Дамир Каримов 
Евразийский банк развития (ЕАБР) опубликовал сегодня аналитический доклад «Энергетика Центральной Азии: модернизация энергетического сектора и энергопереход». Документ подготовлен группой авторов под руководством Евгения Винокурова при технической поддержке Международного агентства по возобновляемым источникам энергии (IRENA). В нём анализируется положение дел в электроэнергетике пяти государств региона и предлагается стратегия их дальнейшего развития.
Мировая энергетика, по оценке авторов доклада, переживает наиболее масштабную трансформацию со времён промышленной революции. В 2024 году на возобновляемые источники пришлось 92% всех новых введённых в мире генерирующих мощностей — суммарно рекордные 585 ГВт. Впервые в истории доля возобновляемой энергии в глобальной выработке электроэнергии — 34,3% — превысила долю угля (33,2%). Стоимость солнечной генерации с 2015 года снизилась на 70%, ветровой — на 55%, а инвестиции в энергопереход достигли 2,2 трлн долларов, вдвое превысив вложения в ископаемое топливо.
Тем не менее прогресс сопровождается нарастающими противоречиями. Глобальные выбросы углекислого газа в секторе энергетики в 2024 году вновь выросли и достигли рекордного уровня — несмотря на беспрецедентное развитие «зелёной» генерации. Причина — в том, что ввод переменной генерации (прежде всего солнечной и ветровой) опережает развитие сетей, систем хранения и маневренных резервных мощностей. В результате энергосистемы оказываются уязвимы: пиковое потребление в вечерние часы резко контрастирует с избытком дневной солнечной выработки, а любая непредвиденная потеря генерации грозит каскадными отключениями.
Параллельно спрос на электроэнергию подстёгивает цифровизация экономики и стремительный рост применения искусственного интеллекта. По расчётам Международного энергетического агентства (МЭА), инвестиции в центры обработки данных достигли 580 млрд долларов в 2025 году, а потребление электроэнергии этим сектором к 2035 году может утроиться. Доля электричества в глобальном конечном энергопотреблении должна вырасти с нынешних 20% до 30% к 2040 году. В этих условиях надёжность энергоснабжения превращается в условие национальной безопасности и экономической конкурентоспособности.
Именно на пересечении этих глобальных тенденций и региональной специфики и находится Центральная Азия — регион с населением свыше 80 млн человек. Совокупный спрос на электроэнергию здесь ежегодно растёт на 3-6% и к 2030 году может увеличиться ещё примерно на 40% — с нынешних 270 до 370 млрд кВт·ч в год. Инфраструктура при этом находится в критическом состоянии: в ряде стран до 70% электросетей и тепловых электростанций выработали ресурс, более 60% распределительных сетей требуют замены или капитального ремонта. Потери при передаче и распределении электроэнергии составляют 15-20% — в два-три раза выше, чем в развитых странах.
Структурная уязвимость региона связана с резкой поляризацией энергобаланса. Кыргызстан и Таджикистан почти полностью зависят от гидрогенерации — она обеспечивает до 90% выработки. Казахстан, Узбекистан и Туркменистан, напротив, держатся на угле и газе. В засушливые годы зимой выработка на гидроэлектростанциях резко падает, что приводит к острому дефициту и веерным отключениям в одних странах. В газозависимых системах холодные периоды оборачиваются всплеском потребления, падением давления в газовых сетях и перебоями в электроснабжении. Добавляет нестабильности и таяние ледников — первопричина долгосрочного сокращения запасов водных ресурсов, от которых зависит региональная гидрогенерация.
Усугубляет ситуацию то, что после распада Советского Союза координация в рамках некогда единой энергосистемы Центральной Азии фактически была утрачена. Трансграничные потоки электроэнергии сократились до 5% от регионального потребления. Это ведёт к хроническим сезонным дисбалансам: одни страны испытывают дефицит электроэнергии зимой, другие — избыток летом, хотя теоретически они могли бы компенсировать потребности друг друга.
Большинство действующих электростанций региона было построено ещё в советский период. За прошедшие десятилетия они давно окупили капитальные затраты, что делает сейчас производимую ими электроэнергию самой дешёвой. Именно это временно сдерживает тарифы для потребителей. Однако такое положение маскирует глубокую проблему: физически изношенные активы всё чаще выходят из строя, аварийность нарастает, а неизбежная замена оборудования в перспективе приведёт к значительному удорожанию энергии.
Между тем регион располагает колоссальным нереализованным потенциалом. Центральная Азия богата солнечными и ветровыми ресурсами, обладает значительным гидропотенциалом, крупными запасами природного газа и стратегическим положением между Россией, Китаем и Южной Азией. Все пять государств региона — Казахстан, Узбекистан, Кыргызстан, Таджикистан и Туркменистан — официально объявили о целях достижения углеродной нейтральности к середине XXI века, хотя разрыв между декларациями и реальной политикой остаётся значительным.
В этих условиях авторы доклада предлагают стратегию «среднего пути» — термин, призванный обозначить прагматичный баланс между двумя крайностями. С одной стороны — «зелёный максимализм», предполагающий быструю декарбонизацию любой ценой и доведение доли возобновляемых источников до 90-100%. С другой — «консервативный скептицизм», отдающий приоритет традиционной генерации и откладывающий климатические цели на второй план. Авторы считают оба подхода неприемлемыми для региона с его специфическими условиями.
В основе концепции «среднего пути» лежит так называемая «энергетическая трилемма» — принцип Всемирного энергетического совета, требующий одновременно соблюдать три условия: обеспечивать энергетическую безопасность, доступность энергии для потребителей и экологическую устойчивость. Как подчёркивается в докладе, ни одной из этих целей нельзя пожертвовать ради двух других.
Конкретное наполнение стратегии включает несколько взаимосвязанных направлений. Прежде всего — продление жизни действующих угольных, газовых и гидравлических станций там, где это экономически оправданно. Обновление оборудования способно снизить расход топлива, сократить выбросы и продлить срок службы объектов на 10-15 лет, не требуя немедленного строительства принципиально новых мощностей.
Одновременно энергосистемам необходимо повышать гибкость и маневренность. Рост доли солнечной и ветровой генерации должен сопровождаться строительством современных газовых турбин, способных быстро включаться при падении выработки возобновляемых источников, внедрением аккумуляторных накопителей, созданием гибридных энергопарков — комплексов, совмещающих на одной площадке солнечные панели, газовые установки и системы хранения. Параллельно необходима цифровизация: внедрение систем диспетчерского управления (SCADA), умных счётчиков и технологий прогнозирования нагрузки.
Тарифная политика — ещё один критический элемент стратегии. Хронически заниженные тарифы подрывают финансовое состояние энергетических компаний и делают отрасль непривлекательной для частных инвестиций. Переход к экономически обоснованным ценам на электроэнергию, по мнению авторов доклада, неизбежен, однако должен проходить постепенно и сопровождаться адресной поддержкой уязвимых слоёв населения — субсидированием конкретных домохозяйств, а не сохранением льготных тарифов для всех.
Ключевым элементом «среднего пути» остаётся региональная интеграция. Восстановление трансграничных электрических связей и координация водно-энергетических режимов способны снизить системные риски для всех пяти государств. Страны с избытком гидроэнергии летом могли бы снабжать соседей, получая взамен поставки в зимний дефицитный период. Совместное использование крупных генерирующих объектов и резервных мощностей даёт экономию за счёт масштаба. Для потенциальных инвесторов интегрированный рынок объёмом в более чем 80 млн потребителей значительно привлекательнее разрозненных национальных систем.
Авторы доклада приводят сравнительное моделирование трёх сценариев. Стратегия «среднего пути» при ориентире в 62,8 ГВт новых мощностей к 2035 году требует капитальных вложений в диапазоне 151-179 млрд долларов — на 30-45% меньше, чем сценарий «зелёного максимализма» (239-254 млрд долларов). При этом нормированная себестоимость электроэнергии сопоставима с консервативным подходом — около 8,6-10,3 цента за кВт·ч, — однако углеродный след оказывается примерно в пять раз ниже: около 0,15 тонн CO2 на МВт·ч против 0,8 тонны в консервативном сценарии.
Отдельно в докладе подчёркивается социальное измерение перехода. Закрытие угольных электростанций и шахт затронет занятость в моногородах и целых регионах. Авторы настаивают на том, что параллельно с энергетическими преобразованиями необходимо организовывать переобучение работников, диверсифицировать местные экономики и предусматривать механизмы защиты занятости. Без этого энергопереход рискует обернуться новым источником социальной напряжённости.
В целом доклад позиционирует Центральную Азию не только как объект глобального энергетического давления, но и как потенциальный полигон для отработки универсальной модели энергоперехода в условиях ограниченных ресурсов, унаследованной инфраструктуры и высокой зависимости от ископаемого топлива. Авторы полагают, что найденный регионом баланс между климатическими амбициями и экономической реальностью может оказаться полезным опытом для других частей мира, оказавшихся в схожих обстоятельствах.
