Ташкент, Узбекистан (UzDaily.uz) — Евразийский банк развития (ЕАБР) представил доклад «Энергия без границ: архитектура энергетической связанности Центральной Азии». Эксперты банка считают, что экономический потенциал региональной энергосистемы ограничивает не нехватка мощностей, а недостаточная управляемость, и оценивают годовой валовой эффект развитой интеграции до 640 млн долларов. Об этом сообщает Евразийский банк развития.
Доклад подготовлен совместно с Экономической и социальной комиссией ООН для Азии и Тихого океана (ЭСКАТО) и Координационным диспетчерским центром «Энергия», который расположен в Ташкенте.
Сети есть, правил не хватает
По словам руководителя Центра отраслевого анализа ЕАБР Армана Ахунбаева, технически энергосистемы региона «изначально строились как единое целое», и это большое преимущество. Однако сегодня общий фундамент нужно дополнить современными рыночными правилами, точным учётом и прозрачными расчётами. Старший аналитик центра Демир Кабылбаев обратил внимание, что у Центральной Азии, в отличие от многих регионов, физические сети уже есть. «У нас сети есть, важно наладить правила», — сказал он.
Кабылбаев напомнил, что электроэнергия работает в реальном времени: её нельзя сложить на склад или задержать на границе. Поэтому для объединённой работы важны синхронность, мониторинг и доверие между участниками.
В объединённой энергосистеме параллельно работают энергосистемы Узбекистана, Кыргызстана, Таджикистана и южной части Казахстана. Туркменистан и северо-восток Афганистана связаны с ней по островным схемам. Региональная торговля электроэнергией выросла в пять раз от минимума 2010 года и достигла 12,1 млрд кВт·ч в 2024 году. Но её доля в потреблении, около 8,5%, примерно вдвое ниже, чем в Европейском союзе.
Мощность на бумаге и в час пик
В час годового максимума 2024 года установленная мощность системы составляла 36,4 ГВт, а располагаемая — 28,8 ГВт. Как следует из доклада, около 6,6 ГВт было недоступно или ограничено из-за холодного резерва тепловых станций, гидрологических и топливных ограничений и других причин. Ключевые линии при этом были загружены на 102–123% от допустимых значений.
При этом страны региона заявили о вводе не менее 62,8 ГВт новых мощностей до 2035 года. Авторы предупреждают, что без координации часть новых станций может оказаться недозагруженной, а дефицитные зоны останутся без надёжного покрытия.
Отдельный риск связан с ВИЭ. По консервативным оценкам, к 2028 году мощность ВИЭ в Узбекистане может достичь 11,4 ГВт, накопителей — 4,3 ГВт, а объём вынужденных ограничений выработки вырастет до 3,5 млрд кВт·ч. Кабылбаев пояснил, что расчёты сделаны ещё в 2024 году и цели, скорее всего, будут превышены. По его словам, в 2028 году придётся ограничивать примерно каждый седьмой киловатт-час выработки ВИЭ. Региональная интеграция позволила бы использовать эту энергию в более широком пространстве.
Сколько может дать кооперация
Эксперты ЕАБР выделяют четыре канала выгод: торговый арбитраж, совместные резервы, снижение ограничений ВИЭ и сокращение аварийных потерь. В развитом сценарии валовой эффект оценён в 640 млн долларов в год. Чистый эффект, за вычетом затрат, в центральном случае составляет около 120 млн долларов в год при частичной и углублённой интеграции и порядка 40 млн при развитой архитектуре. Это годовые, а не накопленные значения.
Кабылбаев уточнил, что авторы провели сценарный анализ, но не выполняли почасового моделирования. Оценки, как подчёркивается в докладе, носят скрининговый характер и не являются прогнозом. «Самый мощный эффект достигается без крупных строек, то есть без физической даже инфраструктуры», — заявил он, имея в виду цифровизацию, расчёт доступной пропускной способности, координацию режимов, учёт и правила урегулирования отклонений. В качестве примера он привёл систему широкозонного мониторинга KEGOC, которая дала 250 МВт пропускной способности без нового строительства.
Ахунбаев объяснил, почему экономия равнозначна доходу: важно не произвести как можно больше киловатт-часов, а надёжно обеспечить потребление. Если соседу не нужно строить газовую станцию за миллиард долларов, потому что есть совместные резервы, это уже выгода. По его словам, зимой страна, получившая недостающую электроэнергию от соседей, может не сбрасывать воду из водохранилищ ради выработки и сохранить её для летнего полива.
Вода как оплачиваемая услуга
Доклад предлагает рассматривать гидрогибкость Кыргызстана и Таджикистана как оплачиваемую системную услугу, а не как бесплатный резерв. Кабылбаев отметил, что ГЭС способны выполнять почти весь спектр сетевых услуг, но работа в маневренном режиме сокращает усталостный ресурс оборудования примерно на порядок. «ГЭС — это такой швейцарский нож, который может, по сути, всё. Однако самым главным ограничивающим фактором остаётся вода», — сказал он.
Рынок по шагам
Рыночную архитектуру ЕАБР предлагает строить поэтапно: от двусторонних сделок, коммерческого учёта и правил отклонений к рынку «на сутки вперёд», затем к рынку реального времени и системным услугам и, наконец, к региональной оценке достаточности мощности. Национальные системные операторы сохраняют контроль над внутренними режимами, а КДЦ «Энергия» может стать региональным координатором и оператором платформы.
Отвечая на вопрос участников вебинара о том, что запускать первым, Ахунбаев сказал, что начинать нужно с цифрового учёта и правил, а параллельно расшивать самые узкие места в сетях. «Без точного счётчика и понятного контракта рынок просто не заработает», — подчеркнул он. Попытку сразу скопировать европейскую модель он назвал преждевременной для региона.
Проекты и финансирование
В числе приоритетных сетевых проектов в докладе названы вторая линия 500 кВ Шымкент — ТашТЭС, Кристалл — Юлдуз, Фрунзе — Кемин, Кемин — Алматы, Мурунтау — Шымкент и Датка — Сугд, а также центральная система АРЧМ, АСКУЭ и защищённые каналы связи. Кабылбаев объяснил, что сетевые проекты часто недофинансированы: многие передающие и распределительные компании региона убыточны и не могут оплатить собственные инвестпрограммы.
В качестве одного из решений банк называет модель ITP, при которой частный инвестор строит и эксплуатирует линию, а планирование и режимы остаются у системного оператора, который ежегодно платит инвестору за доступность сети. В Бразилии по такой схеме за последние годы построено около 120 тыс. км магистральных линий, средний дисконт к потолку цен составил 28,4%. Аналогичный проект Batys Transit на 500 кВ в Казахстане ЕАБР профинансировал кредитом на 30,5 млн долларов.
Внешние направления, включая CASA-1000, Россию, Китай и Транскаспийский коридор, авторы рассматривают как продолжение внутренней модернизации, а не её замену. «Нельзя стать надёжным энергоузлом, если дома не наведён порядок», — сказал Кабылбаев.
