С каждым годом Казахстану нужно всё больше электроэнергии. Минэнерго обещает, что в 2029 году страна будет её производить на 20% больше, чем потреблять. Тем временем города уже страдают от отключений света. Что нас ждёт в будущем — превращение в региональный энергетический центр или массовые блэкауты, как в Кыргызстане? Ulysmedia.kz искал ответ на этот и другие вопросы.
В 2025 году производство электроэнергии в Казахстане вышло на исторический максимум: 123,1 млрд кВтч. Но и потребление составило 124,6 млрд кВтч. Население страны растёт, экономика развивается, новым предприятиям нужно всё больше энергии. С учётом того, что страна собирается вкладываться в энергоёмкие проекты типа «Долины ЦОДов», вырисовываются отчётливые контуры дефицита. На весь Казахстан сейчас — 251 источник генерации, включая 169 объектов ВИЭ и изношенные угольные станции.
Однако в Минэнерго не теряют оптимизма, уверенно прогнозируя, что уже в 2027 году мы начнём производить энергии больше, чем потреблять.
— Планируемый до 2029 года ввод дополнительной генерации позволит сформировать профицит и обеспечит покрытие всей потребности экономики и населения в электроэнергии, — пообещал министр энергетики Ерлан Аккенженов.
Сказать легко, сделать сложнее. Впрочем, в первом квартале 2026-го Казахстан произвёл больше электроэнергии, чем потребил: 33,7 млрд кВтч против 33,6 млрд. Незначительный, но успех.
Бахытбек Байзаков, эксперт НПП «Атамекен», подчёркивает: планы по выходу на полное самообеспечение к 2027-му и профицит в 2029-м достижимы только при условии, что все новые объекты будут вводить строго по графику. В последние годы ввод новых объектов много раз переносили, а для энергосистемы даже задержка на месяц бывает критичной.
К тому же не все мощности в стране работают «мощно»: многие имеют технические ограничения или стоят на ремонте. Мало просто ввести сколько-то мегаватт. Нужно, чтобы они работали.
— Необходимо учитывать рост потребления. Спрос увеличивается не только за счёт населения. Существенную дополнительную нагрузку создают новые промышленные предприятия, электрификация транспорта, дата-центры, майнинг, коммунальная инфраструктура и цифровая экономика. Причём многие из этих потребителей нуждаются в электроэнергии круглосуточно и не могут ограничивать нагрузку в часы максимума, — предупреждает Байзаков.
Сергей Агафонов, председатель Казахстанской ассоциации энергоснабжающих организаций, подчёркивает: если в стране возник небольшой профицит электроэнергии, это не значит, что он сохранится надолго. И даже при «выходе в плюс» нужен резерв: на случай аварий, климатических аномалий или ремонта.
— Текущий профицит (а по итогам первых пяти месяцев 2026 года выработка электроэнергии действительно на 300 млн киловатт-часов превысила потребление) я называю «операционным», имея в виду его нестабильность. Могу предположить, что по итогам семи месяцев ситуация будет иной, учитывая летние аномальные нагрузки. 2027-й и 2028-й примерно такими и могут быть: в какие-то периоды мы будем сбалансированы и даже сможем иметь избыток, но в других случаях — в аномальные морозы или, как сейчас, аномальную жару — будет опять возникать дефицит, — говорит Сергей Агафонов.
Лучшее доказательство, что дефицит электроэнергии в Казахстане есть, — массовые жалобы на отключения света, которых Минэнерго предпочитает не замечать. В Алматы, например, 17–20 июля произошли массовые сбои на сетях. В Уральске из-за низкого напряжения плохо работают насосные станции. В Кызылорде есть дома, где одновременно удаётся включить всего два электроприбора.
Министерство считает, что «системной проблемы нет». Но так ли это? Или один из городов вот-вот повторит судьбу Бишкека, где 17 июля случился масштабный блэкаут?
Бахытбек Байзаков объясняет: даже при профиците производства электроэнергии за квартал нет гарантий, что массовых отключений не будет. Энергию мало произвести, её нужно ещё доставить потребителям по магистральной сети через городские подстанции и распределительные линии. На любом из этих этапов возможны аварии.
— Июльские отключения в Алматы показали именно сетевую проблему. Во время жары выше 40 градусов резко выросла нагрузка из-за кондиционеров. На старых кабельных линиях, подстанциях и коммунальных сетях возникли технологические нарушения. После устранения одного повреждения обнаруживались дефекты на соседних участках. Это характерный признак инфраструктуры, которая длительное время работала без достаточного резерва и обновления. Оперативной модернизации мешают накопленный износ и огромный объём необходимых вложений. Невозможно за короткий срок компенсировать десятилетия недофинансирования, — разъясняет эксперт НПП «Атамекен».
Города Казахстана растут быстрее, чем модернизируются их электросети. В 2025 году по программе модернизации отремонтировали около 17 тыс. километров линий и 420 подстанций, в 2026-м заявлены сравнимые объёмы. Но даже после этих работ износ сетей удастся снизить лишь до 65%. Там, где тонко, всегда будет рваться, поэтому риск блэкаута «по-бишкекски» сохраняется.
— Для Алматы и Астаны риск повышается из-за быстрого роста нагрузки, высокой концентрации потребителей, недостатка резервных центров питания и износа распределительных сетей. Однако говорить, что такой блэкаут неизбежен, неправильно. Казахстанская энергосистема крупнее, работает параллельно с соседними системами и имеет развитую противоаварийную автоматику, — заверил Бахытбек Байзаков.
Самый опасный сезон — лето: сильная жара становится обычным явлением, и каждый работающий кондиционер создаёт нагрузку на систему. Ведь охлаждение всегда требует больше энергии, чем нагрев.
— Зимой мы можем отапливаться одновременно и тепловой, и электрической энергией, а вот охлаждаться нам приходится исключительно за счёт электроэнергии, существенно увеличивая нагрузку на сети. Меняется вся текущая парадигма работы электросетей: «зимой — нагрузки, летом — ремонты». Поэтому отдельных отключений в такой ситуации не избежать, — разводит руками Сергей Агафонов.
Крупнейшей экономике Центральной Азии, да ещё и претендующей на статус регионального ИИ-хаба, потребуется очень много электроэнергии для новых предприятий и «Долины ЦОДов». До запуска первой казахстанской АЭС пройдут годы, а энергия требуется сейчас. Потянет ли Казахстан повышенные нагрузки?
— Рост выработки должен обеспечиваться не одним типом генерации, а сбалансированным портфелем. Для энергоёмкой ИИ-инфраструктуры, дата-центров и вычислительных кластеров ключевое значение имеет не просто низкая цена киловатт-часа, а круглосуточная доступность мощности с высоким коэффициентом надёжности, — констатирует Бахытбек Байзаков.
В ближайшие годы Казахстан не сможет отказаться от угольной генерации (а переход на технологии «чистого угля» — дело не года и не двух). Экибастузский энергоузел станет основным источником питания для «Долины ЦОДов». Помогут и восемь проектов парогазовой генерации на 2,5 ГВт. Что касается возобновляемых источников, то они могут послужить лишь как вспомогательные мощности. Без накопителей и гибких механизмов резервирования энергии ВИЭ будут малоэффективны.
— Для крупных дата-центров я бы предложил отдельную модель подключения. Инвестор должен заранее подтверждать источник электроэнергии, оплачивать усиление сети, заключать долгосрочный договор на мощность и предусматривать собственный резерв. Нельзя допустить, чтобы расходы на подключение энергоёмкого объекта автоматически перекладывались в тариф населения и малого бизнеса. Возможна модель, при которой дата-центр финансирует новую генерацию или ВИЭ с резервным источником, а также берёт обязательство по управляемому снижению нагрузки в критические часы, — предлагает Бахытбек Байзаков.
До 2029 года правительство собирается вложить в новые источники генерации 6,2 трлн тенге. Хорошая новость в том, что это частично решит проблемы изношенных сетей и недостающих мощностей. Плохая — в том, что платить за эту модернизацию казахстанцам придётся из своего кармана. Без денег потребителей модернизировать отрасль невозможно, тарифы придётся повышать. Вопрос в том, как распределять эту нагрузку. Кто должен платить больше — граждане или бизнес?
— Мы не знаем нашей текущей равновесной цены. Любой потенциальный инвестор не ориентируется на рынок, а идёт договариваться с государством, которое устанавливает ему цену, исходя из каких-то своих соображений. Я не утверждаю, что эта цена либо слишком высокая, либо слишком низкая. Она не рыночная - вот что важно, — говорит Сергей Агафонов.
По его словам, дифференциация тарифов не помогает снизить расходы населения. Когда бизнес платит за энергию больше, чем граждане, он просто перекладывает свои издержки на рядового потребителя. «Справедливые» тарифы для юрлиц в итоге возвращаются простым казахстанцам в качестве инфляции.
— Что касается программы «Тариф в обмен на инвестиции» — она работает и снижает износ. С одним «но»: действующая система тарифообразования не стимулирует наших монополистов и энергопроизводителей обновляться. Она стимулирует их зарабатывать на ремонтах. Не на росте капитализации активов, главной и естественной мотивации любого бизнеса, а на освоении тарифных смет, — подчёркивает Агафонов.
По словам Бахытбека Байзакова, назвать программу «Тариф в обмен на инвестиции» неудачной нельзя — она позволила снизить аварийность, начать обновление сетей и оборудования. Но большая часть средств действительно уходит не на создание новых мощностей, а на поддержание старых. За три года в энергетику направили более 1 трлн тенге, из которых лишь около 140 млрд пошло на новую генерацию.
— Ремонт необходим, но он не должен маскировать отсутствие расширения. Если тариф растёт, а располагаемая мощность, резерв и качество снабжения существенно не улучшаются, общество справедливо задаёт вопрос об эффективности программы. Поэтому каждый тарифный проект должен иметь измеримые показатели: снижение аварийности, уменьшение потерь, прирост располагаемой мощности, сокращение длительности отключений и выполнение конкретных этапов строительства, — объясняет Байзаков.
Эксперт предлагает использовать разные источники финансирования. Для системообразующих сетей — бюджетные деньги и займы от международных организаций. Для коммерческих потребителей — платить за новые резервы мощности, усиление подстанций и так далее должен тот проект, который создаёт нагрузку. Дополнительными источниками могут стать выпуск облигаций, средства ЕНПФ, государственно-частное партнёрство и другие финансовые механизмы.
— Для новой базовой генерации необходимы долгосрочные договоры покупки мощности или электроэнергии, прозрачные аукционы и гарантии возврата инвестиций при строгой ответственности за сроки. Краткосрочный рынок мощности не создаёт достаточной предсказуемости для проектов со сроком строительства пять-семь лет. Одновременно нельзя допускать автоматического утверждения завышенных капитальных затрат, — указывает Бахытбек Байзаков.
Затраты на модернизацию можно будет снизить, если сократить потери при передаче энергии и объём дорогой генерации. Но для этого понадобятся современные приборы учёта, тщательные аудиты и другие меры, которых казахстанской энергосистеме не хватает.
Даже если у Казахстана будет профицит электроэнергии, это не значит, что страна откажется от её импорта. В периоды пикового потребления или при ремонте крупных мощностей энергию всё равно придётся покупать у соседей. И продавать им свою, когда её будет в избытке.
— Если говорить об импорте в целях регулирования нашего суточного графика, то без него нам пока не обойтись. Но этот импорт оценивать обособленно нет никакого смысла, только в совокупности с экспортом в аналогичных целях. Я полагаю, что к 2029 году мы будем импортировать базовые объёмы электроэнергии только в самых крайних случаях, импорт же в целях регулирования тоже удастся снизить. Но останется другая проблема: экспорт в соседние страны в ночное время по «бросовым» ценам. Здесь могут помочь только управление спросом и розничные тарифы на электроэнергию, дифференцированные по зонам суток, — прогнозирует Сергей Агафонов.
Самый вероятный источник импорта энергии — Россия. Её энергосистема тесно связана с казахстанской. С января по май поставки из РФ в Казахстан достигли 1,4 млрд киловатт-часов. Это на 28% больше, чем за такой же период 2025 года.
И здесь возникает главная проблема, потому что единственный российский экспортёр электроэнергии, «Интер РАО», попал под санкции Евросоюза. В Минэнерго уже уточнили, что импорт в Казахстан проходит через дочернюю организацию «Интер РАО Казахстан», которой ничего не грозит. Остаётся надеяться, что Евросоюз тоже так считает.
— Включение ПАО «Интер РАО» в санкционные ограничения Европейского союза не означает автоматического запрета Казахстану покупать электроэнергию у российской компании. Казахстан не является участником санкционного режима ЕС, а поставка осуществляется между Казахстаном и Россией. Однако санкции могут осложнить расчёты в евро, работу через европейские банки, страхование, привлечение западного финансирования, закупку отдельных технологий и участие посредников, подпадающих под юрисдикцию ЕС, — предупреждает Бахытбек Байзаков.
Лучший способ перестать зависеть от России и не ходить под дамокловым мечом вторичных санкций — наращивать собственную генерацию. Потому что альтернатив импорту из России практически нет: Узбекистан и Кыргызстан сами нуждаются в электроэнергии и могут выручать разве что в рамках сезонного обмена.
— Теоретически возможен импорт из Туркменистана через энергосистему Узбекистана, но он зависит от межгосударственных договорённостей, транзитной способности и режима параллельной работы. Китайское направление в ближайшей перспективе ограничено отсутствием необходимой межсистемной инфраструктуры и различиями в организации рынков. Это скорее потенциальный долгосрочный вариант, чем готовый источник для покрытия пиков 2027 года, — констатирует Бахытбек Байзаков.
Сергей Агафонов вообще не склонен рассматривать раздельную работу с российской энергосистемой: этот вариант опаснее, чем даже риск вторичных санкций.
— Здесь для нас риски ещё более существенные — это снижение и надёжности, и качества одновременно. И вообще я плохо представляю, как это можно сделать, когда сама конфигурация сетей настолько ориентирована на параллельную работу. Поэтому в случае необходимости нужно будет искать альтернативные решения. Например, общий электроэнергетический рынок, согласно будущей модели которого предполагается субъектам национальных рынков предоставить доступ к общим торговым площадкам ЕАЭС, — говорит председатель ассоциации.
Правда, когда запустят этот рынок, остаётся лишь предполагать. Казахстан всегда выступал за его создание, но запуск единого энергорынка ЕАЭС в очередной раз перенесли — пока что на 1 января 2027 года.
Ну а до тех пор Казахстану нужно аккуратно искать свою дорогу в энергетическом лабиринте, где за каждым углом — либо санкции, либо блэкаут.