Блэкаут в Алматы стал предупреждением. Хватит ли Казахстану электроэнергии в эпоху ИИ

Казахстан обещает выйти из энергодефицита уже в 2027 году. Однако в зимний пик, случившийся более полугода назад, продемонстрировал, что собственных резервов у энергосистемы не оказалось, южный транзит практически полностью загружен, а будущие ЦОДы и проекты ИИ уже заявили потребность примерно в 1 ГВт мощности.

14 августа часть Казахстана вновь осталась без электричества после крупного сбоя в объединённой энергосистеме Центральной Азии. Первоначальное возмущение произошло в Кыргызстане, где аварийно отключились два гидрогенератора Токтогульской ГЭС суммарной мощностью 625 МВт. Возникший дефицит начал покрываться за счёт энергосистемы Казахстана. Наброс мощности превысил допустимые 300 МВт. В результате была нарушена устойчивость транзитов Север – Юг и Восток – Юг, автоматика отключила линии и часть потребителей.

Причины аварии расследует комиссия с участием представителей Казахстана, Кыргызстана, Узбекистана и Таджикистана. Но произошедшее поставило на повестку ещё один вопрос. Насколько энергосистема Казахстана готова к растущему потреблению и хватит ли стране собственной электроэнергии в ближайшие годы?

В зимний пик резервов не было

За последние пять лет потребление электроэнергии в Казахстане увеличилось на 9,4%, тогда как производство выросло на 7,6%. В 2021 году страна потребляла 113,9 млрд кВт·ч, в 2025-м уже 124,6 млрд. Производство за тот же период увеличилось со 114,4 до 123,1 млрд кВт·ч.

Тенденция сохранилась и в этом году. За восемь месяцев 2026 года потребление составило 83,6 млрд кВт·ч, что на 2% больше показателя прошлого года. Выработка выросла на 1,7% – до 82,5 млрд кВт·ч.

Годовые показатели, однако, не полностью отражают ситуацию в энергосистеме. Гораздо важнее, что происходит в часы максимальной нагрузки.

Последний пик был зафиксирован 18 декабря в 17.55. Потребление достигло 17 724 МВт при генерации 16 684 МВт.

"Резервы отсутствовали, в связи с этим дефицит покрывался за счёт импорта электроэнергии из сопредельных энергосистем", – сообщили в KEGOC.

Нагрузка продолжит расти и дальше. По прогнозу системного оператора, к 2030 году её максимум достигнет примерно 22,8 ГВт, а к 2032 году – уже 25,3 ГВт. При своевременном вводе запланированных электростанций KEGOC ожидает к 2035 году профицит мощности около 6,2 ГВт с учётом необходимого резерва.

Югу не хватает собственной электроэнергии

Наиболее напряжённая ситуация складывается на юге страны. Собственные электростанции обеспечивают около половины потребления Южной зоны. Остальная электроэнергия поступает по транзиту Север – Восток – Юг.

Его максимальная пропускная способность составляет около 2300 МВт. Сейчас, по данным KEGOC, транзит практически полностью загружен.

Системный оператор строит новые линии электропередачи напряжением 500 кВ. После завершения проекта пропускная способность на участке Алматы – Жамбыл должна увеличиться примерно на 400–500 МВт. Завершение проекта запланировано на 2027 год. В том же году планируется объединить энергосистему Западного Казахстана с ЕЭС страны и использовать резервы западных электростанций в общем энергобалансе.

KEGOC также рассчитывает на появление новой генерации непосредственно на юге. В числе крупных проектов – Алматинская ТЭЦ-2 мощностью 557 МВт, ТЭЦ-3 на 544 МВт и ПГУ в Туркестанской области на 1000 МВт.

ЦОДы уже запросили около 1 ГВт

Дополнительная нагрузка на энергосистему может появиться из-за строительства крупных дата-центров и развития инфраструктуры для искусственного интеллекта.

По данным KEGOC, заявленная потребность таких энергоёмких проектов составляет уже около 1 ГВт. В этот объём входит "Долина ЦОДов" в Павлодарской области. Большинство проектов предполагается разместить в Северной зоне.

При этом окончательная нагрузка ещё уточняется. KEGOC совместно с государственными органами актуализирует прогнозные балансы на 2027–2033 годы. В них должны быть уточнены мощности проектов, сроки их запуска и точки подключения к энергосистеме.

Системный оператор считает, что при реализации запланированных проектов дефицита электроэнергии в прогнозируемом периоде не возникнет. До 2035 года предусмотрен ввод около 26 ГВт новой генерации. Резкого роста потребления в ближайшей перспективе в KEGOC также не ожидают.

Минэнерго обещает профицит уже с 2027 года

В Министерстве энергетики также считают, что нынешний дефицит будет преодолён в ближайшее время.

Сейчас общая установленная мощность электростанций Казахстана составляет 27,1 ГВт. Почти половина приходится на угольную генерацию – 13,7 ГВт. Газовые станции дают 7,1 ГВт установленной мощности, крупные ГЭС – 2,5 ГВт, объекты ВИЭ – 3,8 ГВт.

До 2035 года министерство планирует ввести дополнительно более 26,3 ГВт. Из них 5 ГВт должны получить за счёт модернизации и расширения существующих станций, 10,5 ГВт – за счёт новой генерации, 8,4 ГВт дадут проекты ВИЭ, ещё 2,4 ГВт должна обеспечить АЭС.

По расчётам ведомства, ждать 2035 года для преодоления дефицита не придётся.

"Ввод данных мощностей позволит уже с начала 2027 года покрыть всю потребность экономики в электроэнергии с последующим профицитом", – сообщили в Минэнерго.

До конца 2029 года планируется ввести 13,3 ГВт энергомощностей. В министерстве считают, что этого будет достаточно для обеспечения экономики и населения, развития крупных ЦОДов и инфраструктуры искусственного интеллекта. В расчёты заложено формирование резерва мощности в размере 20%.

На юге обещают профицит в 4,3 ГВт

Отдельная программа предусмотрена для дефицитного юга. До конца 2026 года Минэнерго рассчитывает завершить четыре парогазовых проекта общей мощностью более 2200 МВт. Это почти столько же, сколько сегодня составляет максимальная пропускная способность транзита Север – Восток – Юг, по которому южные регионы получают недостающую электроэнергию.

К 2035 году Минэнерго прогнозирует профицит мощности Южной зоны примерно в 4,3 ГВт. В этот же период планируется ввод АЭС мощностью около 2,4 ГВт в Алматинской области. Мощность АЭС входит в расчёт будущей генерации, на основе которой ведомство прогнозирует профицит.

Таким образом, по расчётам министерства, нынешняя зависимость юга от передачи электроэнергии из других регионов должна существенно сократиться. При этом подробного расчёта, из каких именно источников складывается прогнозируемый профицит в 4,3 ГВт и какой уровень потребления юга заложен на 2035 год, в ответе ведомства нет.

Пиковых сезонов может стать два

Энергетический эксперт Олжас Байдильдинов считает, что после августовской аварии слишком много внимания уделялось вопросу, в какой именно стране первоначально произошёл сбой. Но важнее то, что Казахстан продолжает зависеть от внешних поставок в периоды, когда собственной генерации недостаточно.

При этом сам по себе обмен электроэнергией с соседними государствами он не считает проблемой.

"В некоторые периоды это нужно для балансирования рынка, и это совершенно нормальная ситуация. Те же страны Европейского союза зависят друг от друга. Но в любом случае нам не хватает собственной генерации, и мы находимся в дефиците", – сказал Байдильдинов.

Особенность августовской ситуации, по его мнению, в том, что серьёзная нагрузка на энергосистему возникла летом. Раньше наиболее сложным периодом традиционно считалась зима.

Рост летнего потребления Байдильдинов связывает с увеличением населения и промышленного производства, развитием городов и изменением климата.

В жаркие периоды дополнительную нагрузку создают кондиционеры в квартирах, офисах и коммерческих помещениях. "Этот случай показал, что пик потребления теперь может приходиться и на лето", – сказал он.

По его словам, существующая тепловая генерация исторически приспособлена к другому режиму работы. ТЭЦ одновременно производят электрическую и тепловую энергию. Зимой оба продукта востребованы, тогда как летом резко растёт именно потребность в электричестве для охлаждения помещений.

Байдильдинов считает августовскую ситуацию одним из первых сигналов того, что энергосистеме придётся адаптироваться к новой структуре спроса.

Стране нужны мощности, которые можно быстро включить

Энергосистеме недостаточно иметь определённый объём установленной мощности. При резком росте потребления или аварийном отключении генерации нужны станции, способные быстро увеличить производство электроэнергии.

По мнению эксперта, в нынешних условиях такую функцию прежде всего может выполнять газовая генерация. Угольные электростанции значительно медленнее реагируют на изменение нагрузки. АЭС рассчитана преимущественно на стабильную базовую генерацию. Производство солнечных и ветряных электростанций зависит от погодных условий, а крупные системы накопления остаются дорогостоящим решением.

При этом для расширения газовой генерации потребуется дополнительное топливо. Байдильдинов обратил внимание, что Казахстан уже импортирует газ и в дальнейшем потребность в нём будет расти.

Либо – сталкиваться с отключениями, либо – больше импортировать

Эксперт считает нынешние проблемы следствием накопившегося дефицита инвестиций в энергетическую отрасль.

"Я говорил об этом долгие годы. Если нет инвестиций и частного капитала в энергосистеме, мы будем сталкиваться с дефицитом", – отметил он. 

Дополнительным риском для Центральной Азии эксперт считает изменение климата. Таяние ледников и снижение уровня рек, по его мнению, могут сказаться на гидрогенерации в регионе.

При сохранении нынешних тенденций, считает Байдильдинов, Казахстану придётся выбирать между увеличением импорта и риском периодических ограничений электроснабжения.

"Мы будем либо сталкиваться с периодическими отключениями света, либо будем больше импортировать из России или других стран", – сказал он.

Эксперт связывает накопившиеся проблемы и с длительным сдерживанием стоимости энергоресурсов. По его мнению, недостаточные инвестиции при растущем потреблении постепенно приводят к дефициту.

Официальный прогноз пока значительно оптимистичнее. Государство рассчитывает уже с 2027 года полностью покрыть потребности страны собственной генерацией, затем создать резерв и к 2035 году получить значительный профицит мощности.

Проверять эти прогнозы энергосистеме придётся уже в ближайшие годы. Максимальная нагрузка, по расчётам KEGOC, вырастет до 22,8 ГВт к 2030 году и до 25,3 ГВт к 2032-му. К существующему спросу добавятся ЦОДы и проекты ИИ, которые уже заявили потребность примерно в 1 ГВт мощности.

Поэтому теперь важно не сколько электростанций Казахстан планирует построить, а успеют ли новая генерация и сети появиться раньше нового спроса.