АСТАНА — более тесное сотрудничество между энергосистемами Центральной Азии способно принести существенный экономический эффект. По данным нового доклада Евразийского банка развития (EDB), развитая региональная архитектура взаимосвязей может обеспечить до 640 млн долларов ежегодного валового эффекта.
Однако способность региона реализовать этот потенциал будет зависеть не столько от строительства новых линий электропередачи, сколько от устранения узких мест в энергосетях, повышения качества оперативной координации и создания надёжных правил трансграничной торговли электроэнергией. В докладе «Энергия без границ: архитектура энергетической связности Центральной Азии», подготовленном совместно с Экономической и социальной комиссией ООН для Азии и Тихоокеанского региона (ESCAP), отмечается, что регион не начинает интеграцию энергетики с нуля.
Проблема выходит за пределы установленной мощности
Объединённая энергосистема Центральной Азии (CAPS), соединяющая Узбекистан, Кыргызскую Республику, Таджикистан и южные регионы Казахстана, по состоянию на 1 января 2025 года имела установленную мощность 38,6 гигаватта. В 2024 году система выработала 125,4 млрд киловатт-часов электроэнергии, тогда как совокупное потребление составило 142,2 млрд киловатт-часов.
Региональная торговля электроэнергией значительно восстановилась: её объём увеличился с 2,5 млрд киловатт-часов в 2010 году до 12,1 млрд киловатт-часов в 2024 году.
Тем не менее доля регионального обмена в общем потреблении остаётся ниже исторических показателей и составляет около 8,5% против 13% в 1990 году. Это примерно вдвое меньше уровня, зафиксированного в Европейском союзе (ЕС), указывается в докладе. EDB обращает внимание на различие, особенно важное для понимания энергетических ограничений региона: установленная мощность не обязательно означает объём электроэнергии, который можно фактически поставить потребителям.
В часы пиковой нагрузки генерирующая мощность может быть недоступна из-за дефицита топлива, гидрологических ограничений, состояния оборудования, нахождения тепловых электростанций в холодном резерве или недостаточной пропускной способности сетей передачи. В период годового максимума 2024 года по различным причинам было недоступно около 6,6 гигаватта мощности. Это показывает, почему при оценке энергетической безопасности региона нельзя полагаться только на показатели установленной мощности.
Ещё одним ограничением выступает инфраструктура передачи электроэнергии. В зимнем эксплуатационном периоде 2024–2025 годов фактические потоки электроэнергии на нескольких контролируемых участках сети превысили допустимые уровни. Отношение фактических значений к предельным составляло от 102% до 123%.
В Казахстане транзитный коридор «Север — Юг» работал при нагрузке 2 395 мегаватт при допустимом уровне 2 100 мегаватт, то есть 114% нормативной величины. На участке между Казахстаном и Кыргызстаном зафиксированы потоки мощностью 1 600 мегаватт при допустимых значениях 1 100–1 300 мегаватт.
«Физическая взаимосвязь не равнозначна коммерчески доступной пропускной способности передачи электроэнергии», — подчёркивается в докладе. Линия электропередачи между двумя энергосистемами не означает, что в любой момент можно безопасно или на коммерческих условиях передавать по ней дополнительную электроэнергию.
Для расширения региональной торговли электроэнергией пропускную способность сетей необходимо оценивать с учётом требований устойчивости, уровней напряжения, систем аварийной защиты и действующих графиков передачи электроэнергии.