Зависимость от угольной генерации и устаревшая инфраструктура — главные вызовы для энергосистемы Казахстана

Энергосистема Казахстана, в значительной степени, зависит от угольной генерации. Поэтому стране необходимо сосредоточиться на диверсификации энергетической системы, а также обновить инфраструктуру, к таким выводам пришли аналитики Евразийского банка развития (ЕАБР).

В Евразийском банке развития прогнозируют, что к 2040 году спрос на электроэнергию в странах Центральной Азии вырастет на 40 % до 370 млрд киловатт-час в год. Сейчас среднегодовой рост энергопотребления в регионе составляет 3,2 %. Однако, энергопотребление на душу населения все еще ниже среднемирового показателя.

Согласно подсчетам аналитиков, общее потребление электроэнергии в Казахстане в 2024 году составило 119,9 млрд киловатт-час. Это на 4,3 % больше, чем в 2023 году. Ожидается, что к 2030 году энергопотребление вырастет на четверть и достигнет 151,2 млрд киловатт-час.

По данным ЕАБР, установленная мощность генерации электроэнергии в Казахстане составляет 25,3 тысяч мегаватт, а общая выработка достигает 117,2 млрд киловатт-час. Это самые высокие показатели среди стран Центральной Азии.

Однако, больше половины (63 %) занимает угольная генерация, еще 21,9 % — газовая.

Для сравнения, в Кыргызстане и Таджикистане львиную долю генерации (91,9 % и 91,3 % соответственно) составляют гидроэлектростанции, а в Узбекистане и в Туркменистане — газовая генерация, доля которой достигает 73,7 % и 99,9 % соответственно.

В ЕАБР отмечают, что генерация электроэнергии в странах Центральной Азии остается преимущественно углеродной, несмотря на значительный потенциал в возобновляемых источниках энергии. К тому же структура генерации почти не изменилась за последние 30 лет.

В Казахстане стоимость электроэнергии от ВИЭ за последние годы заметно снизилась, она все еще остается в несколько раз выше закупочной цены традиционной генерации. В 2024 году средняя закупочная цена электроэнергии от тепловых электростанций составляла около ₸12,9 за киловатт-час, тогда как закупки от объектов ВИЭ обошлись примерно в ₸34,8 за киловатт-час.

«Существенный разрыв объясняется тем, что большая часть тепловых станций уже полностью амортизирована и работает с низкой себестоимостью, что временно создает значительное ценовое преимущество. При этом у таких ТЭС остается пространство для дальнейшего улучшения производительности через реконструкцию и модернизацию, что позволяет продлить срок службы оборудования и сохранить низкие цены для потребителей и энергосистемы», — говорится в докладе ЕАБР «Энергетика Центральной Азии: модернизация энергетического сектора и энергопереход».

Казахстан уже планирует диверсификацию генерации электроэнергии и сделает ставку на солнечную и ветровую энергетику, а также построит атомную электростанцию. К 2035 году в стране ожидается запуск свыше 26 гигаватт новых мощностей (5,5 ГВт — модернизация и расширение существующих ТЭС, 8,4 ГВт — ВИЭ, 12 ГВт — новые угольные, газовые и атомные станции). Долю ВИЭ в общем потреблении энергии планируется довести до 15 % к 2030 году и 50 % к 2050 году, конечная цель — углеродная нейтральность к 2060 году. Для замещения выбывающих угольных мощностей планируется строительство АЭС и внедрение технологий «чистого угля» на новых ТЭС.

Инфраструктура

В ЕАБР отмечают, что значительная часть генерирующих мощностей и сетей в странах Центральной Азии введена в советский период и уже выработала свой ресурс. К тому же более 50 % электростанций и около 70 % линий электропередач в регионе эксплуатируются свыше 30-40 лет и приближаются к окончанию срока службы. К примеру, в Казахстане износ теплоэлектростанций достигает 56 %, а для угольных ТЭС — до 70 %, что приводит к повышению аварийности и росту выбросов.

«Казахстан опирается на унаследованные протяженные сети с высоким износом и дисбалансом между северной генерацией и южным спросом. Ограниченная пропускная способность магистрали «Север — Юг» приводит к зависимости южной зоны от перетоков из России. В последние годы Казахстан модернизирует инфраструктуру, внедряет миллионы умных счетчиков, усиливает межсистемные линии и продвигает цифровизацию управления сетью. При этом Казахстан играет ключевую роль в региональных обменах, используя синхронизацию с Россией и перетоки с Кыргызстаном и Узбекистаном для балансировки ВИЭ», — говорится в докладе ЕАБР.

Аналитики утверждают, что изношенная инфраструктура ведет к высоким энергопотерям и частым сбоям. В Казахстане технические потери электроэнергии составляют 11 %. А в целом по Центральной Азии показатель достигает от 15 % до 20 %. Это в несколько раз выше, чем в странах ОЭСР.

Для повышения надежности необходима масштабная модернизация инфраструктуры. Прежде всего, действующие электростанции требуют капитального ремонта и технического перевооружения. В ЕАБР считают, что в краткосрочной перспективе приоритет следует отдавать объектам, где экономический эффект максимален, то есть производить ремонт наиболее изношенных узлов генерирующего оборудования и линий с наибольшими потерями. В Казахстане и Узбекистане это означает модернизацию существующих угольных и газовых ТЭС — установку новых котлов, турбин, систем очистки дымовых газов, чтобы повысить эффективность и продлить ресурс без роста аварийности.

Параллельно необходимо ускорить реконструкцию сетей — замену старых трансформаторов, усиление перегруженных линий (например, магистрали «Север — Юг» в Казахстане, межрегиональных ЛЭП в Узбекистане), внедрение современных систем управления и мониторинга.

Другой проблемой энергосистемы региона является недостаток мощностей для балансировки системы. Дело в том, что многие крупные электростанции региона — устаревшие ТЭС — рассчитаны на равномерную базовую работу. Они не могут быстро изменять выдаваемую мощность, чтобы покрывать суточные пики потребления или колебания генерации ВИЭ.

В Казахстане и Узбекистане, где доля солнечных и ветровых станций растет, уже в ближайшие годы потребуется значительно больше регулирующей мощности для балансировки системы. При высокой доле переменных ВИЭ к 2030 году возникнет необходимость в дополнительных резервах, маневренных газовых турбинах, накопителях энергии и системах управления спросом. В противном случае увеличиваются риски перегрузок сетей, вынужденных ограничений ВИЭ-генерации и даже дефицита мощности в пиковые часы, особенно зимой при безветрии и сильных морозах.

Отдельная проблема — прогнозирование и балансирование выработки ВИЭ. С увеличением доли СЭС и ВЭС нужны точные прогнозы генерации и инструменты компенсации ошибок.

«Сейчас точность прогнозов оставляет желать лучшего. Например, в Казахстане за 9 месяцев 2022 года отклонения фактической выработки ВИЭ от прогнозной достигли около 1,8 млрд киловатт-час при общем объеме «зеленой» генерации 3,5 млрд киловатт-час. Иными словами, половина произведенной ВИЭ энергии сопровождалась значительными ошибками прогноза, что указывает на отсутствие эффективных систем прогнозирования и стимулов для точного следования графику», — говорится в докладе ЕАБР.

Аналитики добавили, что если ситуация не улучшится в ближайшие годы, это вызовет усиление системных дисбалансов на балансирующем рынке и финансовые риски для операторов и участников рынка ВИЭ.