В исследовательской работе Евразийского банка развития «Энергия без границ: архитектура энергетической связанности Центральной Азии» ключевым элементом трансформируемой Объединённой энергосистемы (ОЭС) макрорегиона называется Узбекистан, пишет UzDaily. По экспертным оценкам, республика выступает основным драйвером потребления, центром формирования новых мощностей генерации и ключевым узлом перетоков. На начало 2025 года совокупный энергетический потенциал Узбекистана зафиксирован на отметке 23,1 ГВт при общерегиональном показателе 38,5 ГВт. Структура узбекской генерации охватывает 17,5 ГВт тепловых электростанций, 2,25 ГВт гидрогенерации, а также 2,4 ГВт фотоэлектрических станций и 0,9 ГВт ветроустановок. Для сравнения: сопряженные энергосистемы обладают существенно менее масштабной технической базой – Таджикистан располагает 6,5 ГВт, южный энергоузел Казахстана – 4,77 ГВт, Кыргызстан – 4,13 ГВт.
Ресурсный комплекс и сезонные ограничения
Стратегический базис энергетического комплекса страны опирается на высокоэффективную газовую генерацию (включающую парогазовые, газотурбинные и газопоршневые блоки), ускоренное внедрение возобновляемых источников (ВИЭ) и развёртывание накопительных систем BESS. Как отмечает старший аналитик ЕАБР Демир Кабылбаев,
«Узбекистан – это такое ядро спроса крупного, а также в данный момент центр развёртывания ВИЭ».
Основным фактором, сдерживающим эксплуатационную надежность, исследователи ЕАБР называют дефицит углеводородного сырья в период осенне-зимнего максимума нагрузок и пропускную способность распределительных сетей. Объем недопоставки газа для электростанций оценивается в диапазоне 100-400 МВт. Эксперт поясняет, что в период зимних похолоданий резкое возрастание коммунально-бытового и промышленного газопотребления приводит к падению давления в магистралях, ограничивая выработку ТЭС.
В пиковый час 2024 года при суммарной установленной мощности ОЭС ЦА в 36,4 ГВт фактически располагаемый потенциал составил лишь 28,8 ГВт, при этом топливный дефицит изъял из баланса региона 1081 МВт. Введение новых генерирующих объектов без устранения локальных сетевых узких мест и ликвидации топливного дефицита не снимает проблему: электростанции, оказавшиеся за перегруженными сечениями, вынужденно простаивают, теряют экономическую эффективность, что влечет финансовые риски для инвесторов.
Динамика ВИЭ и проблема вынужденных диспетчерских ограничений
Согласно целевым ориентирам, суммарная мощность зеленых проектов республики к 2030 году должна достичь 25 ГВт (из 62,8 ГВт, запланированных во всем регионе до 2035 года). По умеренному сценарию, к 2028 году параметры зеленых объектов составят 11,4 ГВт при вводе 4,3 ГВт систем накопления.
Нелинейный рост непостоянной генерации опережает адаптационные возможности сетевой инфраструктуры. По расчетам КДЦ «Энергия», в 2026 году из общего объема выработки ВИЭ объемом 13,1 млрд кВт·ч объемы вынужденного сброса мощностей оценены в 2,1 млрд кВт·ч. В 2027 году эти показатели прогнозируются на уровне 18,5 млрд и 2,9 млрд кВт·ч, а к 2028 году – 22,1 млрд и 3,5 млрд кВт·ч соответственно. Наиболее критические дисбалансы ожидаются в межсезонье: в сентябре объемы сброса могут достигать 45,7%, в мае – 37,5%.
Демир Кабылбаев подчёркивает:
«Если консервативно посмотреть, то каждый седьмой киловатт-час, возможно, придётся ограничить в 2028 году».
Учитывая, что расчёты производились в 2024 году, а фактические темпы строительства ветровых и солнечных парков выше запланированных, объемы ограничений могут превысить расчетные из-за высокой стохастичности работы ВИЭ.
Принудительное диспетчерское ограничение выработки прямо снижает коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), ухудшает финансовые показатели инвесторов и требует привлечения дополнительных маневренных резервов. При сохранении контрактных обязательств по принципу «take-or-pay» финансовая нагрузка перераспределяется на гарантирующего покупателя, системного оператора и конечных потребителей. Решением проблемы является глубокая региональная интеграция, позволяющая перенаправлять избытки электроэнергии через межсистемные связи с использованием гидравлического регулирования соседних стран.
Сетевая инфраструктура и межсистемные перетоки
Анализ ЕАБР фиксирует систематическое превышение предельно допустимых перетоков на ключевых сечениях. В Ферганском энергоузле фактический переток между Узбекистаном и Кыргызстаном зафиксирован на уровне 2940 МВт при нормативе 1800-2600 МВт (загрузка 113%). Внутренний транзит Согдиана – Гузар – Талимарджан демонстрирует загрузку в 105% (1570 МВт при пределе 1500 МВт).
Инфраструктурные барьеры ограничивают транзит гидроэнергии. По оценке ЕАБР, Таджикистан фактически выполняет роль «балансира солнечной генерации в Узбекистане», причем летний объем экспорта в 2-3 раза превышает зимний. Однако узкие места в сетях 220 кВ приводят к потери части ресурса: из-за перегрузки Сурхандарьинского узла около 40% летней гидрогенерации не поступило в узбекскую систему и было перенаправлено на внутренние нужды Таджикистана.
Гидроаккумулирование и маневренные резервы
Для компенсации суточных колебаний предлагается комбинация батарейных накопителей BESS, регулирующего потенциала ГЭС и строительства гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Потенциал создания ГАЭС в Узбекистане оценивается в 5030 МВт (16 перспективных площадок в семи областях, из которых 46% или 2,3 ГВт приходится на Ташкентский регион).
Среди проектов первого этапа выделяется Верхнепскемская ГАЭС мощностью 600 МВт и стоимостью $1020 млн. Ходжикентская ГАЭС проектируется на 200 МВт при инвестициях $320 млн. Параметры Каратеренской ГАЭС составляют 500 МВт и $477 млн, а Айдаркульской ГАЭС – 300 МВт и $350 млн.
Совокупные параметры четырех ключевых объектов составляют 1600 МВт мощности при капитальных затратах $2,167 млрд и годовой выработке до 2,8 млрд кВт·ч. Принцип их работы основан на ночной или дневной перекачке воды в верхний бьеф в периоды профицита с последующим сбросом в пиковые часы. Демир Кабылбаев отмечает, что максимальная системная эффективностъ этих мощностей в 5 ГВт достигается исключительно при условии сквозной региональной координации.
Приоритетные межсистемные сетевые проекты
Эксперты ЕАБР сформировали ранжированный список инфраструктурных инициатив с участием Узбекистана.
К первому приоритету, обеспечивающему быстрый экономический эффект и интегрированному с программой World Bank REMIT, относится реконструкция линии 220 кВ Кристалл – Юлдуз со строительством второй цепи на участке между Узбекистаном и Кыргызстаном в Ферганском узле. Сюда же входит прокладка второй линии 500 кВ Шымкент – ТашТЭС между Узбекистаном и Казахстаном либо реализации альтернативного маршрута Шымкент – ПС Халка.
Во второй приоритет выделены проекты, нацеленные на разгрузку внутренних и транзитных сечений. В их числе строительство линии Датка – Сугд в транзитном режиме с врезкой на подстанцию Лочин, проект Сырдарьинская ТЭС / ACWA – Сугд с привлечением финансирования АБР, а также инициатива национальных диспетчерских центров Мурунтау — Шымкент для оптимизации юго-западных сечений.
Третий приоритет охватывает стратегические транзитные векторы. В эту категорию входят ВЛ Атамырат – Гузар и трасса Дашогуз – Мурунтау – Кызылорда, предназначенные для выдачи мощности из энергосистемы Туркменистана.
Экономический эффект межгосударственной интеграции
Согласно расчетам ЕАБР, суммарный валовой экономический эффект от глубокой координированной работы энергосистем Центральной Азии может достигать $640 млн в год, а чистый выигрыш оценивается в $120 млн ежегодно. Учитывая асимметрию распределения выгод – когда одна страна снижает сбросы ВИЭ, вторая получает транзитные доходы, а третья монетизирует маневренность своих ГЭС – авторы доклада указывают на необходимость заблаговременной разработки прозрачных межгосударственных механизмов компенсации и распределения экономической системной выгоды.
