, с расчетом себестоимости 1 кВт-ч электроэнергии и стоимости прокладки высоковольтных ЛЭП к городам Иркутску,  Усолью и Черемхову. Стоимость реализации каждого из вариантов оценивалась в 7-10 млн. руб. (в ценах 1925г.) при себестоимости 1 кВт-ч электроэнергии 0,75 коп. Наиболее приемлемыми были три варианта.

Первый из них предполагал разместить гидроэлектростанцию ниже впадения речки Выгузовой и выше с. Моты, при выходе Иркута из ущелья, в 40-50 км от Иркутска. В этом месте возможно строительство 36-метровой плотины ГЭС с установкой энергоагрегатов мощностью 18 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 80 млн. кВт-ч. Для ее потребления в районе предлагалось разместить завод по переработке древесной массы и производству бумаги в объеме 40 тыс. т в год. Такое производство требовало ежегодно 72 млн. кВт-ч электроэнергии. При этом в Иркутск можно было передавать 8 млн. кВт-ч электроэнергии в год, в дополнение к вырабатываемой городской теплоэлектростанцией.

Второй вариант предусматривал строительство тоннеля через Зыркузунский хребет протяженностью 3,7 км. Согласно дополнительным изысканиям, проведенным в 1920-1922 гг. экспедицией под руководством инженеров Н.М.Обухова и В.Р.Шмидта, с помощью этого тоннеля можно было получить падение уровня до 70 м. Это позволяло установить энергоагрегаты мощностью в 24 МВт. При этом оставалась возможность строительства плотины и у с. Моты, поскольку разность уровней реки у Куличьего Носа и у с. Моты составляла около 90 м.

Наконец, третий вариант предлагал изменить русло Иркута, направив его воды в Байкал. Дело в том, что при повороте в ущелье река приближается к озеру на расстояние 18 км и отделена от него только небольшим водоразделом высотой в 28 м. Разность уровней Иркута и Байкала в этом месте — 200 м. Чтобы повернуть реку в Байкал, необходимо было перекрыть ущелье, взорвав одну из скал, и на небольшом участке вскрыть перемычку водораздела, направив сток в долину рр. Ильчи и Култучной, где на пути к Байкалу можно было соорудить несколько гидроэлектростанций установленной мощностью по 30 МВт каждая. При этом воды Иркута могли бы подпитывать Байкал и давать будущим гидроэлектростанциям Ангарского каскада дополнительную мощность.

До сих пор ни один из проектов строительства ГЭС на Иркуте не реализован. Хотя идея отвода его русла в Байкал, предложенная в 1920-х гг., повторно рассматривалась в 1958 г. на Конференции по развитию производительных сил Восточной Сибири.

Гидростроительство на Ангаре

В 1930-х гг. проекты освоения гидроресурсов небольших сибирских рек отошли на второй план. В советской прессе появились статьи под заголовками «Страна АЕ», «Ангарстрой», «Большой Ангарстрой», посвященные освоению гидроэнергетических ресурсов крупных сибирских рек — Ангары и Енисея. В те годы начиналась социалистическая индустриализация, символами которой стали гигантские стройки страны: Днепрогэс, Волховстрой, Магнитка. Одновременно намечались планы развития производительных сил на востоке, в том числе возведение мощных ГЭС, прокладка в тайге невиданных по длине и мощности линий электропередач, строительство крупнейших металлургических заводов. Уже тогда в Восточной Сибири предлагали создать на базе дешевой электроэнергии мировой центр по выплавке алюминия.

Под руководством академика И.Г.Александрова, в рамках Ангарского бюро, возобновляются широкомасштабные комплексные исследования природных ресурсов Приангарья, и в частности гидроресурсов Ангары. Вновь организуются гидрологические станции, закрывшиеся после революции. По заданию Госплана СССР бюро разрабатывает схему комплексного использования Ангары. В этой работе принимают участие известные ученые и практики: экономгеограф профессор Н.Н.Колосовский, инженер-энергетик В.М.Малышев и др.

Возможности гидроэнергетического строительства в Приангарье обсуждались на областных партийных конференциях и на заседаниях президиума Госплана СССР. В те годы предлагалось два проекта: «Малый Ангарстрой», предусматривающий создание нескольких гидроэлектростанций между оз. Байкал и г. Черемхово, и «Большой Ангарстрой», намечавший в отдаленной перспективе возведение мощных гидроэлектростанций в порожистой части реки, начиная от Братска и до устья Ангары. Идеи всех проектов были обобщены и представлены в докладе на Первой всесоюзной конференции по развитию производительных сил СССР (1932), рассмотревшей возможность строительства на Ангаре нескольких гидроэлектростанций: Байкальской, Бархатовской, Братской, Шаманской, Игреньской и Каменской. Впоследствии детальное изучение района между Иркутском и с. Бархатово заставило отказаться от сооружения Бархатовской ГЭС (202 км от истока). Вместо нее предлагалось строительство двух промежуточных ГЭС, Суховской и Тельминской.

К середине 1930-х гг. были подготовлены следующие основополагающие документы: рабочая гипотеза комплексного использования Ангары, предварительная схема освоения ее верхнего участка до Братска, схематический проект первоочередной Байкальской (Иркутской) ГЭС, технико-экономическая схема Братского энергопромышленного комплекса промышленных предприятий - потребителей электроэнергии.

Перечисленные документы обосновывали строительство на Ангаре каскада электростанций с использованием на них перепада высот в 333 м (из имеющихся 380), а остальные 47 м намечалось оставить для водохранилища Енисейской ГЭС, которую предлагалось разместить ниже устья Ангары. Подпор водохранилища должен был доходить до нижней ступени Ангарского каскада - Богучанской ГЭС. Все эти предложения были рассмотрены и в целом одобрены экспертной комиссией Госплана СССР в 1936 г. Однако работы по реализации этих проектов так и не начались.

Возобновились они только после Великой Отечественной войны. И уже в 1947 г. Конференция по изучению производительных сил Иркутской области рекомендовала правительству начать освоение гидроресурсов Ангары, развивая при этом на базе дешевой электроэнергии и местных источников сырья химическую, горнорудную, алюминиевую и другие энергоемкие отрасли. Было признано целесообразным возведение между Иркутском и Байкалом только одной большой ГЭС. Академик А. В. Винтер, возражая сторонникам строительства на этом участке двух электростанций, сравнил верхнее течение Ангары с драгоценным алмазом, делить который на части расточительно.

Всего на Ангаре предлагалось разместить шесть гидроэлектростанций суммарной установленной мощностью более 13 ГВт со среднегодовой выработкой до 70 млрд. кВт-ч электроэнергии (табл. 14.1).

Таблица 14.1 Гидроэнергетические характеристики ГЭС Ангарского каскада, строительство которых предлагалось на конференции 1947 г.

Гидроэлектростанция	Расстояние от истока, км	Максимальный напор, м	Площадь водохранилища, км2	Объем водохранилища, км3		Мощность, МВт
				полный	полезный (регулируемый)
Иркутская Суховская Тельминская Братская Усть-Илимская Богучанская***	65 108 147 697 1008 1451(1301)	31 12 12 106 88 71	200 (31500)* 63 91 5470 1873 2336	2,5(23000)* 0,4 0,4 169 59 58	46* 0,06 0,03 48 3 2	660 400 400 4500** 4320 4000

*С учетом площади и запасов воды оз. Байкал.

**По первоначальному проекту – 3600 МВт.

***Богучанская ГЭС будет находиться за пределами Иркутской области, в Красноярском крае. Первоначально ее строительство предполагалось в Мурском створе (Богучанский район). После дополнительных изысканий было выбрано новое место – Кодинский створ (Кежемский район), на 150 км ближе к Иркутской области.

К реализации этих предложений приступили сразу после проведения конференции. Были выполнены дополнительные проектно-изыскательские работы и в 1949 г. подготовлено проектное задание, а еще через два года — технический проект строительства первенца Ангарского каскада — Иркутской ГЭС.

Действующие и проектируемые гидроэлектростанции

Иркутская ГЭС. Участок Ангары от Байкала до Иркутска привлекал гидростроителей еще в дореволюционный период. Он имел почти идеальную зарегулированность стока, благоприятные горно-геологические условия для строительства гидроузла и создания крупного водохранилища, использующего громадную площадь оз. Байкал. Наличие рядом крупного города с его промышленными предприятиями давало надежных потребителей электроэнергии, позволяло в короткие сроки создать мощную строительную базу для возведения ГЭС.

В 1930-х гг. предлагалось на участке от Байкала до Иркутска разместить две гидроэлектростанции. К началу 1950-х гг. был подготовлен технический проект на строительство одной — Иркутской ГЭС мощностью 660 МВт (половина мощности всех электростанций плана ГОЭЛРО). Решение о ее сооружении было принято правительством СССР в январе 1950 г., и уже через месяц в створе будущей ГЭС появились первые гидростроители.

Возведение ГЭС началось в тяжелых условиях. Не хватало опытных специалистов, рабочих, механизмов, жилья. Не было опыта сооружения гидроузлов и, особенно, гравийно-песчаных плотин на подобных реках, в суровых климатических условиях, при высокой сейсмичности. До этого подобные плотины строились только в Японии, однако ангарских масштабов Япония не знала.

Место для гидроузла выбрали в 65 км от оз. Байкал. Гравийно-песчаная плотина и здание ГЭС имели общую длину 2,6 км и подняли уровень Ангары перед Иркутском почти на 30 м. Образовавшееся при этом рукотворное море с объемом воды 2,5 км³ раскинулось на площади 200 км².

На Иркутском гидроузле не предусматривалась сливная плотина, обязательная для многих ГЭС, поскольку Ангара в своем истоке зарегулирована Байкалом и имеет постоянный расход воды (около 2 тыс. м³/с). Для сброса паводковых вод в здании гидроэлектростанции разместили особые регулируемые отверстия с возможной пропускной способностью 6 тыс. м³/с.

В зоне затопления Иркутского водохранилища на берегах Ангары оказались 58 населенных пунктов, участок шоссейной дороги Иркутск-Листвянка и железнодорожная линия Иркутск-Михалево-Подорвиха-Байкал. Кроме того, вследствие сооружения плотины Иркутской ГЭС уровень Байкала поднялся на 1 м. Вдоль его побережья, в пониженных дельтовых речных участках, в зону затопления попало около 100 тыс. га земли, 127 населенных пунктов, из них 9 городских. Всего в период строительства Иркутской ГЭС было переселено 3,3 тыс. дворов (17 тыс. чел.). На новые места были перенесены промышленные предприятия, а взамен старых поселков возникли новые. Была построена автодорога по правому берегу водохранилища от Иркутска до пос. Листвянка, проложена железнодорожная магистраль из Иркутска по долине р. Олхи через перевал до Слюдянки.

В мае 1951 г. был вынут первый ковш грунта из котлована будущей гидроэлектростанции. Вскоре к берегам Ангары пошел поток машин и механизмов со всей страны: уральские экскаваторы, минские самосвалы, харьковские турбины, новосибирские генераторы.

В мае 1952 г. из Ангарска, с только что введенной в эксплуатацию ТЭЦ-1, к месту строительства протянули ЛЭП-220 — первую линию высокого напряжения в Восточной Сибири. В июне 1954 г. в фундамент здания ГЭС был уложен первый бетон. Спустя два года Ангару перекрыли. И уже в конце 1957 г. ввели в промышленную эксплуатацию первые энергоагрегаты мощностью по 82,5 МВт. В сентябре 1958 г. досрочно пустили последний, восьмой, энергоагрегат. В 1959 г. Иркутская ГЭС сдана в постоянную эксплуатацию. Давняя мечта сибиряков о покорении могучей Ангары осуществилась. Народное хозяйство Приангарья получило самую дешевую в мире электроэнергию. С этого времени Иркутская ГЭС работает на полную проектную мощность со среднегодовой выработкой электроэнергии более 4 млрд. кВт-ч.

После строительства гидроэлектростанции оз. Байкал превратилось в часть водохранилища с полезным (регулируемым) объемом воды 46,4 км³. Основная часть этого объема (99%) приходится на чашу озера. При этом Иркутское водохранилище (как и Братское) стало водохранилищем многолетнего регулирования, что дало возможность регулировать приток около половины стока Ангары в створы Братской и Усть-Илимской гидроэлектростанций.

В начале 1950-х гг. при проектировании ГЭС инженеры Гидроэнергопроекта предлагали для повышения мощности всех гидроэлектростанций Ангарского каскада направленным взрывом создать проран в истоке Ангары. Дело в том, что объем ее стока и уровень сработки Иркутского водохранилища ограничивались уровнем дна реки в створе у так называемого Шаман-камня. Это ограничение влияло на пропускную способность истока и, следовательно, на расход воды на Иркутской ГЭС, особенно при низких уровнях Байкала. Главный инженер сектора Ангары Московского отделения Гидроэнергопроекта Н. А. Григорович предложил создать в истоке реки (у Шаман-камня) проран глубиной 25 м, что позволяло дополнительно направить в Ангару около 120 км³ в год воды и тем самым увеличить среднегодовую выработку электроэнергии на Иркутской и Братской ГЭС на 32 млрд. кВт-ч. Однако эта идея вызвала протесты общественности и осталась нереализованной.  Сибирские ученые и писатели опубликовали в октябре 1958 г. открытое письмо-протест в «Литературной газете».

Иркутская ГЭС была первой в каскаде запланированных гидроэлектростанций на Ангаре и первой крупной ГЭС в Восточной Сибири. Она стала своеобразной кузницей кадров. Гидростроители и энергетики, прошедшие здесь школу, впоследствии успешно трудились на других гидроэлектростанциях Сибири: Братской, Усть-Илимской, Красноярской, Хантайской, Саяно-Шушенской, Зейской.

Братская ГЭС. При подготовке проекта строительства второй ангарской ГЭС рассматривалось три варианта размещения гидроузла: в Дубынинском, Братском и Падунском сужениях. Размещение плотины в Дубынинском сужении, в 45 км вниз по течению от Падунского порога, позволяло создать более крупное водохранилище, но требовало дополнительных подготовительных работ, увеличивало продолжительность строительства. Создание гидроузла на Братских порогах, выше существовавшего тогда железнодорожного моста магистрали Тайшет—Лена, давало возможность сохранить этот мост и часть прибрежного участка железной дороги, но также требовало значительных затрат из-за худших геологических условий створа. Падунское сужение, между м. Пурсей и скалой Журавлиная Грудь, расположенное в 30 км к северу от старого Братска, оказалось наиболее подходящим. Сужение представляло собой почти 4-километровый участок реки, сжатый отвесными скалами. Оно было образовано вышедшей на поверхность мощной пластовой интрузией траппов. Здесь по узкому коридору, шириной менее 1 км, пробивался поток воды мощностью в 2,9 тыс. м³/с.

В 1949 г. в районе будущей ГЭС появилась экспедиция по изучению места ее створа. Через пять лет у Падунского порога высадились первые строители и начались подготовительные работы, а в 1956 г. Совет Министров СССР утвердил проектное задание на строительство Братской ГЭС мощностью 3600 МВт (впоследствии мощность была доведена до 4500 МВт). Для обеспечения новостройки электроэнергией от Иркутской ГЭС к Братску проложили ЛЭП-220 протяженностью 628 км. К ноябрю 1957 г., раньше, чем предусматривали нормативные сроки, ее поставили под напряжение.

В начале 1957 г., со льда, было перекрыто почти две трети правобережного участка реки. Перекрытие зимой позволило снизить себестоимость и на многие месяцы сократить сроки сооружения котлована первой очереди ГЭС. В марте 1959 г. уложили первый бетон в фундамент плотины. В июне 1959 г. началось перекрытие левобережного 110-метрового участка реки, и за рекордно короткий срок (19 дней) коллектив Братскгэсстроя направил стремительный поток многоводной Ангары через водосливные проемы бетонной плотины.

В июне 1960 г. начали монтаж первого энергоагрегата, который уже к ноябрю 1961 г. был поставлен под промышленную нагрузку. Через пять с небольшим лет водохранилище наполнилось до проектной отметки. При этом на выработку 1 кВт-ч электроэнергии расходовалось около 4 м³ воды. В сентябре 1967 г. государственной комиссией был подписан акт приемки Братской ГЭС в постоянную эксплуатацию. Гидроэлектростанция достигла проектной мощности.

Общая длина подпорного фронта Братского гидроузла — 5,1 км. Из них 1,4 км — длина бетонной плотины. По ее гребню проложены железнодорожная линия и автодорога. Плотина подняла воды Ангары на высоту более 100 м. В результате образовалось водохранилище площадью около 5,5 тыс. км² с объемом воды 169 км³, или 1,85 годового стока Ангары в створе гидроэлектростанции. Подпор водохранилища распространился на 570 км по Ангаре, на 370 км по р. Оке и на 180 км по р. Ии. Наибольшая ширина водохранилища - 33 км.

До создания Братской ГЭС в Сибири эксплуатировалось всего два крупных водохранилища: Иркутское на Ангаре и Новосибирское на Оби. Братское водохранилище стало крупнейшим искусственным водоемом мира. Оно превысило по величине Асуанское водохранилище на р. Нил и было сопоставимо с водохранилищем Кариба на р. Замбези в Южной Родезии.

В зоне затопления рукотворного Братского моря оказались 130 тыс. га сельскохозяйственных угодий, десятки колхозов, 16 тыс. сельских дворов, участок Ленской железной дороги и железнодорожный мост через Ангару. Из зоны водохранилища пришлось переносить 57 промышленных предприятий и 238 населенных пунктов, среди которых Братск, Заярск, Усть-Уда, Тельма, Балаганск, Нукуты, Тангуй и многие другие. Некоторые работы по перемещению проводились в гг. Свирске и Усолье-Сибирском. В зоне затопления оказалось около 40 млн. м³ леса. Для его эффективной вывозки специалисты Гипролестранса предложили оригинальный способ. Часть заготовленной древесины была связана в плоты и оставлена на берегах. Подъем воды в водохранилище заставил всплыть плоты, а буксирные катера доставили их к местам потребления и складирования, в основном на Братский лесопромышленный комплекс. Однако несмотря на принятые меры под водой осталось 135 тыс. га лесопокрытой площади с объемом ликвидной древесины 16 млн. м³.

Одновременно с возведением гидроэлектростанции в районе была создана мощная строительная база, проложены сотни километров новых асфальтированных дорог, построены объекты социальной инфраструктуры и крупные промышленные предприятия, способные потреблять вырабатываемую электроэнергию.

Братская ГЭС стала одной из крупнейших в мире. На ее строительстве трудилось около 40 тыс. чел. Ее мощность втрое превышает мощность электростанций, создание которых предусматривалось планом ГОЭЛРО. Одна ее турбина в 4 раза мощнее всех турбин Волховской ГЭС. В настоящее время Братская ГЭС по общей установленной мощности уступает только Красноярской и Саяно-Шушенской. Ежегодно на Братской ГЭС вырабатывается около 25 млрд.  кВт-ч электроэнергии — примерно столько же, сколько давали в свое время Куйбышевская и Сталинградская гидроэлектростанции вместе взятые.

Усть-Илимская ГЭС. При выборе места для сооружения третьей гидроэлектростанции Ангарского каскада специалисты Гидроэнергопроекта изучали возможность сохранения продуктивных сельскохозяйственных угодий илимской долины — старинной сельскохозяйственной житницы Приангарья. В частности, рассматривались варианты размещения гидроузла до впадения р. Илима. Однако в этом случае мощность ГЭС была бы на 1000 МВт меньше, а среднегодовая выработка электроэнергии снизилась бы на 5 млрд. кВт-ч. Это обстоятельство повлияло на окончательное решение. Место для будущей ГЭС выбрали ниже устья Илима, в 250 км от Братска, возле Толстого Мыса.

Первый десант к месту строительства прибыл в декабре 1962 г. Возведение гидроузла началось в марте 1966 г. Для доставки грузов к створу ГЭС в составе Братскгэсстроя был создан специальный флот.

В феврале 1967 г. перекрыли левобережную часть русла Ангары, а в августе 1969 г. — правобережную его часть. При сооружении гидроузла использовалась строительная база Братскгэсстроя. В тело плотины заложено около 5 млн. м³ бетона и железобетона. В постоянную эксплуатацию ГЭС принята в декабре 1980 г., и уже через год она полностью возвратила народному хозяйству все затраты на ее сооружение.

На гидроэлектростанции установлено 15 энергоагрегатов суммарной мощностью 4320 МВт со среднегодовой выработкой электроэнергии 21,9 млрд. кВт-ч. Усть-Илимская ГЭС сопоставима с Братской ГЭС по мощности, но превосходит ее по экономическим показателям.

Плотина гидроузла подняла воды Ангары более чем на 90 м, создав Усть-Илимское водохранилище с объемом воды 59 км³ и площадью водной поверхности 1,8 тыс. км². Его подпор распространился по долине Ангары па 302 км, по долине Илима — на 299 км. Максимальная ширина водохранилища — 10-12 км. На его дне осталось свыше 5 млн. м³ ликвидной древесины.

Суховская и Тельминская ГЭС. В середине 1950-х гг. разрабатывались проекты строительства на Ангаре еще двух гидроэлектростанций, установленной мощностью по 400 МВт каждая. Они должны были разместиться между Иркутской ГЭС и Братским водохранилищем: одна вблизи железнодорожной станции Суховская, другая — возле старинного сибирского села Тельма. Планировалось, что максимальный напор каждой гидроэлектростанции составит 12 м. Это создало бы два водохранилища: Суховское (площадью 63 км²) и Тельминское (91 км²) с объемом воды по 0,4 км³ каждое, что обеспечило бы среднегодовую выработку электроэнергии 1,6-1,9 млрд. кВт-ч. Однако наличие крупных ангарских ГЭС и избыток электроэнергии в Приангарье сделали строительство данных ГЭС неактуальным, во всяком случае в среднесрочной перспективе.

Богучанская ГЭС. Несколько слов необходимо сказать о Богучанской гидроэлектростанции — четвертой в Ангарском каскаде. Эта ГЭС будет находиться в Красноярском крае, но в географическом и технико-экономическом плане она тяготеет к Иркутской области. Почему? Во-первых, в районе Братско-Усть-Илимского ТПК сосредоточены исходная база и строительные мощности по ее сооружению; во-вторых, на территории Иркутского Приангарья имеются крупные потенциальные потребители ее электроэнергии, а после сооружения магистральной ЛЭП от Братска до Пекина откроется путь для экспорта избытка электроэнергии в страны АТР.

По первоначальному плану ГЭС хотели строить в Богучанском районе, в Мурском створе. Здесь уже начались работы по подготовке территории, даже был перенесен леспромхоз. Именно тогда стройка получила официальное название — Богучанская ГЭС. Однако последующие изыскания показали, что в зону затопления попадут богатые залежи ископаемых, значительные запасы лесных ресурсов, а также плодородные участки земли, пригодные для ведения сельского хозяйства. Чтобы сохранить эти природные богатства, гидростроители отказались от возведения ГЭС в районе Мурского створа, хотя это место идеально подходило для сооружения гидроузла. В качестве альтернатив рассматривалось четыре площадки: одна возле р. Брянки и три в Кодинских створах — нижнем, среднем и верхнем. Новые комплексные изыскания в предполагаемых районах строительства начались в 1965 г., и только через семь лет был окончательно выбран нижний Кодинский створ, в Кежемском районе Красноярского края, в 150 км от Богучан (прежнего места строительства), ближе к Иркутской области. При этом название «Богучанская», зафиксированное во многих документах, менять не стали.

Первая комплексная изыскательская партия Гидроэнергопроекта высадилась у Кодинской заимки в 1961 г. В ноябре 1974 г. сюда прибыл первый десант строителей. Однако широкомасштабные работы по сооружению ГЭС так и не начались.

Богучанская ГЭС будет строиться в более сложных условиях, чем три предыдущие. У Кодинской заимки Ангара течет привольно, имеет ширину русла в 4 раза большую, чем в районе Братска и Усть-Илимска. Поэтому плотину здесь предполагается сооружать земляную, общей длиной в несколько километров, высотой 90 м и напором 71 м. Планируемая мощность 12 энергоагрегатов станции составит 4000 МВт. Предлагалась идея строительства на гидроузле плотопропускного устройства, которое могло стать первым в практике возведения сибирских ГЭС. Однако для утверждения окончательного проекта необходимы дополнительные изыскания. Общая стоимость сооружения Богучанской ГЭС предварительно оценивается в 1,5-2,0 млрд. дол.

Мамаканская ГЭС. В декабре 1956 г. в Ленском золотопромышленном районе, на р. Мамакан (левый приток Витима), были начаты работы по возведению Мамаканской ГЭС мощностью 102 МВт со среднемноголетней выработкой электроэнергии 0,4 млрд. кВт-ч/год. В январе 1957 г. приступили к строительству основных гидротехнических сооружений. В постоянную эксплуатацию ГЭС принята в 1962 г. Она стала первой мощной гидроэлектростанцией, расположенной в бассейне Лены, на вечной мерзлоте. В дореволюционный период здесь действовало несколько небольших ГЭС, а в 1934 г. была построена Мамаканская тепловая электростанция.

Электроэнергия Мамаканской ГЭС необходима для Лено-Витимского золотопромышленного и Мамско-Чуйского слюдяного районов.

Таблица 14.2 Характеристика действующих гидроэлектростанций

Гидроэлектростанция	Год ввода в эксплуатацию	Среднегодовая выработка электроэнергии, млрд. кВт-ч			Численность работников, чел.*
		проектная	1990	1995
Иркутская Братская Усть-Илимская Мамаканская	1958 1967 1980 1962	4,0 22,5 21,2 0,4	4,2 22,2 20,8 0,3	4,9 26,5 21,6 0,2	277 714 707 193

*По состоянию на 1995 г.

Ввод в действие этой ГЭС способствовал развитию здесь золотодобывающей и слюдяной промышленности, позволил применять новые высокопроизводительные драги, экскаваторы и гидромониторы. Мамско-Бодайбинский горнопромышленный район получил достаточно устойчивое энергетическое обеспечение. Однако особенностью режима работы гидроэлектростанции является низкая обеспеченность стоком в зимний период. Тем не менее, Мамаканская ГЭС играет важную роль в электроснабжении района, оставаясь основным источником электроэнергии даже после его присоединения к единой энергосистеме.

Тельмамская ГЭС. Эта гидроэлектростанция еще только строится. Она будет работать в едином каскаде с Мамаканской ГЭС и увеличит суммарную выработку электроэнергии в Мамско-Бодайбинском горнопромышленном районе. Гидроузел сооружается на р. Мамакан, выше действующей Мамаканской ГЭС. В этом районе среднегодовой расход воды оценивается в 150-180 м³/с. Установленная мощность Тельмамской ГЭС будет составлять 420 МВт. Работа в одном каскаде этих двух гидроэлектростанций увеличит коэффициент использования энергоресурсов р. Мамакан.

Проблемы и перспективы развития

Современное состояние. В настоящее время на территории области построено четыре гидроэлектростанции (Иркутская, Мамаканская, Братская и Усть-Илимская) суммарной мощностью 9,5 ГВт. Кроме них имеется 17 тепловых станций (ТЭЦ) общей энергетической мощностью 4,1 ГВт. Из этих станций в состав АОЭиЭ «Иркутскэнерго» входят все четыре действующие ГЭС (табл. 14.2) и 13 ТЭЦ, расположенных в крупных промышленных городах (табл. 14.3). Остальные четыре ТЭЦ принадлежат промышленным предприятиям. Динамика выработки электроэнергии Иркутской энергосистемой показана на рис. 14.11.

Таблица 14.3 Характеристика действующих тепловых станций

Предприятие	Тепловая мощность, Гкал.	Электрическая мощность, МВт.	Среднегодовая выработка электроэнергии,       млрд. кВт-ч		Численность работников, чел.*
			1990	1995
ТЭЦ-1 (Ангарск) ТЭЦ-3 (Зима) ТЭЦ-5 (Шелехов) ТЭЦ-6 (Братск) ТЭЦ-7 (Братск) ТЭЦ-9 (Ангарск) ТЭЦ-10 (Ангарск) ТЭЦ-11 (Усолье) ТЭЦ-12 (Черемхово) ТЭЦ-16 (Железногорск) Новоиркутская ТЭЦ Усть-Илимская ТЭЦ Новозиминская ТЭЦ	1023 260 354 830 462 2502 556 1285 230 255 1242 1070     830	223 13 18 270 12 475 1110 350 8 18 655 525 240	250 70 102 1647 79 2512 6421 1630 3 95 2072 1681 982	681 2 21 507 5 1151 634 738 0,1 18 1074 580 194	1388 282 314 1067 597 1346 1290 1004 448 324 1363 1214 795
Ведомственные ТЭЦ
БЦБК УЛПК БЛПК «Лензолото»	410 430 612 45	99 44 72 15	403 205 223 **	235 163 134 **	** ** ** **
Всего	12396	4147	18375	6137,1	11432

*По состоянию на 1995 г.

**Нет данных.

 

[[{"type":"media","view_mode":"media_large","fid":"1094","attributes":{"alt":"","class":"media-image","height":"241","typeof":"foaf:Image","width":"480"}}]]

Рис. 14.11. Динамика выработки электроэнергии в Иркутской области, млрд. кВт-ч

Структура энергетических мощностей в Иркутской области существенно отличается от среднероссийской. На гидроэлектростанциях Приангарья сосредоточено 70 % мощностей, на тепловых — 30 %, примерно такова же и структура выработки электроэнергии. А вот в среднем по России на долю ГЭС приходится только 16 %, на долю ТЭЦ - 72 %, АЭС - 12 % мощностей.

Подобная структура положительно воздействует на экономику области, особенно в последние годы, в условиях общего падения энергопотребления, когда прослеживается тенденция снижения доли тепловых электростанций в общей выработке электроэнергии, что позволяет поддерживать в регионе самые низкие в Российской Федерации тарифы.

Однако относительно небольшая доля ТЭЦ в общем балансе энергомощностей может оказывать и отрицательное влияние на экономику. Например, в начале 1980-х гг., вследствие затянувшегося периода маловодья и снижения уровня воды в водохранилищах до критических отметок, резко уменьшилась выработка электроэнергии на ГЭС, что заставило жестко нормировать ее потребление, сокращая подачу даже предприятиям ведущих отраслей. В результате в 1982 г. произошло абсолютное снижение объемов основного производства, в том числе по важнейшим видам продукции.  Из-за этого область не выполнила план одиннадцатой пятилетки, народное хозяйство понесло значительные убытки, исчисляемые сотнями миллионов долларов. Подобная ситуация прогнозировалась. Чтобы избежать ее, предлагалось устранить диспропорцию между гидро- и теплоэнергетическими мощностями. Подобные предложения высказывались, например, на конференциях по развитию производительных сил области в 1968 и 1969 гг., однако не были учтены.

Таблица 14.4  Баланс электроэнергии по основным энергосистемам Сибири в 1993 г., млрд. кВт-ч

Энергосистема	Производство	Потребление	Дефицит/избыток (+/-)
Красноярская Иркутская Читинская Бурятская Омская Томская Новосибирская Барнаульская Кузбасская	69 63 5 4 9 1 9 6 24	49 51 7 6 12 6 16 13 35	+20 +12 -2 -2 -3 -5 -7 -7 -11
Всего	190	195	-5

[[{"type":"media","view_mode":"media_large","fid":"1095","attributes":{"alt":"","class":"media-image","height":"254","typeof":"foaf:Image","width":"480"}}]]

Рис. 14.12. Структура потребления электроэнергии в Иркутской области в середине 1990-х гг., %

Основной объем электроэнергии (80 %), вырабатываемой Иркутской энергосистемой, потребляется в пределах области. Главные энергопотребители находятся в нескольких крупных промышленных узлах —  Иркутско-Шелеховском, Ангаро-Усольском,  Зиминском, Тайшетском, Черемховском, Братско-Усть-Илимском. Прежде всего это предприятия цветной металлургии, химической, нефтеперерабатывающей и целлюлозно-бумажной промышленности.   Структура потребления  электроэнергии в Иркутской области показана на рис. 14.12.

По выработке электроэнергии Иркутская энергосистема занимает второе место в Сибири, уступая Красноярской (табл. 14.4). За пределы области, главным образом в Республику Бурятию и Читинскую область, передается около 20 % вырабатываемой электроэнергии. При этом за счет мощностей Иркутской энергосистемы покрывается 20 % всей потребности в электроэнергии Забайкалья. Около 7,5 млрд. кВт-ч передается через Красноярскую энергосистему для нужд объединенной энергосистемы Сибири.

Иркутская энергосистема способна ежегодно вырабатывать 75 млрд. кВт-ч электрической энергии (в том числе на ТЭЦ — 21 млрд.) и 50 млн. Гкал тепловой. Фактически в 1997 г. было произведено только 78 % от возможного уровня. Имеющиеся резервы мощностей создают надежную основу для устойчивого развития экономики региона.

Рост мощностей. В середине 1990-х гг. основной объем электроэнергии вырабатывался на ГЭС, при тенденции сокращения использования энергомощностей ТЭЦ. Однако при экономическом развитии вновь возникнет дефицит в электрическом балансе, для покрытия которого потребуется строительство новых ГЭС и ТЭЦ или сокращение передачи электроэнергии за пределы области. В среднесрочной перспективе возможно наращивание энергетических мощностей, в основном за счет модернизации энергоагрегатов на действующих электростанциях. Кроме того, существует возможность увеличения мощностей Братской и Усть-Илимской ГЭС, где имеются по две свободные ячейки для установки дополнительных агрегатов и повышения общей мощности: Братской ГЭС — до 5000 МВт, а Усть-Илимской — до 4500 МВт.

С позиции повышения эффективности всей региональной экономики в перспективе очень важно не только наращивать мощности энергосистемы, но и внедрять энергосберегающие технологии на промышленных предприятиях и коммунальных объектах. Работы в этом направлении ведутся. Например, после модернизации Ангарского электролизно-химического комбината потребление электроэнергии сократилось почти в 10 раз, в результате чего снизилась нагрузка на мощности ТЭЦ-10.

Управление. Энергосистема Приангарья является одной из крупнейших в стране. В ее состав входят уникальные ГЭС, мощные тепловые электростанции и развитая сеть магистральных высоковольтных линий электропередач. В процессе приватизации удалось сохранить ее целостность и оперативное взаимодействие с Единой энергосистемой России, отстоять правовую независимость, оставив контрольный пакет управления компанией в регионе.

Данный факт следует оценивать положительно. Практика показывает высокую эффективность подобных компаний, их привлекательность для зарубежных инвесторов. Они полнее учитывают запросы проживающего в регионе населения и эффективнее взаимодействуют с предприятиями смежных отраслей промышленности, являются более стабильными налогоплательщиками, проводят более гибкую тарифную политику, гораздо активнее финансируют программы, направленные на решение социально-экономических и экологических проблем конкретной территории. Например, введение тарифных льгот способствовало росту потребления электроэнергии на цели теплоснабжения как в городских, так и в сельских электрокотельных, где электропотребление за последние годы удвоилось на фоне общего его снижения, вызванного спадом промышленного производства. Несколько возросло электропотребление на предприятиях цветной металлургии.

Тарифы. Проблема энерготарифов — одна из ключевых для экономики области. Их формирование должно осуществляться на долгосрочной основе с учетом баланса интересов производителей и потребителей.

Некоторые участники Межрегиональной ассоциации «Сибирское соглашение» (МАСС), в первую очередь представители энергодефицитных регионов, проводят идею выравнивания тарифов для всех субъектов — участников МАСС. Однако эта идея неприемлема для регионов, где размещены крупные энергоемкие производства. «Выравнивание» означает для них повышение тарифов, доля которых в стоимости энергоемких производств и так достигает 25—30 %. Дальнейшее их повышение сделает эту продукцию неконкурентоспособной.

Более целесообразным является создание оптового рынка электроэнергии. Иркутская энергосистема способна ежегодно передавать на него около 15 млрд. кВт-ч. Но для этого следует определить покупателей и договориться о ценах на перетоки. Пока вся электроэнергия поступает в РАО «ЕЭС», которое распоряжается ею по своему усмотрению. При этом западносибирские области вынуждены каждый год покупать до 2 млрд. кВт-ч электроэнергии на Урале и в Европейской России.

Инвестиции. Важной проблемой является поиск финансовых ресурсов, требующихся для модернизации и дальнейшего развития Иркутской энергосистемы. Необходимо, чтобы в этой базовой отрасли не накапливалось техническое отставание, которое в конечном счете отразится на экономическом потенциале региона. Вряд ли стоит надеяться на серьезные зарубежные инвестиции или крупные капиталовложения со стороны федеральных структур. В середине 1990-х гг. доля иностранного капитала, направляемого в экономику области, оценивалась всего в 0,2 % от всех зарубежных инвестиций, вложенных в российскую экономику. Вероятнее всего, в ближайшие годы эта доля существенно не возрастет.

Единственным надежным финансовым источником развития энергосистемы будут оставаться ресурсы АОЭиЭ «Иркутскэнерго». В этой связи необходимо активнее использовать потенциальный избыток электроэнергии Иркутской энергосистемы, оцениваемый в настоящее время в 20-25 млрд. кВт-ч/год. При этом возможны два принципиально различных варианта такого использования.

Первый предусматривает передачу избытка электроэнергии за пределы области, преимущественно в восточном направлении, поскольку переток ее из Приангарья в промышленные районы Европейской России малоэффективен. Что касается западных регионов Сибири, то здесь мощным конкурентом выступает соседний Красноярский край, где также имеется избыток дешевой электроэнергии, а в перспективе будут построены крупные Богучанская ГЭС и Березовская ГРЭС.

Главными потребителями потенциального избытка электроэнергии (до 20 млрд. кВт-ч/год) могут стать восточные соседи Иркутской области — Забайкалье и Китай. При этом в Приангарье возрастет выработка электроэнергии на тепловых электростанциях, энергомощности которых в середине 1990-х гг. использовались только на 30 %. Это позволит увеличить добычу угля в Иркутском бассейне примерно на 7 млн. т, что даст дополнительный доход угледобывающей промышленности региона и Восточно-Сибирской железной дороге.

Для более экономичной передачи электроэнергии в восточном направлении необходима высоковольтная линия постоянного тока (600-1500 кВ), которую целесообразно проложить в одном коридоре с намечаемым газопроводом. Валютные поступления от экспорта электроэнергии только одной ЛЭП, построенной за три-четыре года, могут составить примерно 500 млн. дол. в год (сейчас поступления от всего российского экспорта электроэнергии оцениваются в 2 млрд. дол.). Поставка электроэнергии в Китай может стать крупным источником инвестиционных ресурсов, использование которых будет способствовать модернизации и дальнейшему развитию как Иркутской энергосистемы, так и электроэнергетики всей Сибири. В частности, появится возможность начать возведение Богучанской ГЭС.

Второй вариант использования избытка электроэнергии предполагает увеличить ее потребление в пределах Иркутской области за счет роста уже существующих и создания новых энергоемких производств (алюминиевого, нефтехимического, целлюлозно-бумажного и др.). Есть мнение, что доходы от экспорта продукции подобных предприятий превысят доходы от экспорта собственно электроэнергии при сопоставимых капиталовложениях в инфраструктуру. При этом будут созданы новые рабочие места, увеличится налогооблагаемая база и т. д.

Какой из двух рассмотренных путей является наиболее эффективным с точки зрения народнохозяйственных интересов? На этот вопрос сегодня трудно ответить однозначно. Например, есть мнение, что экспорт электроэнергии будет способствовать развитию экономики только сопредельных территорий, ограничивая потребителей в Иркутской области, сокращая возможности создания в Приангарье новых производств. Это сохранит сырьевую ориентацию и снизит инвестиционную привлекательность области. Однако подобные доводы, не подкрепленные серьезными расчетами, не могут быть достаточно убедительными. Безусловно, реализация каждого из вариантов имеет свои преимущества и недостатки. Для однозначного ответа и принятия соответствующих решений необходимо проведение дополнительных исследований.

Линии электропередач

Одновременно с вводом энергетических мощностей и электрификацией региона развивались линии электропередач и электросети. Так, в 1950-х гг. на базе электроэнергии ТЭЦ-1, Иркутской ГЭС и небольших сельских электростанций была произведена сплошная электрификация Аларского, Заларинского, Нукутского, Осинского, Кировского, Эхирит-Булагатского и Иркутского районов.

В настоящее время в области создана единая Иркутская энергетическая система — одна из крупнейших энергосистем страны. На ее долю приходится около трети вырабатываемой в Сибири электроэнергии. Она имеет общую протяженность сетей порядка 50 тыс. км.

От централизованной Иркутской энергосистемы получают электроэнергию 99 % потребителей. Только 1 % мелких пользователей, в основном в отдаленных и слабозаселенных районах, а также в некоторых районах западного побережья оз. Байкал, получают электроэнергию из местных локальных сетей, которые могут принадлежать различным собственникам. Как правило, эти сети не связаны с Иркутской энергосистемой.

В перспективе расширение Иркутской энергосистемы возможно за счет развития сельских сетей, а также за счет вхождения в ее состав сетей предприятий горно-, газо- и нефтедобывающей промышленности, которые будут создаваться в зонах нового промышленного освоения, в основном в пределах Верхнеленского ГПК и в Мамско-Бодайбинском горнопромышленном районе.

Важнейшая   роль   в формировании разветвленной энергосети принадлежит высоковольтным  линиям электропередач    (ЛЭП). Они связывают в  единую энергосистему все крупные электростанции и позволяют передавать значительное количество электроэнергии основным  потребителям. В мае 1952 г. была проложена первая высоковольтная ЛЭП из Ангарска (ТЭЦ-1) до Иркутска.  В ноябре 1957 г. была поставлена под напряжение вторая ЛЭП — от Иркутской ГЭС в район сооружения Братской ГЭС — протяженностью 680 км. Сейчас между Иркутском и Братском  имеется двухцепная ЛЭП-500, усиленная на значительном протяжении третьей цепью.

Таблица 14.5 Магистральные ЛЭП напряжением 220 кВ

Конечные пункты (подстанции)	Длина, км
Братск-Тулун Усть-Илимск-Коршуновская Байкальск-Мысовая Коршуновская-Братск Новозиминская ТЭЦ-Черемхово Лена-Киренга Тулун-Новозиминская ТЭЦ Коршуновская-Лена Черемхово-Иркутск Шелехов-Байкальск Киренга-Нижнеангарск Седаново-Братск Иркутск-Шелехов Иркутская ГЭС-Новоиркутская ТЭЦ Новоиркутская ТЭЦ-Шелехов Усть-Илимская ГЭС-Усть-Илимская ТЭЦ	242 218 183 170 147 141 130 123 123 113 112 94 40 35 16 11

Сегодня мощные ЛЭП напряжением 220 и 500 кВ связывают крупные гидроэлектростанции между собой и с объединенной энергосистемой Сибири, а также с промышленными районами внутри области (табл. 14.5,  14.6).  Основные энергетические потоки направлены из Братско-Усть-Илимского энергорайона в Иркутско-Черемховский  и далее транзитом в Республику Бурятию и Монголию. Электрическая связь с Красноярской энергосистемой осуществляется по двухцепной ЛЭП-500 с пропускной способностью 2000 МВт. В Забайкалье идут две магистрали: с южной стороны Байкала  —  двухцепная ЛЭП-220, способная    передавать    до 300 МВт электрической энергии; с северной стороны — одноцепная ЛЭП-220. В ближайшие годы необходимо завершить прокладку ЛЭП-500 от Иркутска к Гусиноозерской ГРЭС и далее к Улан-Удэ и Чите.

В перспективе для эффективной передачи электроэнергии в Забайкалье и Китай возможно строительство высоковольтной линии постоянного тока (ЛЭП-600 или ЛЭП-1500) от Братска до Пекина протяженностью около 2600 км с пропускной способностью порядка 2500 МВт. В начальном и конечном пунктах необходимо создать терминалы по преобразованию переменного и постоянного тока. Общая стоимость строительства оценивается в 1,5 млрд. дол. при продолжительности работ в три-четыре года.

Таблица 14.6. Магистральные ЛЭП напряжением 500 кВ

Конечные пункты (подстанции)	Длина, км	Год ввода в эксплуатацию
Тайшет-Камала Братск-Тулун Тулун-Новозинская ТЭЦ Новозиминская ТЭЦ-Тыреть Тыреть-Иркутск Тулун-Тыреть Братск-Тулун Тыреть-Иркутск Братская ГЭС-Братский ПП Братск-Тайшет Братск-Тайшет Братская ГЭС-Братский ПП Тайшет-Камала Братск-Усть-Илимск Братск-Усть-Илимск Братск-Новозиминская ТЭЦ Иркутск-Гусиноозерская ГРЭС Усть-Илимск-Лена	140 242 118 42 179 159 242 179 71 210 212 68 140 256 256 307 167 283	1961 1961 1961 1961 1961 1962 1962 1962 1963 1963 1966 1966 1966 1975 1976 1988 1993 1993

Малая энергетика

До сооружения ангарских ГЭС рост энергетических мощностей происходил в основном за счет эксплуатации небольших сельских гидроэлектростанций и городских тепловых электростанций, работавших на угле. Возведение крупнейших ГЭС и ТЭЦ стало сдерживать развитие так называемой малой энергетики, хотя для такого развития в Иркутской области имеются все необходимые условия.

Наличие многочисленных малых и средних рек с высокой крутизной стока и быстрым течением позволяет строить небольшие высокоэффективные районные и поселковые гидроэлектростанции, деривационные и низкоплотинные. Их электроэнергия может использоваться для нужд местного населения, лесозаготовителей, геологов, для нужд аграрного комплекса. В этой связи особый интерес представляют левые притоки Ангары (Иркут, Белая, Ока, Бирюса, Чуна, Уда и др.), на которых можно размещать гидроэлектростанции мощностью по 15-30 МВт. Суммарная мощность подобных гидроэлектростанций может достигать 7 ГВт.

В отдаленных таежных районах, при разведке и освоении нефтегазовых месторождений Сибирской платформы, возможно возведение тепловых электростанций на местном топливе мощностью до 5 МВт. Подобные электростанции успешно конкурируют с дизельными. Кроме того, целесообразно создание небольших передвижных (на автомобильных шасси) тепловых станций, работающих на отходах лесодобычи и лесопереработки в местах массовой заготовки древесины.

Что касается ветровых электростанций, то в целом условия для их использования на территории Иркутской области недостаточно благоприятны. Среднегодовая скорость ветра в регионе не превышает 3 м/с. Хотя известны отдельные участки, например в некоторых прибрежных районах оз. Байкал, где скорость ветра может достигать 40 м/с. Использование ветровых энергоустановок здесь экономически (и экологически) оправданно.

Наконец, в качестве локальных источников электроэнергии могут применяться солнечные батареи, особенно в районах с высокой продолжительностью солнечного сияния (до 12 тыс. ч в год) и суммарной годовой солнечной радиацией свыше 2 тыс. кВт-ч на 1 м² поверхности. В ряде мест можно получать тепло- и электроэнергию, применяя так называемые «тепловые насосы», в которых используется разница температур в подземных горизонтах и на поверхности земли.