Электро­энергетическое партнерство России и стран Центральной Азии

Сергей ПОДКОВАЛЬНИКОВ
Заместитель директора по науке Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева, д. т. н.
E-mail: spodkovalnikov@isem.irk.ru

Людмила ЧУДИНОВА
Старший научный сотрудник Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева, к. т. н.
E-mail: chudinova@isem.irk.ru

Введение

В современных условиях внешнего санкционного давления, разрыва экономических связей с целью изолировать Россию, особенно важно развивать взаимовыгодное партнерство со странами, не поддерживающими агрессивную антироссийскую политику. Россия традиционно являлась партнером стран Центральной Азии в области электро­энергетики (также, как и в других отраслях экономики). Меж­государственное экономическое и энергетическое (в т. ч. электро­энергетическое) взаимовыгодное партнерство России с центральноазиатскими странами может стать важным фактором стабилизации и подъема экономики и жизненного уровня населения взаимодействующих стран.
В последние годы электро­энергетическое партнерство России со странами Центральной Азии восстанавливается и развивается. Это партнерство включает торговлю электро­энергией с Казахстаном, непосредственно граничащим с Россией, а также другими странами региона через электрические сети Казахстана. Россия занимается инвестированием, проектированием и строительством электро­энергетических объектов в Центральной Азии, поставкой энергетического и электротехнического оборудования, управлением объектами. Россия также входит в многосторонние электро­энергетические проекты через российско-­центральноазиатское партнерство с выходом в перспективе на электро­энергетические рынки стран Южной Азии и Ближнего Востока.
В статье рассматриваются основные объемные и структурные показатели электро­энергетических систем России и стран Центральной Азии, межгосударственные электрические связи, факторы системности и надежности взаимодействия национальных энергосистем в регионе. Анализируются электро­энергетические проекты России в странах Центральной Азии, в том числе совместные, в области атомной, тепловой и гидроэнергетики, перспективы российско-­центральноазиатского электро­энергетического партнерства с выходом России на электро­энергетические рынки стран Южной Азии и Ближнего Востока и с расширением присутствия в Малой Азии. Отмечается роль Китая, Турции, Южной Кореи, международных банков развития в инвестировании проектов электро­энергетики стран Центральной Азии. Россия и страны Центральной Азии имеют потенциал для дальнейшего углубления и развития взаимовыгодного электро­энергетического партнерства в условиях турбулентной международной обстановки и внешних угроз.

Электроэнергетика Российской Федерации

На конец 2021 г. в составе Единой энергосистемы (ЕЭС) России работали семь объединенных энергосистем (ОЭС): Центра, Средней Волги, Урала, Северо-­Запада, Юга, Сибири и Востока (рис. 1) [1].

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на 01.01.2022 г. составила 246,6 ГВт (таблица 1). В структуре как генерирующих мощностей, так и в производстве электро­энергии в ЕЭС России наибольшую долю занимают тепловые электростанции (ТЭС), соответственно – 66 и 61%, том числе на газе – 49,6 и 48,1% (рис. 2) [1]. Суммарная выработка электро­энергии электростанциями ЕЭС России по итогам 2021 г. составила 1114,6 млрд кВт·ч (+6,4% к 2020 г.). Потребление электро­энергии в 2021 г. составило 1090,4 млн кВт∙ч (+5,5% к 2020 г.), объем экспорта электро­энергии – 20,9 млрд кВт·ч (12,1 млрд кВт·ч в 2020 г.), импорта – 1,6 млрд кВт·ч (1,4 млрд кВт·ч в 2020 г.).
В 2021 г. параллельно с ЕЭС России работали энергосистемы Эстонии, Латвии, Литвы, Беларуси, Украины, Грузии, Азербайджана, Казахстана и Монголии, а также энергосистемы Центральной Азии (ЦА) – Узбекистана и Киргизии (через энергосистему Казахстана) и Молдавии (через энергосистему Украины).
По линиям электропередачи переменного тока осуществлялась передача электро­энергии в энергосистему Южной Осетии и энергосистему Абхазии. Совместно с ЕЭС России через преобразовательные устройства постоянного тока работали энергосистемы Финляндии и Китая. Кроме этого, параллельно с энергосистемой Финляндии работали отдельные генераторы Северо-­Западной теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и ГЭС энергосистем г. Санкт-­Петербурга, Ленинградской и Мурманской областей, с энергосистемой Норвегии – отдельные генераторы ГЭС энергосистемы Мурманской области. По линиям электропередачи переменного тока осуществлялась передача электро­энергии в Китай в «островном» режиме.
Основными импортерами электро­энергии в 2021 г. являлись Финляндия (9,2 ТВт·ч – 40,3%) и Китай (3,97 ТВт·ч – 17,4%), экспортером – Казахстан (1,2 ТВт·ч – 84,8%) (рис. 3).
В 2022 г. произошло изменение объемов и направлений экспортно-­импортных потоков электро­энергии. Страны Балтии и Финляндия с мая приостановили импорт электро­энергии из России, объясняя это сложностью оплаты в руб­лях. Тем не менее, статистика таможенных служб Литвы и Латвии по сентябрь продолжала публиковать объемы экспорта/импорта электро­энергии. По информации от 07.12.2022 г., «Интер РАО» не видит перспектив для возобновления экспорта электро­энергии в Прибалтику и Финляндию. Обмены электро­энергией с Беларусью остаются на прежнем уровне. Согласно имеющимся данным, в январе 2022 г. экспорт электро­энергии из России в Украину сохранялся. Информация из открытых источников о торговле электро­энергией между этими странами в последующий период отсутствует. Очевидно, что с началом специальной военной операции (СВО) эта торговля прекратилась.
В направлении ЦА и Кавказа сохранены операции по передаче электро­энергии, в том числе в Турцию транзитом через Грузию. Существенные изменения отмечены в восточном направлении. За 10 месяцев 2022 г. произошло увеличение экспорта в Монголию на 55%, в Китай – на 33%. По итогам года общий объем экспорта электро­энергии в 2022 г. составил 13,6 млрд кВт·ч. В 2023 г. в связи с выведением значительного объема генерирующего оборудования в ремонт, снижением выработки ГЭС и существенным повышением собственного электропотребления в ОЭС Востока, поставки в КНР снизились. Объем экспорта в Китай по итогам года составил 3,1 млрд кВт·ч (в 2022 г. – 4,7 млрд кВт·ч). В то же время отмечены рекордные значения поставок в Казахстан (4,7 млрд кВт·ч) и в Монголию (900 млн кВт·ч) [2]. Объем экспорта электро­энергии в целом за 2023 г. снизился на 21,7%, до 10,7 млрд кВт·ч. При этом была введена экспортная пошлина в размере 7% для электро­энергии, поставляемой за пределы ЕАЭС [3]. «Интер РАО» уведомило Китай, Монголию и Азербайджан о соответствующем росте цены.

Электроэнергетика стран Центральной Азии

Суммарная установленная мощность электростанций стран Центральной Азии (ЦА) (Казахстана, Кыргызстана, Таджикистана, Туркменистана, Узбекистана) в 2021 г. составила 63,6 ГВт, выработка электро­энергии электростанциями – 249,7 ТВт·ч, электропотребление – 248,2 ТВт·ч, сальдо перетоков – 1,4 ТВт·ч (таблица 2) [4–7].

В 2021 г. произошел рекордный рост электропотребления в Казахстане (+6%, ранее 1,5–2% в год). Выработка электро­энергии при этом увеличилась на 5,7%. Бурный рост спроса связывают не только с ожидаемым ростом производства в энергоемких отраслях, но и с ростом мощностей майнеров криптовалют. По оценкам KEGOC, в октябре 2021 г., майнеры потребляли до 1000 МВт мощности при общей располагаемой мощности в энергосистеме на уровне 19000 МВт. Причем до 40% потребления майнеров приходилось на так называемых «серых» майнеров, которые подключались к электросетям как домохозяйства. Из-за возникшего дефицита электро­энергии станциям не давали выводить мощности в плановые ремонты, что также способствовало росту числа аварийных остановок энергооборудования.
Начиная с 2019 г., Казахстан стал нетто-­импортером электро­энергии из России: объем импорта в 2021 г. составил 1,8 млрд кВт·ч при экспорте в 1,2 млрд кВт·ч [7, 8]. Однако, в целом (с учетом обменов электро­энергией с другими странами ЦА) в 2021 г. Казахстан был нетто-­экспортером электро­энергии (см. таблицу 2). В 2023 г. ситуация не изменилась, и нехватка электро­энергии компенсировалась также путем закупок из РФ. По прогнозному балансу электро­энергии и мощности Министерства энергетики Казахстана, к 2029 г. ожидается дефицит в размере 5,5 млрд кВт·ч по электро­энергии и 3 ГВт по мощности [9].
Дефицит также объясняется высокой степенью износа энергетического оборудования: генерирующее оборудование в среднем изношено на 65%, электрические сети – на 83%, тепловые сети – на 80% [10].
В докладе Евразийского банка развития «Инвестиции в водно-­энергетический комплекс Центральной Азии» отмечались общие негативные факторы энергокомплекса региона [11]:
высокий уровень износа электросетевого комплекса и генерирующих мощностей (удельный вес мощностей возрастом свыше 30 лет составляет от 44 до 75%);
высокий уровень потерь электро­энергии (7–20% производства в некоторых странах);
разбалансированность производства и потребления электро­энергии (потеря 11 млрд кВт·ч экспортного потенциала);
снижение надежности энергоснабжения в Узбекистане и на юге Казахстана в результате нехватки маневренных мощностей и неиспользования ГЭС соседних стран;
нерациональное использование гидроэлектро­энергии, проявляющееся через сезонный дефицит и холостые сбросы воды, как результат несовпадения пиков производства и потребления (согласно ПАО «Русгидро», ежегодный объем неудовлетворенного спроса в Кыргызстане и Таджикистане оценивается в 1,5–3 ТВт·ч и 4–4,5 ТВт·ч, соответственно) и др.
Дефицит мощности и энергии в энергосистеме Узбекистана в период осенне-­зимнего максимума нагрузок приводит к перегрузке сечения «Север – Юг Казахстана», срабатыванию автоматики деления по транзиту «Север – Юг Казахстана» и неплановым отклонениям перетоков между энергосистемами России и Казахстана. Все эти негативные факторы приводят к тяжелым авариям в энергосистемах стран ЦА, потере многолетней регулирующей способности водохранилищ и нарастанию критического недостатка воды на ирригационные цели даже в многоводные годы (авария 25 января 2021 г. в ЦАЭО).

Межгосударственные электрические связи ЕЭС России и Центральной Азии

Центрально-­Азиатское энергообъединение (ЦАЭО) фактически возникло на базе входившей в Единую энергосистему бывшего СССР объединенной энергосистемы Средней Азии на территории четырех государств – Узбекистана, Таджикистана, Туркменистана, Кыргызстана и прилегающих к ним пяти областях Юга Казахстана [12]. После распада Советского Союза страны Центральной Азии, ставшие самостоятельными государствами, пытались проводить независимую энергетическую политику. Однако взаимозависимость их энергобалансов, обусловленная централизованным управлением развития их генерирующих мощностей в прошлом, вынудила правительства этих стран восстановить прежние условия работы их энергосистем. В 1999 г. было подписано соглашение между Республикой Казахстан, Киргизской Республикой, Республикой Таджикистан и Туркменистаном о параллельной работе энергетических систем Центральной Азии. Данное соглашение фактически реанимировало ОЭС Средней Азии с ее координационным диспетчерским центром (КДЦ) «Энергия», расположенном в Узбекистане. КДЦ осуществляет единое оперативное управление режимами, эксплуатацией и планированием ЦАЭО.
Энергосистемы Туркменистана и Таджикистана в настоящее время работают изолированно от ЦАЭО. Туркменистан вышел из состава ОЭС ЦА в 2003 г. по собственной инициативе. В настоящее время работает в параллельном режиме с Иранской энергосистемой, а с ЦАЭО – по «островным» схемам. Таджикистан был отделен от энергообъединения ЦА из-за многократных нарушений условий параллельной работы. В настоящее время при финансовой поддержке Азиатского банка развития (АБР) активно ведется работа по переподключению энергосистемы Таджикистана к ЦАЭО [13].
Межгосударственные связи ЦАЭО в южном направлении представлены электропередачами из Кыргызстана, Узбекистана, Туркменистана, Таджикистана в Афганистан напряжением 220–110–10–6 кВ и из Туркменистана в Иран напряжением 220 кВ. Экспорт электро­энергии в Афганистан осуществляется на основе имеющихся договоренностей между странами Центральной Азии и Афганистаном, в частности, из Таджикистана в период с мая по сентябрь, а из Узбекистана – с октября по апрель.
ЕЭС России связана с ЦАЭО через электрические сети Казахстана (рис. 1, 4) [1, 12]. Основными функциями межгосударственных электрических связей (МГЭС) «РФ – Казахстан» являются:
обеспечение транзита электро­энергии «Урал – Казахстан – Сибирь»;
поддержание нормативных уровней частоты;
взаимопомощь в аварийных ситуациях;
торговля электро­энергией.
Имеются электрические связи Казахстана со следующими энергосистемами ЕЭС России:
ОЭС Центра – линиями электропередачи напряжением 110–35–10 кВ, в том числе 3х110 кВ;
ОЭС Юга – пятью ВЛ напряжением 110 кВ;
ОЭС Урала – тридцатью четырьмя ВЛ напряжением 1150–500–220–110–10–0,4 кВ, в том числе одной ВЛ 1150 кВ «Челябинск – Кустанай», включенной на 500 кВ, 3хВЛ 500 кВ, 5хВЛ 220 кВ, 15хВЛ 110 кВ;
ОЭС Сибири – одной линией в габаритах 1150 кВ «Барнаул – Экибастуз» (работает на напряжение 500 кВ), пятью линиями 500 кВ, 4хВЛ 220 кВ, и линиями 110 кВ.
Основные технические и финансовые обязательства сторон при параллельной работе ЕЭС Казахстана и ЕЭС России регламентируются [14]:
договором о параллельной работе электро­энергетических систем Республики Казахстан и Российской Федерации;
договорами купли-­продажи отклонений фактических почасовых межгосударственных сальдо перетоков электро­энергии ЕЭС Казахстана на границе с ЕЭС России от плановых между KEGOC и ПАО «Интер РАО»;
договором оказания услуг по передаче (транзиту) электро­энергии по сети KEGOC.

Эффекты взаимодействия энергосистем России и стран Центральной Азии

Взаимодействие национальных электро­энергетических систем России и Казахстана позволяет реализовывать системные интеграционные эффекты, включая режимные, надежностные, структурные и другие.
Обмен мощности между европейской секцией ЕЭС России и ОЭС Сибири через сети Казахстана традиционно осуществлялся в следующем режиме. В часы ночного минимума нагрузки в европейской секции ЕЭС России осуществлялся переток мощности и энергии в восточном направлении в ОЭС Сибири, а в часы вечернего максимума нагрузки в европейской части России, наоборот, происходила выдача мощности и электро­энергии из ОЭС Сибири в западном направлении. Это позволяло реализовать режимный эффект регулирования суточного графика нагрузки в европейской части России, используя для обмена перетоками двух российских регионов электрические сети северного Казахстана [18, 19].
Также сильная взаимосвязь функционирования ЦАЭО и ЕЭС России наиболее явно проявилась при ликвидации последствий аварий на Саяно-­Шушенской ГЭС – 17 августа 2009 г. и в ЦАЭО – 25 января 2022 г.

Транзит из объединенных энергосистем Урала и Средней Волги через территорию Казахстана позволил избежать каскадного отключения и «погашения» ОЭС Сибири. Казахстан также частично компенсировал собственными мощностями недовыработку СШГЭС.
Аварийное веерное отключение 25 января 2022 г. в ЦАЭО привело к масштабному отключению большей части Казахстана, Кыргызстана и Узбекистана. Как следствие, произошло аварийное разделение транзита «Север – Восток – Юг Казахстана» с погашением значительной части потребителей Южной зоны Казахстана. Казахстан в первые часы после аварии резко увеличил экспорт электро­энергии в РФ до 750 МВт из-за избытка мощности. До аварии переток электро­энергии осуществлялся из России в Казахстан [20].
Приведенные примеры являются иллюстрацией повышения эффективности и надежности электроснабжения потребителей в рамках взаимодействия национальных ЭЭС России и Центральной Азии.

Совместные электроэнергетические проекты России и стран Центральной Азии

В таблице 3 приведен краткий список завершенных, реализуемых и планируемых совместных электро­энергетических проектов РФ со странами Центральной Азии [11, 21, 22].
Проект Сангтудинской ГЭС‑1 был реализован при непосредственном экономическом и техническом участии России. В настоящее время она является основным собственником этого крупного электро­энергетического объекта, играющего важную роль в электроснабжении Таджикистана и всей Центральной Азии. Доля компаний Российской Федерации в уставном капитале ОАО «Сангтудинская ГЭС‑1» составляет 75% минус 1 акция, доля Республики Таджикистан – 25% плюс 1 акция.

Наиболее значимым и актуальным на текущий момент представляется проект сооружения АЭС российского дизайна в составе двух блоков с реакторами ВВЭР‑1200 в Узбекистане. Станция будет построена за счет средств госбюджета Узбекистана и госкредита России [23]. В ноябре 2023 г. разработка контракта на строительство АЭС вышла на завершающую стадию [24]. Окончательное соглашение на текущий момент (март 2024 г.) еще не подписано.
Остается открытым вопрос сооружения АЭС в Казахстане. Казахстан получил технико-­коммерческие предложения от 6 вендоров из Китая, Кореи, России, США и Франции. Срок реализации проекта составит 10–12 лет. По планам Министерства энергетики, до 2035 г. в Казахстане будут построены атомные мощности в объеме 2,4 ГВт. Стоимость каждого энергоблока на 1,2 ГВт оценивалась в 5 млрд долл. Срок строительства АЭС займет 10 лет [25]. Несмотря на лидирующие позиции российского «Росатома» по объемам строительства атомных реакторов в мире, Казахстан также рассматривает в качестве потенциальных поставщиков ядерных технологий китайскую компанию CNNC, южнокорейскую KHNP и французскую EDF [26].
Помимо АЭС большой мощности, Гос­корпорация (ГК) «Росатом» ведет переговоры о строительстве малых АЭС с Киргизией, Узбекистаном [27]. 20 января 2022 г. Госкорпорация «Росатом» и Министерство энергетики Киргизской Республики подписали меморандум о сотрудничестве в сооружении атомных станций малой мощности [28]. На текущий момент изучаются площадки для строительства АЭС малой мощности на базе реакторной установки РИТМ‑200Н, которая будет состоять из двух энергоблоков по 55 МВт [29].
9 ноября 2023 г. был подписан меморандум о строительстве трех ТЭЦ в Казахстане общей мощностью 1 ГВт с финансированием российскими банками. Подрядчиком выступает российская компания «ИНТЕР РАО – экспорт» [21] (таблица 3). В конце декабря 2023 г. в продолжение меморандума подписаны соглашения о сотрудничестве между АО «Самрук-­Казына» и ООО «Интер РАО – Экспорт» по проектам строительства трех ТЭЦ в городах Кокшетау, Семей, Усть-­Каменогорск, а также между АО «Самрук-­Энерго» и ООО «Фирма ОРГРЭС» по строительству энергоблоков № 3 и 4 на Экибастузской ГРЭС‑2 с использованием российского оборудования [22].
Среди крупных проектов также реализация планов по вводу в ближайшее десятилетие объектов солнечной и ветровой генерации общей мощностью до 11 ГВт в Казахстане, Киргизии, Таджикистане и Узбекистане с возможным участием России.
Важное значение имеют проекты по выстраиванию систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (АРЧМ) в ОЭС Центральной Азии и проекты создания межгосударственных рынков электро­энергии, что предусматривает участие Казахстана и Кыргызстана в общем электро­энергетическом рынке Евразийского экономического союза (ЕАЭС), в т. ч. с участием России.
Вместе с тем, как показывает практика, участие России в совместных проектах в Центральной Азии является достаточно рискованным. Так, в 2012 г. Кыргызстан заключил соглашение с Россией о строительстве Камбаратинской ГЭС‑1 и Верхненарынского каскада ГЭС. 20 января 2016 г. парламент Киргизии в одностороннем порядке денонсировал соглашение с РФ. Кыргызстан отказался от дальнейших изысканий и перевел 37 млн долл., инвестированные ранее Россией, во внутренний суверенный долг [30]. 7 января 2023 г. опубликовано сообщение о подписании дорожной карты строительства Камбаратинской ГЭС‑1 совместно Узбекистаном, Кыргызстаном и Казахстаном [31]. Будет ли участвовать Россия в сооружении данного объекта, пока неясно.

Перспективы электроэнергетической интеграции РФ в центральноазиатском направлении

Каспийское энергокольцо. Каспийское энергетическое кольцо (КЭК) рассматривается как взаимосвязь национальных энергосистем (НЭС) стран бассейна Каспийского моря, включая Россию, страны Центральной Азии, в том числе Казахстан и Туркменистан, а также Иран и Азербайджан (рис. 6) [32–35].

В последние годы активизировались многосторонние и двусторонние контакты для укрепления существующих и создания новых межгосударственных электрических связей между прикаспийскими странами в направлении «Армения – Россия – Иран – Грузия» (2016), «Иран – Азербайджан – Россия» (2019) и «Туркменистан – Иран» (2021) [32–38]. Подписанные соглашения и достигнутые договоренности можно рассматривать как первые практические действия, способствующие реализации Каспийского энергетического кольца. Наиболее проработанным на данный момент является направление «Иран – Азербайджан – Россия», находящееся на стадии доработки технико-­экономического обоснования (ТЭО) [39]. Действующие МГЭС «Туркменистан – Иран» объединяют на параллельную работу энергосистемы двух стран. В рамках строительства новой МГЭС 400–500 кВ в ходе ирано-­туркменских переговоров в Тегеране было объявлено о завершении и готовности к эксплуатации иранского участка ЛЭП «Мары – Мешхед» [40]. С окончанием реализации данного проекта, Иран рассматривает возможность поставки электро­энергии через Туркменистан из России [41].
Центральная Азия – Южная Азия. На текущий момент реализуются проекты по созданию регионального электро­энергетического рынка Центральной и Южной Азии – CASAREM, как части азиатского межгосударственного энергообъединения (МГЭО), тем самым способствуя формированию Евразийского МГЭО, которое, в свою очередь, в отдаленной перспективе может стать элементом глобального суперэнергообъединения (рис. 7) [35, 42].

EAEU – Eurasian Economic Union (Евразийский экономический союз); SARI/EI – South Asia Regional Initiative for Energy Integration (Региональная инициатива Южной Азии по энергетической интеграции); ECOREM – Economic Cooperation Organization Regional Electricity Market (Региональный рынок электро­энергии Организации экономического сотрудничества); CAREM–Central Asia Regional Electricity Market (Центральноазиатский региональный рынок электро­энергии); CASA– Central Asia–South Asia (Центральная Азия – Южная Азия); CASAREM–Central Asia – South Asia Regional Energy Markets (Региональные энергетические рынки Центральной Азии и Южной Азии). AFG – Afghanistan (Афганистан); ARM – Armenia (Армения); AZE – Azerbaijan (Азербайджан); BEL – Belarus (Беларусь); BGD – Bangladesh (Бангладеш); BTN – Bhutan (Бутан); CHN – China (Китай); KAZ – Kazakhstan (Казахстан); KGZ – Kyrgyzstan (Кыргызстан); IND – India (Индия); IRN – Iran (Иран); IRQ – Iraq (Ирак); LKA – Sri Lanka (Шри-­Ланка); MDV–Maldives (Мальдивы); MNG – Mongolia (Монголия); NPL – Nepal (Непал); PAK – Pakistan (Пакистан); RUS – Russia (Россия); TKM – Turkmenistan (Туркменистан); TJK – Tajikistan (Таджикистан); TUR – Turkey (Турция); UZB – Uzbekistan (Узбекстан).

Указанные выше многосторонние проекты электро­энергетической интеграции являются расширением российско-­центральноазиатского партнерства в области электро­энергетики, в то же время базируясь на нем. Россия, участвуя в данных проектах, может проникать на новые электро­энергетические рынки стран Ближнего Востока и Южной Азии, расширять свое присутствие в Малой Азии.

Роль других государств в электроэнергетике Центральной Азии

Очевидно, что Россия не является единственным партнером стран Центральной Азии в электро­энергетике, и ее взаимодействие с электро­энергетическими компаниями региона происходит в присутствии в данной отрасли активных игроков из других стран и, в определенной степени, в конкурентной борьбе с ними. В постсоветский период в регион устремились США, Китай и другие страны, приобретая электро­энергетические активы и внедряясь в национальную электро­энергетику стран Центральной Азии.
Китай на текущий момент занимает лидирующую позицию в реализации энергетических проектов в странах Центральной Азии, прежде всего в сфере возобновляемых источников энергии. В частности, в 2023 г. подписаны: соглашение о строительстве СЭС (1000 МВт) между кабинетом министров Кыргызстана и китайским энергетическим консорциумом в составе China Power International Development Limited (CPID) и China Railway 20 Bureau Group Corporation (CR20G); межправительственные меморандумы о намерениях экспорта электро­энергии в Китайскую Народную Республику и строительстве ЛЭП 500 кВ «Кыргызстан – Китай» и малых ГЭС; соглашение о сотрудничестве Министерства энергетики Узбекистана с консорциумом компаний Huaneng Renewables Corporation и Poly Technologies по строительству СЭС (2000 МВт); меморандум между Министерством энергетики Казахстана, Государственной энергетической инвестиционной корпорацией Китая China Power International Holding Ltd (CPIH) и китайской SANY Renewable Energy о сооружении ветропарка (1000 МВт) и нескольких заводов по производству башен, гондол и лопастей для ВЭС [43–46]. 26 сентября 2022 г. «Самрук-­Казына» и China Machinery Engineering Corporation (CMEC) заключили меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве по дальнейшей реализации проекта расширения и реконструкции Экибастузской ГРЭС‑2 (изготовление, поставка оборудования, участие в строительстве) [47]. Этот проект не был реализован, и, как указывалось выше, в декабре 2023 г., аналогичный меморандум подписан российской стороной с иcпользованием российского оборудования [22].
Помимо КНР, в реализуемых проектах принимают участие и другие страны. В частности, в Узбекистане ведет строительство Сурхандарьинской ТЭС (850 МВт) турецкая компания Cengiz Enerji. Ташкентская ТЭС (900 МВт) строится также турецкой компанией Yildirim Enerji. Строительство (с последующей эксплуатацией) Сырдарьинской ТЭС (1600 МВт) осуществляется консорциумом, состоящим из французской Electricite De France (EDF), катарской Nebras Power, японских Sojitz Corporation и Kyuden International [48–50].
В Казахстане создание трех ветропарков мощностью по 1000 МВт каждый осуществляется французской Total Eren, саудовской ACWA Power и компанией Masdar (ОАЭ). Строительство ТЭС (1000 МВт) в Туркестанской области ведется южнокорейской компанией Doosan Group [51, 52].
В Кыргызстане cтроительство СЭС и ГЭС (260 МВт) ведется испанской энергокомпанией «EcoEner», строительство ВЭС (200 МВт) – компанией Masdar из ОАЭ [53, 54].
В Туркменистане турецкие компании осуществляют строительство объектов электро­энергетики: Çalyk Holding строит ЛЭП 500 кВ «Туркменистан – Афганистан – Пакистан», Çalik Enerji Sanayi ve Ticaret A. Ş. сооружает ВЭС и СЭС [55].
Ввиду нестабильности в финансовом секторе и, как следствие, малой инвестиционной привлекательности большинства центральноазиатских стран, есть определенные сложности в привлечении средств на реализацию энергетических проектов. Ключевыми инвесторами, помимо российских, китайских и других, выступают банки развития: Европейский банк реконструкции и развития (ЕББР (EBRD), Всемирный банк (ВБ), Азиатский банк развития (АБР (ADB), Евразийский банк развития (ЕАБР), Евразийский фонд стабилизации и развития (ЕФСР), Европейский инвестиционный банк (ЕИБ (EIB), Азиатский банк инфраструктурных инвестиций (АБИИ (АIIB), Исламский банк развития [11].
Наиболее значимым проектом на текущий момент является достройка Рогунской ГЭС. В 2023 г. на его реализацию выделено Азиатским банком инфраструктурных инвестиций – 500 млн долл., Всемирным банком – 65 млн долл., Исламским банком развития – 150 млн долл. [56–58]. Европейский союз также планирует стать инвестором Рогунской ГЭС [59].

Выводы

Россия и страны Центральной Азии имеют довольно тесное как экономическое, так и энергетическое партнерство. Независимо от политических и других разногласий, весь период после распада СССР между Россией и странами Центральной Азии продолжалось (в большей или меньшей степени) сотрудничество в проектировании, модернизации, строительстве, инвестировании генерирующего и электросетевого оборудования, осуществлялись поставки электро­энергии и мощности, энергетического и электротехнического оборудования. Сохранены имеющиеся электрические связи между странами.
Взаимодействие национальных электро­энергетических систем России и стран Центральной Азии (в первую очередь, Казахстана) позволяет реализовывать системные интеграционные эффекты, включая режимные, надежностные и другие, взаимно повышая эффективность и безопасность функционирования и развития электро­энергетических систем за счет снижения операционных и инвестиционных затрат и обеспечения перетоков взаимопомощи в аварийных ситуациях, в т. ч. при возникновении крупных системных аварий.
Россия участвует в реализации электро­энергетических проектов и в модернизации действующих объектов электро­энергетики в центральноазиатских странах, оказывая влияние на поставки электро­энергии на рынки региона. Намечен довольно обширный перечень проектов в области атомной и возобновляемой энергетики для реализации в странах Центральной Азии, в которых РФ предполагает участвовать, в т. ч. как основное действующее лицо. С их реализацией роль России на электро­энергетических рынках Центральной Азии усилится.
Через участие в российско-­центрально­азиатском электро­энергетическом партнерстве Россия в перспективе может быть вовлечена в многосторонние межрегиональные проекты с выходом на новые электро­энергетические рынки стран Ближнего Востока и Южной Азии и с расширением своего присутствия в Малой Азии.
Участие в данных проектах представляется целесообразным для России, поскольку обеспечит увеличение экспорта отечественного высокотехнологичного энергетического, в т. ч. атомно-­энергетического оборудования, загрузку российских предприятий энергомашиностроительного и электротехнического комплексов, сохранение и наращивание кадрового потенциала и передовых компетенций в области энергетики и электро­энергетики, поступление финансовых ресурсов для поддержания и развития высоких технологий в энергетическом секторе нашей страны.
Вместе с тем, как показывает практика, участие России в совместных электро­энергетических проектах в ЦА может быть достаточно рискованным и приводить к экономическим потерям. Для преодоления указанной ситуации требуется разработка и реализация соответствующей внешней энергетической политики России, направленной на создание благоприятных условий для сотрудничества нашей страны со странами Центральной Азии в области электро­энергетики и энергетики в целом, с постоянной поддержкой различными внешнеполитическими службами страны.
Россия, в отличие от многих стран, десятилетиями сотрудничества доказала, что является надежным партнером, располагает высококвалифицированными специалистами, обладает компетенциями в области высоких энергетических технологий, инжиниринговыми центрами для реализации электро­энергетических проектов.

Работа выполнена в рамках проекта государственного задания (№ FWEU-2021-0001) программы фундаментальных исследований РФ на 2021-2030 гг.