Энергосистема Центральной Азии работает на пределе возможностей: страны региона сталкиваются с дефицитом электроэнергии, испытывают нехватку резервных мощностей и всё сильнее зависят друг от друга. В таких условиях даже локальная авария может привести к масштабным отключениям сразу в нескольких странах. Об этом в интервью LogiStan рассказал эксперт по энергетике, председатель Президиума «Казахстанской ассоциации «Прозрачный тариф» Пётр Своик.
– Какая ситуация складывается в энергетике Центральной Азии и с какими проблемами сталкиваются страны региона?
– Во всех странах региона, включая Кыргызстан, наблюдается дефицит пиковой мощности, который возникает преимущественно с 19:00 до 23:00. В это время потребление электроэнергии в республике достигает примерно 3,5 тысячи МВт, тогда как собственная генерация составляет около 2,5 тысячи МВт. Таким образом, дефицит достигает ориентировочно 1 тысячи МВт.
Главная проблема в том, что недостающую мощность практически неоткуда взять.
Энергосистема Кыргызстана входит в единое Центрально‑Азиатское энергокольцо, объединяющее Казахстан, Кыргызстан и Узбекистан. Через Узбекистан к нему подключены Таджикистан и Туркменистан. Кыргызстан может получать электроэнергию из Казахстана или Узбекистана, а через них — из России и Туркменистана соответственно.
Однако в часы вечернего максимума практически все участники энергокольца испытывают дефицит.
У Казахстана, например, нагрузка южной части энергосистемы составляет около 4,5 тысячи МВт, а собственная генерация — порядка 2,5 тысячи МВт. Недостающая мощность поступает из северной энергозоны страны, которая, в свою очередь, получает электроэнергию из России. Однако возможности передачи энергии на юг Казахстана ограничены. То есть на покрытие своего дефицита электроэнергии хватает, но свободных ресурсов для помощи Кыргызстану уже нет. Похожая ситуация складывается и в Узбекистане.
В результате Кыргызстану приходится не столько рассчитывать на импорт, сколько ограничивать собственное потребление в часы пиковых нагрузок. И в ближайшие годы ситуация вряд ли кардинально изменится.
– Решит ли проблему дефицита в Кыргызстане строительство новых генерирующих мощностей?
– У страны есть два крупных гидроэнергетических проекта, запланированных ещё в советское время, но до сих пор не реализованных в полном объёме. Оба связаны с рекой Нарын:
● Первый — Верхне‑Нарынский каскад ГЭС;
● Второй — Камбаратинская ГЭС‑1, очень мощная электростанция, строительство которой могло бы существенно изменить ситуацию в энергосистеме страны.
Если бы Камбаратинская ГЭС‑1 (работы обещают начать в 2027 году, а ввести объект в эксплуатацию — к 2035 году, — прим. LogiStan) работала совместно с уже действующей Токтогульской ГЭС, они могли бы не только покрывать внутренние потребности Кыргызстана, но и обеспечивать электроэнергией соседей. Кроме того, новая станция позволила бы работать в манёвренном режиме, то есть оперативно увеличивать или снижать выработку в зависимости от потребностей энергосистемы. Это особенно важно в часы пиковых нагрузок.
Оба проекта могли бы решить значительную часть проблем с дефицитом мощности, но говорить о конкретных сроках пока сложно. Кроме того, остаются вопросы финансирования и будущей стоимости электроэнергии.
Материал по теме: Жапаров: Дефицит электроэнергии в Кыргызстане сможет преодолеть только строительство ГЭС «Камбар‑Ата‑1»
– Насколько предпринимаемые Кыргызстаном меры по устранению дефицита эффективны?
– Кыргызстан пытается увеличить выработку за счёт модернизации действующих электростанций, замены гидроагрегатов на более мощные и строительства небольших ГЭС. Но от этого республика выигрывает всего около 100–200 МВт.
Возведение солнечных электростанций тоже практически не помогает покрывать вечерний максимум потребления из‑за отсутствия энергонакопителей (с середины 2026 года в Кыргызстане действует закон, обязывающий инвесторов строить накопители энергии при возведении объектов ВИЭ, — прим. LogiStan).
Несмотря на то что Кыргызстан предпринимает меры для наращивания генерации, даже без учёта дальнейшего роста потребления ликвидировать дефицит в ближайшие годы, скорее всего, не удастся. Поэтому ограничения потребления в часы пик, вероятно, сохранятся.
– Президент Кыргызстана заявлял, что страна сможет справиться с энергетическими проблемами за два‑два с половиной года. Насколько это реально?
– Я бы не стал категорично утверждать, что это совершенно невозможно, но такое заявление находится на грани реальных возможностей Кыргызстана по наращиванию генерации. Если говорить про привлечение инвестиций в новые генерирующие мощности, то их ещё необходимо найти. Это первое.
Второе. В случае Кыргызстана важно понимать одну вещь. Развитие национальной инфраструктуры — энергетической, транспортной и любой другой — за счёт заёмных средств, которые затем приходится возвращать через тарифы для потребителей, может стать крайне опасной стратегией.
Скорее всего, в ближайшие два‑два с половиной года Кыргызстан не сможет отказаться от импорта. При этом импорт останется ограниченным, и стране придётся совмещать его с ограничениями собственного потребления (с января по сентябрь 2026 года в Кыргызстане произвели 11,31 млрд кВт·ч электроэнергии. Импорт, по состоянию на 15 октября 2026 года, оценивался в 2,92 млрд кВт·ч электроэнергии, — прим. LogiStan).
Читайте также: Когда планируют начать строить первую АЭС в Казахстане?
– Как обстоят дела у Казахстана? Страна наращивает генерирующие мощности и планирует строительство атомной электростанции. Поможет ли это решить проблему дефицита в регионе?
– В лучшем случае Казахстан сможет увеличивать генерацию теми же темпами, которыми растёт потребление, и хотя бы покрывать собственные пиковые нагрузки без необходимого запаса мощности.
Вероятно, в ближайшие годы Казахстану не удастся обойтись без электроэнергии из России.
А разговор о полной энергетической самодостаточности, да ещё и с нормативным резервом мощности, — это гораздо более отдалённая перспектива.
При этом проблемы Казахстана несколько отличаются от проблем Кыргызстана. Казахстанские потребители пока не сталкиваются с такими же ограничениями электроснабжения, что кыргызы, но энергосистема работает на пределе, а развитие возобновляемой энергетики создаёт дополнительные экономические и технические сложности.
Подробнее об этом читайте в материале: Парадоксы энергосистемы Казахстана: дефицит на фоне роста ВИЭ
– Летом 2026 года произошёл масштабный сбой системы в нескольких странах региона. В чём была причина аварии?
– В последние годы к традиционным зимним максимумам потребления добавились летние. Если зимой наибольшая нагрузка обычно приходится на вечернее время, то летом пик возникает примерно с 14:00 до 16:00, когда активно работают кондиционеры.
В Алматы, например, температура впервые за время моих наблюдений достигла 41 °C. Это показывает, насколько сильно меняются условия эксплуатации энергосистемы.
Что касается самого сбоя в августе 2026 года, то события развивались следующим образом: из строя вышли два агрегата Токтогульской ГЭС в Кыргызстане. В результате энергосистема потеряла примерно 620 МВт мощности.
Для защиты от подобных ситуаций в энергосистемах предусмотрена система автоматического ограничения нагрузки — САОН. Она должна отключать часть потребителей, чтобы предотвратить дальнейшее развитие аварии.
Однако кыргызстанская система была рассчитана на относительно небольшой объём отключений, поскольку страна стремилась избежать чрезмерного ограничения потребителей. Поэтому она не смогла компенсировать потерю более 600 МВт.
Затем возмущение передалось на казахстанскую сторону. Там также действовала собственная система автоматического ограничения нагрузки, ориентированная прежде всего на защиту национальной энергосистемы. Кыргызстан достаточно быстро вернул потерянные агрегаты в строй. Примерно через полчаса страна не только восстановила собственную мощность, но и начала передавать Казахстану дополнительную электроэнергию.
Однако в Казахстане отключения продолжились и достигли примерно 2,8 тысячи МВт. То есть исходная потеря составляла немногим более 600 МВт, а в итоге авария привела к гораздо более масштабным отключениям уже после того, как первоначальная проблема на кыргызстанской стороне была устранена.
С политической точки зрения это показывает недостаточную согласованность работы энергосистем, которые формально объединены в единое кольцо, но защищаются преимущественно как отдельные национальные системы. В результате авария может распространяться по принципу домино.
С технической точки зрения произошедшее указывает на проблемы в работе автоматики и системной защиты. При исходной аварии такого масштаба не должно было происходить столь значительное увеличение объёма отключений.
Вопросы возникают прежде всего к специалистам, отвечающим за настройку и работу защитных систем.
А главная причина кризиса в том, что все части энергокольца работают практически на пределе и не имеют достаточного резерва. Система остается крайне уязвимой.
– Какова вероятность повторения блэкаута в регионе?
– Энергосистема Центральной Азии во многом унаследована от Советского Союза. За прошедшие десятилетия она изменилась, но значительная часть инфраструктуры устарела, а потребности в электроэнергии выросли. Существующая система работает на пределе.
Представьте человека в предынфарктном состоянии, который продолжает работать на пределе своих возможностей, вместо того чтобы отдыхать.
Вероятность аварии существует всегда. Но если система находится в таком состоянии – риски, естественно, повышаются.
– Если бы Камбаратинская ГЭС‑1 уже работала, насколько сильно это изменило бы ситуацию?
– Она могла бы существенно улучшить положение. Проектная мощность Камбаратинской ГЭС‑1 составляет 1860 МВт. Это очень значительный объём для региональной энергосистемы.
Такая станция позволила бы не только покрывать часть дефицита Кыргызстана, но и повысить надёжность электроснабжения Казахстана, в том числе за счёт возможности передавать дополнительную мощность в часы пикового потребления.
Однако важно разделять потенциальный эффект станции и реальные сроки её появления. Проект Камбаратинской ГЭС‑1 выглядит достаточно предметно: между Кыргызстаном, Казахстаном и Узбекистаном уже есть договорённости, ведутся подготовительные работы.
Но когда станция действительно будет введена в эксплуатацию, пока трудно сказать.
Материалы по теме: На строительство Рогунской ГЭС уже потратили более $6,5 млрд
– Какую роль в надежности системы единого энергокольца может сыграть Рогунская ГЭС в Таджикистане?
– Рогунская ГЭС — ещё один стратегический объект для региона. Её строительство продолжается, хотя и сталкивается с трудностями. После завершения строительства потребуется время на заполнение водохранилища.
Станция позволит решить значительную часть энергетических проблем самого Таджикистана, но её эффект не ограничится одной страной. Она сможет существенно улучшить работу узбекской части энергокольца и повлиять на возможности остальных участников системы.
Камбаратинская ГЭС‑1 и Рогунская ГЭС — стратегические проекты, способные изменить энергетический баланс Центральной Азии.
К ним следует добавить и развитие атомной энергетики в Узбекистане. Там планируется начать с двух малых модульных блоков (российские реакторы РИТМ‑200Н, — прим. LogiStan). Их вклад в общий энергетический баланс будет относительно небольшим, однако сам проект станет важным шагом для развития атомной отрасли. В дальнейшем предполагается строительство ещё двух крупных энергоблоков мощностью по 1200 МВт каждый.
Возможно, эти меры не полностью устранят дефицит в Узбекистане, но позволят существенно его сократить и приблизить страну к энергетической самодостаточности.
По планам, новые атомные мощности должны быть введены в 2030‑х годах. Если рассматривать их в условиях нынешнего уровня потребления, они могли бы перевести энергосистему из дефицитного состояния в более устойчивое, с определённым запасом мощности. Но предсказать ситуацию к 2033–2035 годам сложно: за это время вырастет и потребление электроэнергии.
Автор: Арина Якунина
Читайте также:
В Узбекистане залили первый бетон для энергоблоков АЭС
