Узбекистан может недополучить 3,5 миллиарда киловатт-часов солнечной и ветровой энергии – ЕАБР

Узбекистан, Ташкент – АН Podrobno.uz. К 2028 году Узбекистан может столкнуться с вынужденным сокращением выработки солнечных и ветровых электростанций из-за ограниченных возможностей энергосистемы по приему и передаче электроэнергии. Согласно плану развития энергосистемы страны на 2026–2028 годы, приведенному в докладе Евразийского банка развития (ЕАБР), потери могут составить примерно 3,5 миллиарда киловатт-часов. Часть таких потерь способен снизить более эффективный обмен электроэнергией между странами Центральной Азии, однако для этого необходимо усиливать сети внутри стран, развивать цифровое управление и согласовать правила торговли. 

В новом докладе ЕАБР эксперты отмечают, что странам Центральной Азии необходимо не только строить новые электростанции, но и развивать сети, которые позволят передавать произведенную электроэнергию туда, где она востребована. Для этого предлагается модернизировать инфраструктуру, согласовать управление энергосистемами и расширить трансграничную торговлю электричеством. 

Для Узбекистана эта задача становится особенно актуальной по мере роста солнечной и ветровой генерации. Если сети, резервы и механизмы торговли не будут развиваться вместе с вводом новых мощностей, часть потенциальной выработки придется ограничивать, даже при наличии спроса на электроэнергию в других районах или странах региона. 

Что мешает Узбекистану использовать всю выработанную энергию?

Электростанции могут выработать больше, чем энергосистема способна принять. В определенные периоды она не успевает принять всю доступную электроэнергию, передать ее в нужные районы или сбалансировать с текущим потреблением.

Особенно это касается солнечных и ветровых станций, потому что их выработка зависит от погоды и времени суток. Если в часы высокой выработки сеть перегружена, а спрос и возможности других электростанций не позволяют распределить избыток, оператору приходится ограничивать производство части ВИЭ. Проще говоря, станции могли бы дать больше электричества, но часть потенциальной генерации так и не будет произведена. В докладе это называется вынужденным ограничением выработки.

Причины, по данным доклада, не сводятся к одной только перегрузке сетей:

• станции часто строят в районах, где местный спрос ограничен, а выдача мощности недостаточна;

• традиционные электростанции не могут снижать нагрузку ниже технологического минимума;

• системе не хватает быстродействующих резервов;

• краткосрочная торговля и балансирование развиты слабо.

Насколько велик этот объем, показывает план развития энергосистемы Узбекистана на 2026–2028 годы, который приводится в докладе. В 2026 году вынужденные ограничения оцениваются примерно в 2,2 миллиарда киловатт-часов, в 2027-м — в 3 миллиарда, а в 2028-м — почти в 3,5 миллиарда. Ежегодно это составляет 13,6–14,2 % от потенциальной выработки ВИЭ, то есть примерно каждый седьмой киловатт-час, которую станции могли бы выработать.

Эти цифры ЕАБР считает нижней границей. Расчет исходит из того, что к 2028 году установленная мощность ВИЭ в Узбекистане достигнет около 11,4 гигаватта. Но государственный ориентир на 2030 год гораздо выше — 25 гигаватт. Если станции будут вводить быстрее, чем развивать сети, накопители и механизмы балансирования, потери вырастут: по оценке авторов доклада, каждый дополнительный гигаватт сверх заложенного сценария добавляет примерно 300 миллионов киловатт-часов ограничений в год. К тому же при высокой доле солнечной и ветровой генерации ограничения, как правило, растут быстрее, чем линейно, поэтому реальный объем может оказаться больше.

В какие месяцы проблема может быть острее всего? 

Вынужденные ограничения неравномерны в течение года. Основная часть приходится на период с мая по октябрь: в эти месяцы солнечная и ветровая генерация высока, а спрос на электроэнергию умеренный, и системе трудно использовать всю доступную выработку.

Пики приходятся на периоды переходного спроса. В мае ограничивается 37,5 % потенциальной выработки ВИЭ за месяц, в сентябре — 45,7 %. Летний рост нагрузки из-за систем охлаждения частично снижает ограничения: в июне они составляют 6,4 %, в июле — 5,2 %, в августе — 14,1 %. Зимой ограничения минимальны (в январе — 0 %, в декабре — 1,1 %): выработка ВИЭ ниже, а спрос на отопление устойчив.

При этом, значения прогнозные и относятся к 2028 году по плану развития энергосистемы Узбекистана на 2026–2028 годы, который приводится в докладе ЕАБР. 

График показывает, когда системе особенно понадобится возможность перераспределять электричество между регионами и странами, а также накапливать избыток для использования позже. 

Ограничения есть не только у Узбекистана 

Проблема региональной энергетики заключается не только в объеме производимой электроэнергии, но и в том, какая часть установленной мощности доступна в часы пикового спроса и насколько эффективно ее можно передать потребителям. На работу энергосистем также влияют наличие резервов, техническое состояние оборудования и возможности регулировать выработку. 

В докладе ЕАБР приводятся данные о работе Объединенной энергосистемы Центральной Азии в час годового максимума нагрузки — 10 декабря 2024 года, в 19:00. При установленной мощности 36,4 гигаватта располагаемая мощность составляла 28,8 гигаватта. Объем недоступной или ограниченной мощности достиг 6,6 гигаватта, еще около 0,85 гигаватта находилось в ремонте. 

Среди причин ограничений авторы называют нехватку топлива, недостаток гидроресурсов, холодный резерв тепловых электростанций, ограничения по тепловому потреблению и техническое состояние оборудования. При этом проблемы различаются в зависимости от страны. В Узбекистане риски связаны прежде всего с доступностью газа и давлением в газотранспортной системе. В Кыргызстане возможности выработки и регулирования электроэнергии зависят от водных ресурсов и растущего внутреннего потребления. В Таджикистане одним из ключевых ограничений остается пропускная способность сетевой инфраструктуры, затрудняющая передачу части гидроэнергии. 

Эти факторы осложняют обмен электроэнергией между странами региона. Даже при наличии свободной генерации в одной стране ее передача соседям зависит от пропускной способности сетей, доступности межгосударственных линий и согласованности режимов работы энергосистем. Поэтому для развития региональной торговли необходимо не только наращивать выработку, но и устранять инфраструктурные ограничения и улучшать координацию между странами. 

Сети уже работают с ограничениями 

В докладе ЕАБР также приведены данные о перетоках электроэнергии в осенне-зимний период 2024–2025 годов. На нескольких контролируемых участках сети фактические перетоки превышали допустимые значения. Например, в Ферганском энергоузле на направлении Узбекистан — Кыргызстан переток достигал 2 940 МВт при допустимом уровне 1 800/2 600 МВт, что составляло 113% от верхнего значения. На участке Сугдиана — Гузар — Талимарджан внутри Узбекистана показатель достигал 1 570 МВт при допустимых 1 500 МВт, или 105 %.

Эти данные показывают, что для увеличения объемов передачи электроэнергии необходимо устранять ограничения как на межгосударственных линиях, так и внутри национальных энергосистем. Помимо модернизации и строительства сетей, ЕАБР предлагает развивать цифровой мониторинг, совершенствовать расчеты допустимых перетоков и координацию режимов работы энергосистем. Такие меры позволят повысить управляемость сети и эффективнее использовать ее существующие возможности, однако не устранят необходимость физического усиления инфраструктуры на перегруженных участках. 

Как региональный обмен может помочь Узбекистану? 

Один из способов снизить потери электроэнергии из-за ограничений выработки возобновляемых источников — эффективнее использовать объединенную энергосистему Центральной Азии. При согласованной работе стран избыток электроэнергии в одной энергосистеме можно направлять туда, где сохраняется спрос. Однако возможности такого обмена зависят от пропускной способности сетей, наличия доступных резервов и согласованных правил торговли. 

По данным Евразийского банка развития (ЕАБР), в 2024 году суммарный объем региональной торговли электроэнергией в объединенной энергосистеме Центральной Азии составил 12,1 миллиарда киловатт-часов. Это соответствовало 8,5% общего потребления электроэнергии в регионе. 

Для сравнения, доля трансграничной торговли в потреблении электроэнергии в 2024 году составляла 17,5% в Евросоюзе, 16,3% в Италии и 10,5% в Великобритании. В Канаде этот показатель достигал 9,6%, а на американском рынке PJM — 8,2%. При этом энергосистемы и принципы организации рынков в этих странах различаются, поэтому показатели не являются прямым ориентиром для Центральной Азии. Тем не менее сравнение показывает, что региональный обмен электроэнергией может играть более значительную роль в обеспечении энергоснабжения.

Для Узбекистана региональная координация особенно важна из-за роста солнечной генерации. В дневные часы она может создавать избыток электроэнергии, тогда как пик остаточной нагрузки в регионе часто приходится на вечернее время. По оценке ЕАБР, совместное использование гидроэлектростанций, накопителей энергии, маневренной тепловой генерации и межсистемных связей поможет сглаживать эти колебания и сокращать вынужденные ограничения выработки ВИЭ. 

При этом одной торговли электроэнергией недостаточно. Для эффективного обмена нужны более точные прогнозы выработки и потребления, согласованное диспетчерское управление и достаточная пропускная способность сетей. Накопители также могут помочь переносить часть дневной солнечной генерации на вечерние часы, когда спрос возрастает. 

Зачем нужны накопители и гидроаккумулирующие станции? 

Еще один способ сократить ограничения выработки возобновляемых источников энергии — переносить часть дневной генерации на часы повышенного спроса. Для этого могут использоваться системы накопления электроэнергии и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС).

В докладе ЕАБР рассматриваются четыре проекта ГАЭС, которые прорабатывает АО "Узбекгидроэнерго". Их суммарная мощность составляет 1,6 ГВт, а общая оценочная стоимость — около 2,2 миллиарда долларов. В перечень входят Верхнепскемская ГАЭС мощностью 600 МВт, Ходжикентская — 200 МВт, Каратеренская — 500 МВт и Айдаркульская — 300 МВт.

По оценке авторов доклада, эти проекты могут обеспечить до 2,8 миллиарда кВт·ч выработки в год и создать дополнительные возможности для суточного балансирования энергосистемы и интеграции возобновляемой энергетики.

ГАЭС позволяют использовать электроэнергию в часы ее избытка для перекачки воды в верхний резервуар, а затем вырабатывать электричество при повышении спроса. В условиях роста солнечной генерации это дает возможность переносить часть дневного избытка на вечерние часы.

При этом проекты пока следует рассматривать как перспективные, а не как уже реализованные объекты. В ЕАБР отмечают, что их фактическую эффективность необходимо подтвердить расчетами с учетом циклической эффективности, доступности сетей, гидрологических условий и капитальных затрат.

Что мешает эффективнее использовать электроэнергию в регионе?

Главный вывод доклада ЕАБР заключается в том, что для надежного энергоснабжения Центральной Азии недостаточно наращивать мощности электростанций. Необходимо также обеспечивать доступность выработки, развивать сети для передачи электроэнергии между регионами и странами и повышать гибкость энергосистем.

Для Узбекистана эта проблема особенно актуальна на фоне развития солнечной и ветровой энергетики. Согласно прогнозу, приведенному в докладе, к 2028 году вынужденные ограничения выработки ВИЭ могут достичь 3,5 миллиарда кВт·ч. Расчет основан на плане развития энергосистемы страны на 2026–2028 годы и предполагает ввод около 11,4 ГВт возобновляемых мощностей к 2028 году. Если фактические темпы строительства электростанций превысят заложенные в прогнозе, объем ограничений может оказаться еще выше.

Снизить потери поможет развитие регионального сотрудничества. Расширение торговли электроэнергией, согласованное управление межгосударственными перетоками и совместное использование резервов позволят эффективнее распределять доступные мощности и компенсировать избыток или нехватку генерации в разных странах. Для этого потребуются инвестиции в электросети и накопители энергии, улучшение обмена данными и более согласованные правила работы энергосистем.

Таким образом, ключевая задача для стран Центральной Азии — не только увеличивать производство электроэнергии, но и создавать условия для ее надежной передачи и эффективного использования. Для Узбекистана решение этой задачи имеет особое значение по мере роста доли возобновляемых источников в энергобалансе.