Согласно докладу Евразийского банка развития (ЕАБР), к 2028 году Узбекистан рискует столкнуться с необходимостью сокращать выработку солнечных и ветровых электростанций из-за того, что существующая энергосистема не справляется с приемом и передачей всей генерируемой электроэнергии. По прогнозам, эти потери могут достигать приблизительно 3,5 миллиарда киловатт-часов, основываясь на плане развития энергосистемы страны на период 2026–2028 годов.
Несмотря на то, что более эффективный обмен электроэнергией между государствами Центральной Азии может уменьшить эти потери, для достижения этой цели требуется укрепление внутренних сетей, внедрение цифрового управления и унификация правил торговли.
Требования к развитию энергетической инфраструктуры
Эксперты ЕАБР в своем новом исследовании подчеркивают, что странам Центральной Азии необходимо не только увеличивать количество электростанций, но и активно развивать сети, способные доставлять произведенную энергию туда, где она нужна. Предлагается провести модернизацию инфраструктуры, согласовать управление энергосетями и расширить трансграничную торговлю электричеством.
Для Узбекистана эта проблема обостряется на фоне растущей доли солнечной и ветровой генерации. Если развитие сетей, резервов и торговых механизмов не будет идти параллельно с вводом новых мощностей, часть потенциального производства придется ограничивать, даже если в других частях региона или в соседних странах существует спрос на эту энергию.
Факторы, препятствующие использованию полной выработки
Основная причина заключается в том, что электростанции способны генерировать больше, чем энергосистема в данный момент может принять. В определенные моменты система не успевает принять весь доступный заряд, перенаправить его в требуемые районы или сбалансировать с текущим потреблением.
Это особенно характерно для солнечных и ветровых объектов, поскольку их выходная мощность зависит от погодных условий и времени суток. Когда сеть перегружена в часы пиковой генерации, а другие станции не могут принять избыток, оператор вынужден ограничивать производство части возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Таким образом, станции могли бы выдать больше электричества, но часть потенциальной генерации остается нереализованной, что в докладе называется вынужденным ограничением выработки.
Помимо перегрузки сетей, доклад указывает на ряд других факторов: станции часто возводятся в местах с ограниченным местным спросом и недостаточной возможностью выдачи мощности; традиционные электростанции не могут снижать нагрузку ниже своего минимально допустимого уровня; системе не хватает быстрых резервных мощностей; а также слабо развита краткосрочная торговля и процесс балансирования.
Масштаб ограничений по годам
План развития энергосистемы Узбекистана на 2026–2028 годы, представленный в докладе, демонстрирует масштаб этих ограничений. В 2026 году вынужденные ограничения оцениваются примерно в 2,2 миллиарда киловатт-часов, в 2027 году — в 3 миллиарда, а к 2028 году — почти в 3,5 миллиарда. Ежегодно это соответствует 13,6–14,2 % от потенциальной выработки ВИЭ, что эквивалентно примерно одному седьмому киловатт-часа, который станции могли бы произвести.
ЕАБР считает эти цифры минимальными. Расчет основан на предположении, что к 2028 году установленная мощность ВИЭ в Узбекистане достигнет около 11,4 гигаватта. Однако государственный ориентир на 2030 год значительно выше — 25 гигаватт. Если темпы ввода станций опередят развитие сетей, накопителей и механизмов балансирования, потери возрастут: авторы доклада предполагают, что каждый дополнительный гигаватт сверх запланированного сценария добавит около 300 миллионов киловатт-часов ограничений ежегодно. Более того, при высокой доле солнечной и ветровой генерации ограничения обычно растут нелинейно, что может привести к еще большему реальному объему потерь.
Периоды наибольшей нагрузки
Вынужденные ограничения распределены неравномерно в течение года. Наибольшая доля приходится на период с мая по октябрь, когда солнечная и ветровая генерация высока, а спрос на электроэнергию умеренный, что затрудняет полное использование доступной выработки.
Пиковые моменты наблюдаются в периоды перехода спроса: в мае ограничивается 37,5 % потенциальной выработки ВИЭ за месяц, а в сентябре — 45,7 %. Летом рост нагрузки из-за систем охлаждения немного смягчает ситуацию: в июне ограничения составляют 6,4 %, в июле — 5,2 %, а в августе — 14,1 %. Зимой ограничения минимальны (в январе — 0 %, в декабре — 1,1 %), поскольку выработка ВИЭ ниже, а спрос на отопление остается стабильным. Следует отметить, что эти значения являются прогнозными и относятся к 2028 году согласно плану развития энергосистемы Узбекистана на 2026–2028 годы, изложенному в докладе ЕАБР.
Региональные проблемы энергетики
Проблема региональной энергетики связана не только с общим объемом производимой электроэнергии, но и с тем, какая часть установленной мощности доступна в часы максимального спроса и насколько эффективно ее можно передать потребителям. На функционирование энергосистем также влияют наличие резервов, техническое состояние оборудования и возможности регулирования выработки.
В докладе ЕАБР представлены данные о работе Объединенной энергосистемы Центральной Азии в час максимальной нагрузки — 10 декабря 2024 года, в 19:00. При общей установленной мощности в 36,4 гигаватта, располагаемая мощность составляла 28,8 гигаватта, а объем недоступной или ограниченной мощности достиг 6,6 гигаватта, при этом около 0,85 гигаватта находилось в ремонте.
Авторы доклада называют несколькими причинами ограничений: нехваткой топлива, дефицитом гидроресурсов, отсутствием холодного резерва тепловых электростанций, ограничениями по тепловому потреблению и состоянием техники. Эти проблемы различаются по странам. В Узбекистане риски в первую очередь связаны с доступностью газа и давлением в газотранспортной системе. В Кыргызстане возможности регулирования и выработки зависят от водных ресурсов и растущего внутреннего потребления. В Таджикистане ключевым ограничением является пропускная способность сетевой инфраструктуры, что мешает передаче части гидроэнергии.
Эти факторы усложняют обмен энергией между странами региона. Даже если одна страна имеет свободную генерацию, ее передача соседям зависит от пропускной способности сетей, наличия межгосударственных линий и согласованности режимов работы энергосистем. Следовательно, для развития региональной торговли необходимо не только наращивать производство, но и устранять инфраструктурные барьеры и улучшать межгосударственную координацию.
Текущие ограничения в сетях
Доклад ЕАБР также содержит сведения о перетоках электроэнергии в осенне-зимний период 2024–2025 годов. На ряде контролируемых участков сети фактические потоки превышали разрешенные нормы. Например, в Ферганском энергоузле на направлении Узбекистан — Кыргызстан переток достигал 2 940 МВт при допустимом уровне 1 800/2 600 МВт, что составило 113 % от верхней границы. На участке Сугдиана — Гузар — Талимарджан внутри Узбекистана показатель достиг 1 570 МВт при допустимых 1 500 МВт, или 105 %.
Эти данные свидетельствуют о необходимости устранения ограничений как на международных линиях, так и внутри национальных энергосистем для увеличения объемов передачи. Помимо строительства и модернизации сетей, ЕАБР рекомендует внедрять цифровой мониторинг, совершенствовать методики расчета допустимых перетоков и координировать режимы работы энергосистем. Такие шаги повысят управляемость сети и позволят эффективнее использовать имеющиеся возможности, хотя они не решат проблему физического усиления перегруженных участков.
Потенциал регионального обмена для Узбекистана
Одним из путей снижения потерь от ограничений ВИЭ является более активное использование объединенной энергосистемы Центральной Азии. При условии согласованной работы стран, избыточная энергия в одной системе может быть направлена туда, где сохраняется потребность. Однако эффективность такого обмена зависит от пропускной способности сетей, наличия резервов и утвержденных правил торговли.
По данным ЕАБР, в 2024 году общий объем региональной торговли электроэнергией в объединенной энергосистеме Центральной Азии составил 12,1 миллиарда киловатт-часов, что покрыло 8,5 % общего потребления в регионе. Для сравнения, доля трансграничной торговли в потреблении в Евросоюзе составляла 17,5 %, в Италии — 16,3 %, а в Великобритании — 10,5 %. В Канаде этот показатель достиг 9,6 %, а на американском рынке PJM — 8,2 %, хотя различия в принципах организации рынков не позволяют делать прямое сравнение.
Для Узбекистана региональная координация критически важна из-за роста солнечной генерации. В дневное время она может создавать избыток, тогда как пик оставшегося спроса в регионе часто приходится на вечер. По оценкам ЕАБР, совместное использование гидроэлектростанций, накопителей энергии, маневренной тепловой генерации и межсистемных связей поможет сгладить эти колебания и уменьшить вынужденные ограничения ВИЭ.
Тем не менее, одной только торговли недостаточно. Для эффективного обмена необходимы более точные прогнозы спроса и выработки, согласованное диспетчерское управление и достаточная пропускная способность сетей. Накопители также могут помочь перенести дневную солнечную генерацию на вечерние часы, когда потребление возрастает.
Роль накопителей и ГАЭС
Еще один метод сокращения ограничений ВИЭ — это возможность переноса части дневной генерации на часы повышенного спроса с помощью систем накопления электроэнергии и гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). В докладе ЕАБР рассматриваются четыре проекта ГАЭС, которые разрабатывает АО «Узбекгидроэнерго», с совокупной мощностью 1,6 ГВт.
