Электроэнергию из её сетей сегодня получает около 1 млн человек, в том числе из удалённых районов Приангарья. Основная задача компании – обеспечить надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Однако сегодня есть целый ряд факторов, которые препятствуют эффективному развитию энергетики в Иркутской области. Мы побеседовали с генеральным директором «Облкоммунэнерго» АЛЕКСАНДРОМ АНФИНОГЕНОВЫМ о том, как сегодня развивается энергетика в Иркутской области и какие изменения назрели в этой сфере.

– «Облкоммунэнерго» было создано ещё в 1969 году, расскажите, пожалуйста, что собой представляет компания сегодня? Какой у неё пул клиентов, география?

– Да, история нашего предприятия началась 53 года назад, когда в стране было принято решение создать самостоятельную отрасль – коммунальную энергетику, занятую в выработке и транспортировке электрической энергии до потребителей по сетям до 35 кВ. Началось создание территориальных управлений «Облкоммунэнерго». 16 сентября 1969 года решением Иркутского облисполкома было создано Иркутское энергетическое эксплуатационное управление «Облкоммунэнерго». Первоначально в него вошли городские электрические сети восьми городов: Иркутска, Тайшета, Тулуна, Зимы, Черемхово, Усолья-Сибирского, Нижнеудинска и Слюдянки, но оно постепенно расширялось на всю область. Когда в 1991 году изменились страна и строй, всё начали делить, приватизировать и реформировать, коснулось это и энергетики. Сейчас в России в нескольких регионах сохранились компании с названием «Облкоммунэнерго», в основном как акционерные общества, с участием государства или без него. У нас же, в Иркутской области, мы сохранились как областное государственное унитарное предприятие.

На данный момент у предприятия 10 филиалов. Если посмотреть на карту области, то из 42 муниципалитетов, 10 городских округов и 32 муниципальных районов легче перечислить те, где нет наших сетей. Нас нет в Бодайбо, Братске, Катанге, Усть-Илимске, Нижнеилимском и Чунском районах. Во всех остальных городах и посёлках есть наши сетевые объекты. Предприятием обслуживается 10 тыс. км линий электропередачи и более 3 тыс. трансформаторных подстанций. К сетям предприятия подключено 400 тыс. потребителей, как физических, так и юридических лиц, в том числе социальные объекты. Электроэнергию из наших сетей получает около 1 млн человек. Полезный отпуск электроэнергии составляет более 3,5 млрд кВт*ч в год. Сейчас мы фактически выступаем неким опорным предприятием и обслуживаем сетевые объекты, находящиеся в областной собственности. Это электроснабжение важных социальных учреждений ну и всё то, что не потянули частники и муниципалитеты, – это тоже приходится «подбирать» для сохранения электроснабжения потребителей. Помимо сетевого комплекса

0,4-35 кВ, у нас есть две линии 110 кВ в Мамско-Чуйском и Ольхонском районах общей протяжённостью более 100 км. С учётом этого можно говорить, что мы выходим за рамки коммунальной энергетики. А если учесть, что у нас есть сетевые объекты 10 кВ на территории Республики Бурятия, можно говорить и о том, что наше предприятие выходит за рамки Иркутской области.

– Как, на ваш взгляд, обстоят дела с энергетикой в Иркутской области? Есть ли инструменты, которые бы позволяли развивать территорию, строить новые сети?

– На каждые пять лет разрабатывается «Схема и программа развития электроэнергетики Иркутской области», так называемый СиПР. В последнее время каждый год принимается новый СиПР на следующие пять лет, каждый год там указывается один энергодефицитный район – Бодайбинский. И суть даже не в том, что за все эти годы с энергодефицитностью Бодайбинского района так ничего и не сделали, а в том, что у нас сейчас вся область по факту энергодефицитная. Если вернуться в ретроспективу и сравнить два СиПР – СиПР 2014-2018, принятый в апреле 2013 года и учитывающий данные за 2012 год, и СиПР 2023-2027, который разработчики представили сейчас всем территориальным сетевым организациям (ТСО) для ознакомления, – то можно увидеть, что произошло в иркутской энергетике за 10 лет. Да, по генерации у нас дефицит возникает в маловодные годы, в многоводные – профицит, энергосистема признаётся избыточной, пока по крайней мере. А вот по пропускной способности сетевого комплекса у нас дефицит в последние годы сохраняется практически всегда, каждый год. Но и с генерацией на самом деле не всё так просто. Если проанализировать показатели за эти 10 лет, то получается перераспределение выработки электроэнергии в пользу гидрогенерации.

В 2012 году на ГЭС было выработано 72,6% электроэнергии в регионе. Соответственно, выработка на тепловых станциях составила 27,4%. Общая выработка за год – 62,047 млрд кВт*ч. В 2021 году суммарная выработка электроэнергии в Иркутской области составила 65,04 млрд кВт*ч. На ГЭС выработали 53,4 млрд кВт*ч, что составляет 82,1%, на ТЭС – 11,64 млрд кВт*ч, или 17,9%. Стремление собственника больше задействовать гидрогенерацию и сокращать выработку на тепловых станциях в целом понятно. Чисто с коммерческой точки зрения выработка на ГЭС получается дешевле, то есть и маржа получается больше. Но таким образом у нас растёт зависимость от одного источника энергии, причём зависящего от гидроусловий и водности Байкала, а значит, растут и риски, снижается вариативность, страдает надёжность энергоснабжения. Но это ещё не всё.

На конец 2012 года суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Иркутской области составляла 13 182,1 МВт. Располагаемая мощность, то есть та мощность, которая может быть реально использована, составила 12 764,7 МВт. Далее цитата из СиПР 2023-2027: «По состоянию на 01.01.2022 г. установленная мощность электростанций Иркутской области составляет 13 065,8 МВт». Располагаемая мощность на начало 2022 года при этом 11 819,8 МВт.

– Получается, что мощность иркутской энергосистемы сокращается?

– Да, по крайней мере за последние 10 лет. То есть у нас идёт в генерации определённая модернизация, меняют гидроагрегаты, меняют оборудование на ГЭС для увеличения выдаваемой электроэнергии, но прирост мощности от модернизации ГЭС получается меньше той мощности, которая выводится из эксплуатации на тепловых станциях. Суммарная установленная мощность всех электростанций энергосистемы Иркутской области снизилась с 13 182,1 до 13 065,8 МВт, располагаемая мощность - с 12 764,7 до 11 819,8 МВт. И к этому нужно ещё добавить рост зависимости от водности года. Получается, что, с одной стороны, за счёт увеличения доли выработки на ГЭС и снижения затрат на тот же уголь общая себестоимость генерации электроэнергии в регионе снижается, что, казалось бы, хорошо, Но, с другой стороны, в целом генерирующая мощность энергосистемы – её самодостаточность – снижается. Ну и, как уже отмечал, растёт зависимость от погодных факторов. К тому же после раздела ГЭС и ТЭС по разным юридическим лицам прогнозируемо значительно выросла рентабельность на ГЭС. А вот рентабельность тепловой генерации снизилась. Причём по выработке как электрической, так и тепловой энергии. А это уже провоцирует рост тарифов на тепло. Об этом многие говорили на этапе разделения ГЭС и ТЭЦ, но их никто не слушал, да и никто их мнения и не спрашивал. При этом потребление электроэнергии в Иркутской области, пусть не очень равномерно, с периодами спада в некоторые годы, но в целом растёт. За 2012 год в Иркутской области потребили 54,7 млрд кВт*ч, за 2021 год потребление составило уже 59,2 млрд кВт*ч. Таким образом, за 10 лет потребление электроэнергии выросло, а суммарная и располагаемая мощность электростанций снизилась. То есть надёжность и возможности снабжения региона собственной электроэнергией за последние 10 лет снизились. Если мы посмотрим на потенциальную выработку электроэнергии в регионе, то она составляет примерно 66 млрд кВт*ч в год. Так что даже при условии полноводного периода мы практически вплотную подошли к пределу выработки электроэнергии в регионе. А учитывая «взрывной» рост потребления, который мы наблюдаем с начала 2021 года, уже нужно громко говорить об энергодефиците и в генерации

. – А что происходит в сетевом комплексе?

– Это следующая проблема, которая требует немедленного решения, ведь электроэнергию мало произвести, её нужно доставить к потребителю, а для этого нужны электрические сети. Даже не будем брать распределительный комплекс 35 кВ и ниже, который касается непосредственно потребителей, его всегда отмечали самой проблемной частью с большим износом оборудования. Хотя на самом деле по износу там как раз в последние два-три года наметились сдвиги в сторону улучшения. Пусть не теми темпами и не в тех объёмах, как хотелось бы, но сдвиги есть. Сейчас появилась другая проблема, которая становится главной, – недостаточная пропускная способность ЛЭП и отсутствие резерва мощности в центрах питания. Вот, например, начиная с октября прошлого года вышестоящая территориальная сетевая организация ОАО «ИЭСК», из сетей которой мы получаем большую часть электроэнергии, отвечает нам отказами на все заявки по увеличению мощности. Также у них на сайте в официальной информации указано, что отсутствуют центры питания с резервом мощности практически по всей центральной и южной частям Иркутской области. У нас у самих, с учётом прогноза потребления на 2022 год, на всё предприятие осталось всего девять центров питания, где есть резерв на технологическое присоединение дополнительной мощности. Это по одной подстанции в Усолье-Сибирском, Саянске и Черемхово, две в Тайшете, одна в Киренске, две в Слюдянском районе и одна с совсем небольшим резервом в Иркутском районе.

Вот, собственно, и всё; если учесть ситуацию в вышестоящей по напряжению ТСО, технологическое присоединение новых потребителей или увеличение мощности имеющимся становится невозможным. Давайте посмотрим, что у нас происходит с магистральными сетями с напряжением 110-500 кВ. Это своего рода становой хребет всей энергосистемы региона, по ним доставляется электроэнергия от генераторов до распределительной сети, а значит, и перспективы развития сетевого комплекса, да и переток электроэнергии между регионами. По информации из СиПР, у нас в регионе на этом напряжении 16 038,6 км линий электропередачи и 318 трансформаторных подстанций. Износ у них примерно 80%. По трансформаторам похожая картина. При этом в 2018 году общий износ линий 110-500 кВ оценивался в 40%. Вот такое изменение за три года. Причём новые линии, не имеющие износа, – это объекты, построенные ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Сибири, некоторыми крупными потребителями, и некоторые объекты, построенные ТСО региона. ОАО «ИЭСК» построило ПС 500 кВ «Озёрная» в Тайшете, «Витимэнерго» построило несколько новых линий для ряда местных золотодобывающих месторождений. Ну и мы проводим реконструкцию ВЛ-110 кВ Мамакан – Мусковит, снижаем процент износа.

При этом нужно понимать, что ФСК ЕЭС все объекты строит по своей инвестиционной программе федерального уровня. Если брать наш региональный котёл, деньги, которые собираются с потребителей Иркутской области, то исходя из наших котловых тарифов, из чего, собственно, и финансируются содержание и развитие электрических сетей, объём инвестиционных программ всех ТСО региона суммарно составляет порядка 8 млрд рублей в год, или 80 млрд рублей за 10 лет. Это довольно серьёзные деньги, и на них многое можно построить. А сколько построили по факту? Можно сказать, что за 10 лет из серьёзного построили подстанцию алюминиевого завода в Тайшете – и, собственно, всё. Остальное в основной массе ветшает, а процент того, что обновляется, совсем невелик. Вот такой итог работы. Впору говорить о деградации нашего электросетевого комплекса. И это сети 110-500 кВ, скелет всей энергосистемы. – И что, никаких перспектив? – Перспективы, конечно, есть, особенно если учесть наше географическое положение, объёмы потребления и суммы, собираемые по котловому тарифу. Но нужно провести независимый и объективный анализ того, что мы имеем. Что делалось и какой это давало результат, какова эффективность затрат. Определиться, куда мы хотим идти и что хотим получить, и, исходя из этого, определить, что нужно делать. Ну и понимать, что главный и единственный инструмент развития электросетевого комплекса и, как следствие, социально-экономического развития региона, ибо одно невозможно без другого, – это инвестиционные программы ТСО региона. В этом и должны быть основная идея и основная задача стратегического планирования и разработки СиПР. Простой констатации энергодефицитности какого-то района или всей Иркутской области, без продуманных, взвешенных решений по исправлению ситуации, недостаточно. И соответственно, если это, конечно, произойдёт, то принятые в СиПР решения должны стать обязательными для исполнения правительством, региональным регулятором и всеми участниками рынка электроэнергии региона. А иначе возникает вопрос: «Зачем вообще тогда СиПР?» Ну и вопрос, конечно, по его проработке, по той самой продуманности решений. Вот мы вторая по величине ТСО и к тому же государственное предприятие, но в составлении технического задания для разработчиков СиПР не участвовали, как и многие остальные участники розничного рынка. Да, по ходу разработки СиПР мы вносим свои предложения, часть из них учитывается, часть – нет. Когда начинаешь задавать вопрос «Почему не проработано то или иное направление, не продумано решение какой-то проблемы?», разработчики отвечают, что перед ними такая задача не ставилась, нет этого в техническом задании. Возникает ощущение некой келейности процесса. Вот и получаем то, что получаем, и впору говорить не о развитии электросетевого комплекса региона, а о его деградации. Между тем возможность и ресурсы есть, как уже говорил, это порядка 8 млрд рублей ежегодно.

Главный вопрос – как распределяются, куда, на какие цели используются эти средства и с какой эффективностью. Даже нам, как одной из ТСО, причём второй по величине, это не очень понятно. Поэтому мы и говорим постоянно о необходимости сделать процесс планирования развития электросетевого комплекса и тарифообразования прозрачным. Прозрачным для всех: для участников регионального рынка электроэнергии, для региональных и муниципальных властей, для всех общественных институтов. В этом залог будущего развития региона. – Сегодня Россия попала под жёсткие санкции. Как это отразится на области энергетики в целом и на работе вашего предприятия в частности? Какой стратегии вы будете придерживаться? – Основное оборудование, которое нами используется, практически всё отечественное: это железобетонные опоры, арматура, СИП, трансформаторы, комплектные устройства и всё прочее, но цены тем не менее растут. Вот за прошлый год, с декабря 2020 г. по октябрь 2021 г., цены выросли на 16-45% в зависимости от позиции. С октября прошлого года по март этого рост составил ещё 30-50%. Из этого следует, что мы из запланированных ремонтов сможем провести в лучшем случае половину. Что касается санкций, то, как отмечал, мы закупаем в основном отечественное; ещё в Белоруссии и в Казахстане закупаем трансформаторы. Поэтому с точки зрения санкций нас больше беспокоит ценовая политика.

– И как в таких условиях планируете повышать качество обслуживания потребителей? Что собираетесь делать? Или главная задача – продержаться и выжить?

– В нашей сфере качество услуг определяется доступностью подключения к электрическим сетям и надёжностью электроснабжения, количеством и продолжительностью технологических нарушений. Как уже отмечал, сейчас практически вся Иркутская область стала дефицитной в плане электроэнергии, все центры питания теперь закрыты. При этом по действующему законодательству льготные категории – физические лица, запрашивающие мощность до 15 кВт, и юридические лица до 150 кВт – мы обязаны подключать независимо от наличия технической возможности. Поэтому мы вынуждены обращаться в ФАС в отношении ТСО вышестоящих центров питания для защиты законных прав потребителей. Что касается качества электроэнергии в сети, то нужно признать, что количество жалоб возрастает, особенно на тех сетях, на тех территориях, где мы подключены к тяговым подстанциям РЖД. Таких у нас примерно 30%, но жалоб они дают абсолютное большинство.

– В последнее время на федеральном и региональном уровнях Иркутская область часто упоминалась в связи с проблемой майнеров. Связано ли с ними ухудшение качества электроэнергии? Насколько остро эта проблема стоит в области?

– Проблема такая действительно есть, и наш регион становится неофициальной столицей майнинга, прежде всего «серого». Объяснение тут простое: у нас и впрямь самые низкие тарифы для населения в стране, в первую очередь для сельского. Насколько эта проблема является острой? В принципе, любого майнера выявить достаточно легко. Их всех отличает постоянное потребление электроэнергии на одном уровне, независимо от времени суток и времени года, что для обычных потребителей бывает очень редко. Анализ, который мы проводим по отдельным населённым пунктам или СНТ, показывает, что количество тех потребителей, кого можно заподозрить в майнинге, обычно не превышает 3-4%, чаще – ещё меньше. Если брать динамику потребления, то за прошедший год потребление в наших сетях в среднем выросло на 10%. По некоторым филиалам, прежде всего в Иркутском районе и Ангарске, рост потребления за год составил 15-20%. Но стоит отметить, что разница в потреблении летом и зимой сохраняется в привычных значениях – 2-3 раза, а значит, дело не в майнерах. Тут, на мой взгляд, больше работают два других фактора.

Во-первых, жители частных домов отказались от печного отопления и переходят на обогрев электричеством, как и растёт количество бытовых приборов. Во-вторых, при общей отрицательной демографии для области население на некоторых территориях растёт. Это Иркутск и Иркутский район, пригороды Ангарска, Усть-Ордынский округ, Ольхонский и Слюдянский районы. Если сравнивать постоянное население Ангарского городского округа на январь 2012 г. и на январь 2022 г., то в целом население снизилось почти на 13 тыс., с 244 631 до 231 890 человек. При этом количество сельского населения округа выросло с 3223 до 12 145 человек, то есть в 3,8 раза. Если возьмём Иркутский район, то на январь 2012 г. его население составляло 89 880 человек, из них 15 995 – городское, 73 885 – сельское.

На январь 2022 г. в Иркутском районе проживают уже 141 716 человек. 37 867 человек относятся к городскому населению, 103 849 – к сельскому. А по некоторым муниципальным образованиям района разница ещё больше. Например, в Марковском городском поселении в 2012 году проживали 12 706 человек. На январь 2022 года проживают уже 36 909 человек, то есть в три раза больше. И это мы берём только постоянно проживающее население, не учитывая СНТ и ДНТ, которые тоже растут, как грибы, вокруг этих городов и потребляют электроэнергию. У нас в целом по области за 10 лет потребление промышленностью уменьшилось – даже с учётом появления новых промышленных потребителей. А потребление населением увеличилось почти в два раза, с 4,9 млрд кВт*ч в 2012 году до 8,5 млрд кВт*ч в 2021 году.

Люди переселяются из других районов, в том числе северных, поближе к Иркутску и Ангарску, и те же жилищные сертификаты пострадавшим от наводнения 2019 года добавили масштаба этому процессу. Люди перебираются из городов в загородные коттеджные посёлки, кто-то покупает дома в пригородах или СНТ, так как это заметно дешевле, чем квартира в Иркутске. Ну и, как уже говорил, массовый переход с печного отопления на электрическое. Всё это и даёт увеличение потребления электроэнергии населением и без майнеров.

В таких условиях реконструкция сетей не успевает за ростом нагрузки, поэтому работаем с так называемыми «красными» линиями. А что касается майнеров, то это скорее катализатор, высветивший все имеющиеся и накапливающиеся годами проблемы нашего электросетевого комплекса, а не первопричина. Для нас главное, чтобы майнеры не превышали установленную для них максимальную мощность потребления. Эту проблему решаем установкой интеллектуальных приборов учёта, которые автоматически отключают потребителя при превышении им установленной для него максимальной мощности. Сейчас мы этим плотно занимаемся и ставим такие приборы прежде всего там, где есть подозрение на майнинг.

– А что означают «красные» линии?

– Мы создаём полную цифровую модель наших сетей – с реальными характеристиками всех её элементов. Соответственно, красным цветом выделяются участки, где установленное оборудование и сечение проводов не обеспечивают необходимую пропускную способность, можно сказать, что они становятся красными от нагрева. На такие участки и обращаем внимание прежде всего, включаем их в ремонтные и инвестиционные программы.

– В некоторых прежних интервью вы упоминали, что только 1% сетей удаётся обновлять в год. Показатели сохранились или удалось их увеличить? Каковы планы по реализации инвестпрограммы, рассчитанной на 2020-2024 годы, особенно с учётом текущей ситуации?

– Да, у нас с 2015 года идёт восстановление экономики предприятия, вызванное внешними причинами и недружественными действиями ряда контрагентов, их неудачной попыткой рейдерского захвата предприятия. Постепенно ситуацию начали выправлять, в 2020 году инвестиционную программу выполнили всего на 10%. В 2021 году процент выполнения составил уже 70%. Если брать от общего количества наших сетей, то получается, что за прошлый год удалось отремонтировать примерно 5% линий и 3% трансформаторов. По сравнению с прежними годами рост получился в 3-5 раз.

Всего на финансирование технического обслуживания и ремонтов в 2021 году мы направили 468 млн рублей. Было закуплено и поставлено свыше 6000 железобетонных и деревянных опор, 500 км СИП и кабельной продукции, 140 трансформаторов и более 100 КТПН. Было расчищено 562 га трасс воздушных линий, отремонтировано порядка 500 км линий электропередачи и 107 силовых трансформаторов. Таких физических объёмов работ и поставок ТМЦ в «Облкоммунэнерго» не было как минимум с 1990-х годов. Если говорить об автомобильной и специальной технике, то на её обновление закладывали 82 млн рублей, всё исполнили в полном объёме. Обновляем автопарк, закупили новую технику, в том числе специальную.

– За счёт чего произошло такое увеличение финансирования?

– Начала давать результаты вся та работа, которую проводили последние пять лет: как в судебном плане с контрагентами, так и внутренние антикризисные организационные и производственные программы, проводимое обновление и техническое перевооружение. Также сказывается высокий профессионализм, самоотверженный, порой даже героический труд всех работников предприятия. Притом что у нас растёт полезный отпуск, пусть не так быстро, как хотелось бы, но планомерно уменьшается аварийность, снижаются технологические и коммерческие потери электроэнергии, как результат – растёт выручка. Если исходить из операционных расходов на одну условную единицу оборудования, то у нас сейчас самая высокая эффективность среди крупных ТСО региона. Вносит свой вклад и то, что полтора года назад мы вошли в национальный проект повышения производительности труда – первыми среди предприятий ТЭК региона и первыми среди электросетевых предприятий в стране. Вот, например, одной из единиц новой специальной техники была изготовленная по нашему заказу мобильная мастерская с оборудованием рабочих мест по системе 5С. Техзадание производителю составляли совместно со специалистами Федерального центра компетенций национального проекта. Участие в нацпроекте заставило на многое посмотреть с другой стороны, начать оптимизацию ряда процессов и переход на бережливое производство. Если же говорить о тарифном регулировании, то особых перемен для нас не произошло, дискриминация нашего предприятия продолжается.

В 2021 году индивидуальный тариф для нас, по которому нам оплачивают передачу электроэнергии по нашим сетям, во втором полугодии снизился на 40 копеек, до 1 июля был 1,37 руб./ кВт*ч, с 1 июля стал 0,98 руб./кВт*ч. То есть в стране фиксируется инфляция, цены на топливо и все материалы растут. Тарифы для потребителей тоже растут, а значит, увеличивается и сумма в региональном котле. А вот тариф, по которому из котла идёт оплата нам, наоборот, уменьшается. Вот всё вышеперечисленное в 2021 году мы сделали в условиях не увеличения, а уменьшения тарифа для нас. Мы уже судились с региональной службой по тарифам о необоснованном занижении для нас необходимой валовой выручки на 2015-2019 годы. Выиграли суды во всех инстанциях, но региональный регулятор всячески затягивает исполнение решений суда и, одной рукой давая, другой отнимает. Всё движение средств идёт в бумагах, не выражаясь в практический результат. Дошло до того, что сейчас Служба по тарифам уже судится со Службой судебных приставов, оспаривая их действия по исполнительному производству. В январе этого года мы выиграли ещё один суд, уже по тарифному регулированию для нас на 2020-2024 годы. Таким образом, битва продолжается, надеемся, что победа будет всё же на стороне закона. Если говорить о ближайших планах в текущей обстановке, то нам повезло, что мы успели провести все конкурсные процедуры по строительству нового центра питания для города Байкальска. Пока подрядчик не уведомлял о каких-то изменениях договора и ведёт подготовку к началу строительства. Будем надеяться, что к концу этого года мы новую подстанцию 35 кВ в Байкальске построим. Также планируем закончить в этом году модернизацию ВЛ-110 кВ Мамакан – Мусковит в Мамско-Чуйском районе и капитальный ремонт ВЛ-35 кВ Косая Степь – Бугульдейка в Ольхонском районе. В остальном, учитывая сложившуюся ситуацию, сконцентрируемся на обновлении головных кабельных линий, идущих от подстанций к ВЛ.

Практика показывает, что большая часть технологических нарушений из-за роста нагрузок приходится именно на эти участки. Постараемся максимально возможно их обновить на всех подстанциях. Ну и конечно, продолжим установку «умных» приборов учёта. Для нас приоритетом остаются качество и надёжность электроснабжения потребителей, поэтому все силы приложим для решения этих задач.