Ташкент, Узбекистан (UzDaily.uz) — Евразийский банк развития (ЕАБР) в докладе «Энергия без границ: архитектура энергетической связанности Центральной Азии» назвал Узбекистан ядром спроса, генерации, транзита и интеграции возобновляемых источников энергии в объединённой энергосистеме региона.
На страну приходится 23,1 ГВт из 38,5 ГВт установленной мощности ОЭС Центральной Азии, при этом рост ВИЭ, газовый дефицит зимой и перегруженные сети создают для узбекской энергосистемы отдельные риски.
Ядро региональной энергосистемы
По данным доклада, на 1 января 2025 года установленная мощность электростанций Узбекистана составляла 23,1 ГВт. Из них 17,5 ГВт приходится на тепловые станции, 2,25 ГВт — на гидроэлектростанции, 0,9 ГВт — на ветровые и 2,4 ГВт — на солнечные. Остальные страны, входящие в параллельную работу, заметно меньше: в Таджикистане установлено 6,5 ГВт, на юге Казахстана — 4,77 ГВт, в Кыргызстане — 4,13 ГВт.
Основными ресурсами страны в докладе названы тепловая база с парогазовыми, газотурбинными и газопоршневыми установками, ВИЭ и системы накопления энергии BESS.
Старший аналитик ЕАБР Демир Кабылбаев подчеркнул: «Узбекистан — это такое ядро спроса крупного, а также в данный момент центр развёртывания ВИЭ».
Газ зимой ограничивает тепловые станции
Главным ограничением Узбекистана в докладе названы нехватка газа в осенне-зимний период и внутренние сетевые ограничения. Дефициты газа оцениваются в 100–400 МВт. Кабылбаев пояснил, что зимой растёт потребление газа всеми потребителями, и при резком наращивании нагрузки электростанциям газа не хватает: станция ограничена «тем давлением газа, которое есть в газопроводе».
В час годового максимума 2024 года установленная мощность ОЭС ЦА составляла 36,4 ГВт, а располагаемая — 28,8 ГВт. Топливные ограничения в целом по региону лишили систему 1081 МВт. Кабылбаев предупредил, что новые станции могут не решить проблему, если они находятся за перегруженным узлом или у них не хватает газа в нужный час: тогда в системе будет «очень много гигаватт», но дефицит в час пик сохранится. Недозагруженные электростанции, добавил он, становятся неэкономичными, и в итоге страдают инвесторы.
ВИЭ растут быстрее, чем система может их принять
Согласно стратегическим планам, мощность ВИЭ в Узбекистане может достичь 25 ГВт к 2030 году. На Узбекистан приходится 25 ГВт из заявленных странами региона 62,8 ГВт новых мощностей до 2035 года. По консервативным оценкам, к 2028 году мощность ВИЭ составит 11,4 ГВт, накопителей — 4,3 ГВт.
Одновременно будут расти вынужденные ограничения выработки. По расчётам КДЦ «Энергия», в 2026 году из выработки ВИЭ будет использовано 13,1 млрд кВт·ч, а ограничено 2,1 млрд кВт·ч. В 2027 году эти показатели составят 18,5 млрд и 2,9 млрд кВт·ч, в 2028 году — 22,1 млрд и 3,5 млрд кВт·ч. Пик ограничений приходится на переходные месяцы: в сентябре они могут достигать 45,7%, в мае — 37,5%.
«Если консервативно посмотреть, то каждый седьмой киловатт-час, возможно, придётся ограничить в 2028 году», — сказал Кабылбаев. По его словам, расчёты были сделаны ещё в 2024 году, а Узбекистан наращивает ВИЭ быстрее, поэтому цели, скорее всего, будут превышены. Причина в том, что выработкой солнечных и ветровых станций сложно управлять: «мы не знаем, когда будет солнце, когда ветер».
В докладе отмечается, что ограничение выработки снижает полезную отдачу, ухудшает экономику проектов ВИЭ и повышает требования к резервам. Платёжные обязательства по долгосрочным контрактам при этом могут сохраняться, и издержки в итоге ложатся на покупателя, оператора системы или потребителей.
Региональная координация, по оценке авторов, может стать одним из ключевых инструментов снижения этого риска: межсистемные связи, доступ к гидрорегулированию, накопители и более точные рыночные сигналы позволят использовать избыточную выработку в более широкой зоне спроса.
Перегруженные сечения
Ряд сечений, значимых для узбекской энергосистемы, работает выше допустимых значений. Фактический переток между Узбекистаном и Кыргызстаном через Ферганский энергоузел составил 2940 МВт при допустимых 1800 или 2600 МВт, то есть 113% допустимого. Внутреннее сечение Согдиана — Гузар — Талимарджан было загружено на 105%: 1570 МВт при допустимых 1500 МВт.
Сетевые ограничения влияют и на приём гидроэнергии из соседних стран. Таджикистан, по словам Кабылбаева, уже стал «балансиром солнечной генерации в Узбекистане», а его летние поставки в Узбекистан превышают зимние в два–три раза. Но часть выработки теряется из-за ограничений сетей 220 кВ. Кабылбаев привёл пример Сурхандарьинского узла: он оказался перегружен, поэтому около 40% запланированной летней гидроэлектроэнергии пришлось перераспределять в другие регионы Таджикистана.
Накопители и ГАЭС
Для интеграции ВИЭ в докладе предлагается сочетать накопители BESS для быстрых задач, ГЭС для регулирования и сезонной гибкости и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) для переноса дневных профицитов ВИЭ. Оценённый потенциал ГАЭС в Узбекистане составляет 5030 МВт: 16 объектов в семи регионах, 46% из них — в Ташкентском регионе (2,3 ГВт).
В число проектов входят Верхнепскемская (600 МВт, 1020 млн долларов), Ходжикентская (200 МВт, 320 млн), Каратеренская (500 МВт, 477 млн) и Айдаркульская (300 МВт, 350 млн). В сумме это 1600 МВт и 2167 млн долларов, до 2,8 млрд кВт·ч выработки в год. Авторы оговариваются, что ценность проектов требует подтверждения режимными расчётами. Кабылбаев объяснил принцип работы: вода закачивается при избытке электроэнергии и используется тогда, когда она нужна. «Эти 5 ГВт будут оптимальнее работать, если у нас есть региональная координация», — добавил он.
Проекты, которые затрагивают Узбекистан
В списке приоритетных сетевых проектов ЕАБР несколько связаны с Узбекистаном. К первому приоритету, который даёт быстрый эффект и привязан к программе REMIT Всемирного банка, отнесены реконструкция линии Кристалл — Юлдуз со второй цепью 220 кВ (Узбекистан — Кыргызстан, Ферганский узел) и вторая линия 500 кВ Шымкент — ТашТЭС (Узбекистан — Казахстан). Альтернативой назван вариант Шымкент — ПС Халка.
Ко второму приоритету относятся Датка — Сугд в транзитном режиме с врезкой на ПС Лочин, Сырдарья / ACWA — Сугд, который финансирует АБР, и Мурунтау — Шымкент. Последний проект предложили НДЦ и НЭС Узбекистана, он должен разгрузить юго-западные сечения. Третий приоритет — стратегические опции: Атамырат — Гузар и Дашогуз — Мурунтау — Кызылорда для выдачи туркменской мощности.
Выгоды для региона и распределение
Отдельный расчёт эффекта для Узбекистана в доступных материалах не приводится. В целом по региону валовой эффект развитой интеграции оценён до 640 млн долларов в год, чистый — около 120 млн долларов при частичной и углублённой интеграции.
Авторы подчёркивают, что выгоды распределяются неравномерно: одна страна может получить снижение ограничений ВИЭ, другая — доход от транзита, третья — компенсацию за гидрогибкость. Поэтому механизм распределения выгод нужно определить заранее.
