Энергетическая отрасль Центральной Азии, также как и транспортная отрасль, развивается очень неровно. На фоне относительно самодостаточных систем Казахстана, Узбекистана и Туркменистана, Кыргызстан и Таджикистан переживают энергодефицит, длящийся как минимум пять лет. 

Этому способствует несколько факторов: рост потребления при отсутствии новых генерирующих мощностей; износ имеющегося оборудования, увеличивающего энергопотери при производстве и распределении; невозможность использования альтернативных источников энергии из-за отсутствия необходимой инфраструктуры и средств на ее строительство.

Длительная негативная динамика в энергетической отрасли Кыргызстана и Таджикистана является одним из факторов, тормозящих развитие экономики. Страны не могут обеспечить бесперебойные поставки в достаточном объеме, что ограничивает рост производства, негативно влияет на бизнес-активность, развитие технологий, уровень образования, здравоохранения и обеспечение безопасности. Планомерно ухудшающиеся показатели по этим ключевым позициям могут привести к усугублению зависимости страны от внешних финансовых вливаний и сузить круг возможностей по выходу из кризиса. 

В масштабах региона неравномерное развитие энергетической отрасли увеличивает разрыв в экономическом развитии и накладывает серьезный отпечаток на реализацию региональных проектов. Энергодефицитные страны не могут в полной мере воспользоваться потенциалом от торговых, индустриальных, логистических и иных экономических проектов. 

Единая энергетическая система Центральной Азии

Построение собственных единых энергетических систем стало естественным шагом в первые годы становления независимости стран региона. Эти дорогостоящие и длительные мероприятия буквально означали следующее: необходимость нарастить генерирующие мощности, разнообразить структуру имеющегося топливно-энергетического комплекса, обеспечить систему доставки электроэнергии (ЭЭ) к предприятиям и потребителям по всей стране. 

Подобная система существовала при СССР. Пять стран региона создали Центрально-Азиатскую Энергетическую систему, которая помогала избежать дефицита электроэнергии, балансируя нагрузку генерирующих мощностей региона. Также система способствовала снижению стоимости ЭЭ, за счет использования географических и геологических особенностей каждой страны – гидроэлектростанции (ГЭС) в Кыргызстане и Таджикистане, тепловые электростанции (ТЭС), работающие на газе в Узбекистане и Туркменистане или на твердом топливе, как в Казахстане.

После распада СССР система какое-то время работала отчасти по инерции, а отчасти потому, что не имела альтернатив. Когда они появились, энергокольцо распалось. Сначала отделилась энергосистема Казахстана, позже ее последовательно покинули Туркменистан в 2003 году, а затем и Узбекистан 2009 году. 

Начался этап борьбы за ресурсы и влияние в регионе. В моменты обострения внешнеполитических отношений страны использовали различные аспекты энергетического вопроса в качестве инструмента давления на оппонентов. Например, Кыргызстан и Таджикистан, географически находясь выше по течению Центрально-Азиатских рек периодически ограничивали доступ к воде Узбекистану и Казахстану. В свою очередь, Ташкент периодически прекращал подачу газа в Кыргызстан, а Казахстан угрожал прекратить транзит энергии через свою территорию. 

Подобные инциденты могут повториться. Возможность ограничивать поставки энергии в регионе остается существенным рычагом для влияния на соседние страны. Ни одна из стран Центральной Азии до настоящего момента не обеспечили полную энергетическую безопасность. 

Проблема нехватки электроэнергии в регионе далека от решения. Однако, страны постепенно приходят к пониманию необходимости реабилитации единого энергетического пространства и рынка в Центральной Азии.

Для реализации этого масштабного проекта, в идеале гарантирующего энергетическую безопасность стран региона, необходимо решить несколько задач: создание генерирующих мощностей, строительство и реабилитация имеющейся инфраструктуры энергосетей. 

Сейчас только Казахстан и Туркменистан имеют излишки электроэнергии, остальные страны – Узбекистан, Кыргызстан и Таджикистан испытывают периодический или устойчивый дефицит. 

Структура выработки электроэнергии в странах Центральной Азии выглядит так: в Казахстане по-прежнему большая часть генерирующих мощностей ориентирована на сжигание угля - 85,5% (еще 8,9% всей электроэнергии вырабатывают ГЭС, 5,2% - ГТЭС и менее 1% генерации приходится на возобновляемые источники), в Узбекистане более 67% электроэнергии приходится на ГТЭС (19,2% на угольные ТЭС, 13,3% на ГЭС), в Кыргызстане более 90% выработки приходится на ГЭС, в Таджикистане эта цифра еще выше – 95%. Туркменистан придерживается монотопливной структуры выработки, основным источником является газ, а резервными мазут и дизельное топливо. 

Каждый вышеописанный способ получения ЭЭ имеет свои плюсы и минусы. 

Угольные ТЭС являются источником относительно дешевой ЭЭ, не зависят от природных условий. Из минусов – затраты на доставку топлива, высокий уровень воздействия на окружающую среду (выбросы вредных веществ, сложности с утилизацией золошлаковых отходов), использование исчерпаемого источника для получения энергии, что со временем может повысить стоимость вырабатываемой энергии делая ее нерентабельной, дефицит маневренности системы для покрытия суточных и сезонных нагрузок. 

Газотурбинные электростанции (ГТЭС) наносят относительно небольшой вред экологии, не зависят от природных условий, но работают на топливе, которое также не является возобновляемым ресурсом. Кроме того, в силу технологических особенностей маневренная мощности (возможность оперативного изменения объемов генерации) существующих ГТЭС ограничены. 

Гидроэлектростанции (ГЭС) – одни из наиболее экологически безопасных энергомощностей, относятся к возобновляемым источникам, однако серьезно зависят от природных условий. Маловодный период в Центральной Азии, когда уровень воды в реках снижается, а значит уменьшается выработка ЭЭ наступает каждые четыре – пять лет. Обладает достаточно неплохой маневренной мощностью, по сравнению с ТЭС и ГТЭС. Себестоимость вырабатываемой энергии – одна из наиболее низких.

Атомные электростанции (АЭС) – работа не зависит от погодных или природных условий, вред для экологии незначителен (но в случае аварии – крупномасштабен). Не нуждается в масштабных затратах на доставку топлива. Себестоимость вырабатываемой энергии – одна из наиболее низких.

Основным минусом является дороговизна самого строительства АЭС и получение расходных элементов. Таких как – например, обогащенного урана, необходимого для производства. В Узбекистане добыча урана ведется более, чем на 20 месторождениях. Маневренная мощность АЭС ограничена. Длительный период постройки и окупаемости объекта. 

Электростанции работающие на нефти обычно действуют в странах с богатыми запасами углеводородов. Себестоимость вырабатываемой энергии и вред экологии высокие.

Возобновляемая энергетика. Ветровые турбины, солнечные панели и другие альтернативные способы получения ЭЭ в Центральной Азии (кроме малых ГЭС) пока широкого распространения не получили. Казахстан, Узбекистан, Туркменистан обеспечены ископаемыми видами топлива, Кыргызстан и Таджикистан обладают нереализованным гидроэнергетическим потенциалом поэтому развитие этого направления коммерчески нецелесообразно. 

У каждой из стран есть своя программа развития энергетического сектора. Ведущие страны региона, имея собственные средства на реализацию новых проектов или модернизацию старых, предпочитают создавать запас прочности с тем, чтобы не просто покрыть собственные растущие потребности, но и выйти на рынок экспортеров энергоресурсов.

Те, кто строит или планирует строить генерирующие мощности на деньги иностранных партнеров в лучшем случае, на данном этапе могут выступать в роли страны-транзитера.

В 2010 году власти Казахстана заявляли о планах построить к 2020 году в стране АЭС. ПредполагалосПроект не реализован. ь, что это позволит разноообразить структуру энергопроизводства, увеличив доля выработки атомной энергии с нуля до 20%. Проект не реализован. 

Узбекистан находится за полшага до начала строительства АЭС. Сейчас ведутся согласования с основным партнером проекта - Росатомом. Ввод в эксплуатацию двух энергоблоков намечен на 2028 год. Планируемая суммарная мощность - 2400 МВт., ее хватит для снабжения Андижанской, Наманганской и Ферганской областей, являющихся энергодефицитными в Узбекистане. Несмотря на ожидаемый рост энергопотребления в 15,5% в 2020 году, сохраняется серьезная вероятность того, что Ташкент по завершению проекта превратится в поставщика ЭЭ на общий рынок. Казахстан, при всех профицитных объемах пока не может трансформироваться в энергетический центр Центральной Азии – не позволяет состояние инфраструктуры. 

Таджикистан 19 ноября 2018 года запустил первый из шести запланированных агрегатов Рогунской ГЭС. Суммарная выработка ГЭС должна составить свыше 17 млрд кВт.ч. Однако, исходя из истории реализации этого проекта и дефицита средств, сроки реализации проекта могут быть сорваны. Есть значительная вероятность, что в ближайшее время страна не преодолеет энергетический кризис. На текущем этапе выработка ЭЭ на Рогунской ГЭС покрывает потребности растущего населения и способно удовлетворить нужны имеющихся промышленных объектов, но не способна обеспечить круглогодичные экспортные поставки. 

Мероприятия по строительству генерирующих мощностей в Кыргызстане – возведению Камбаратинской ГЭС и каскада ГЭС на реке Нарын заморожены. Самыми активными событиями вокруг необходимых стране станций являются судебные разбирательства между Бишкеком и несостоявшимся инвестором – российской компанией «РусГидро». Сроки возобновления работ на объекте пока не озвучиваются. В планах на ближайшие пять лет значится ввод в эксплуатацию комплекса малых ГЭС для обеспечения внутренних потребностей страны.

Туркменистан, согласно «Концепцией развития электроэнергетической отрасли Туркменистана на 2013-2020 годы», строит новые 14 газотурбинных электростанций и модернизирует уже существующие мощности. 

Источник: http://theopenasia.net 

После ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей вторым важным аспектом при формировании концепции общего энергетического рынка Центральной Азии, является доставка ресурса до конечного потребителя и минимизация потерь в пути. 

В текущем состоянии инфраструктура энергетических систем распределения сильно изношена. Так, технические потери в магистральных сетях Казахстана составляют 5,7%, а распределительных сетях 13%; в Узбекистане эти показатели еще выше - технические потери в электросетях составляют около 13%, из которых 25% – на национальных участках региональной магистральной сети и 75% – в распределительных сетях. Сейчас Астана и Ташкент активно работают над снижением этих показателей. 

В процессе реализации находятся проекты восстановления единого энергетического пространства региона с учетом изменений в инфраструктуре отдельных стран. Планируется продолжить сезонную подачу электроэнергии, в том числе: из Таджикистана в Узбекистан (около 1,5 млрд кВт.ч экспортировано в 2018 году), из Кыргызстана в Узбекистан (1,2 млрд кВт.ч в 2017 году). 

Продолжатся поставки из Таджикистана в Афганистан (1,3 млрд кВт.ч в 2017 году с перспективой увеличения объемов) и переговоры по обеспечению транзита энергии через территорию Узбекистана. Импортно-экспортные операции между Казахстаном и Кыргызстаном остаются нестабильными – в 2015 и 2016 годах поставки ЭЭ были налажены, в 2017 году прекратились. Основным энергетическим партнером Казахстана по-прежнему является Россия. 

Туркменистан продолжает модернизацию имеющихся мощностей и планирует увеличить поставки ЭЭ в Афганистан и Иран. В числе подобных проектов - строительство 500 кВ ЛЭП от Марыйской ГЭС до подстанции Керки, высоковольтной 500 кВ ЛЭП линии от подстанции Керки до границы Афганистана, воздушной 400-500кВ ЛЭП Мары-Сарахс-Мешхед (Иран), высоковольтной ЛЭП Балканабат-Гонбад (Иран), ЛЭП Имамназар-Андхой, Серхетабат-Герат, и Рабаткашан-Калайнау в Афганистан.

География экспорта Ашхабада включает Турцию, Пакистан, Таджикистан, Узбекистан и страны Закавказья. 

Экспорт электроэнергии за пределы региона

С ростом генерации ЭЭ перед странами Центральной Азии возникнет вопрос по выходу на внешние рынки сбыта. 

Перспективным направлением является т.н. «южный вектор» - выход на рынки энергодефицитные стран Южной Азии. Проект CASA-1000 (Central Asia – South Asia) предусматривает сооружение системы линий электропередач, соединяющей Кыргызстан и Таджикистан с Афганистаном и Пакистаном. 

Для реализации проекта необходимо построить: ЛЭП мощностью 500 кВ от подстанции «Датка» до Худжанта (477 км), конвертерную подстанцию пропускной способностью 1300 мВт в Сангтуде, высоковольтную ЛЭП постоянного тока протяжённостью 750 км от Сангтуды до Кабула и Пешавара, конвертерную подстанцию пропускной способностью 300 мВт в Кабуле (обеспечивающую импорт и экспорт электроэнергии), конвертерную подстанцию пропускной способностью 1300 мВт в Пешаваре. Общая стоимость проекта оценивается более чем в 1 млрд. долларов. На строительство инфраструктуры в Афганистане необходимо около 354 млн., а в Пакистане – около 209 млн. 

Источник: https://eadaily.com 

Другим вариантом является выход на единый энергетический рынок Евразийского экономического союза (ЕАЭС). Эта идея находится на стадии обсуждения. Ранее реализация этого проекта намечалась на 2019 год, однако сроки могут быть сорваны. В ЕАЭС входят два из пяти государств региона – Казахстан и Кыргызстан. Каким образом будет реализована эта концепция с учетом имеющегося дисбаланса между странами пока не известно.

Еще одним потенциально привлекательным рынком, при определенных условиях может стать Китай. Сейчас КНР активно импортирует ресурсы из стран региона, в том числе газ, нефть и т.д., демонстрируя постоянный рост потребления электроэнергии. 

 

Справочная информация:

Межгосударственные линии электропередачи Центральной Азии

Страна

Название подстанций

Напряжение (кВ)

Пропускная способность (МВА)

Примечание

Таджикистан

Гузар - Регар Сурхан - Регар 


500

Частично демонтированы и образована ВЛ 500 кВ Гузар - Сурхан

Не действующие 


Заря - СырДарьинская ГРЭС - Кайракумская ГЭС 

220

690

Худжанд - СырДарьинская ГРЭС

220

690

Узловая - СырДарьинская ГРЭС

220

600

Кизилинский массив - Сыр-Дарьинская ГРЭС 

220

 220

600

Казахстан

Ташкентская - ГРЭС - Шыкмент 


500

1200 



Ташкентская ГРЭС – Жилга 


220 


300

Ташкентская ГРЭС – Шымкентская

220 


400

Кыргызстан

Лочин – Токтогульская ГЭС 


500 


850


Лочин – Турабаев

220 

450

Лочин – Ош 

220

250

Кызыл-Рават – Кристалл 

220 

260

Сардор – Кристалл 

220 

320

Сокин – Алай 

220 

200

Фазылман – Турабаев 

220 

130

Юлдуз – Кристалл 


220 

320

Афганистан

Сурхан - Наибабад 

220 

150


 

Денис Бердаков, политолог