Всемирный банк и АБР профинансируют модернизацию подстанций Узбекистана

Цель программы — подготовить сеть к приёму не менее 3,3 ГВт мощностей ВИЭ и сократить потери электроэнергии, сообщает UzDaily.uz.

Суть коротко

• Всемирный банк 27 октября 2026 года одобрил заём на $100 млн для обновления 60 ключевых подстанций по всей стране.
• Общий бюджет программы «Модернизация систем распределения электроэнергии» — $371 млн: заём Всемирного банка, кредит АБР на $200 млн (утверждён 30 сентября) и $71 млн из бюджета Узбекистана.
• Ожидается, что к 2031 году ежегодные потери на модернизированных подстанциях сократятся на 20 000 МВт·ч, а сеть сможет принять не менее 3,3 ГВт мощностей ВИЭ.
• Выбросы парниковых газов должны снижаться почти на 23 000 тонн CO₂-эквивалента в год. За пять лет после ввода объектов в эксплуатацию программа создаст около 11 700 рабочих мест.
• Исполнитель — АО «Национальные электрические сети Узбекистана». Помимо подстанций, проект включает цифровизацию, кибербезопасность и усиление управления компанией.

Узкое место энергоперехода

Узбекистан намерен довести установленную мощность ВИЭ до 25 ГВт к 2030 году. Но энергию, выработанную на солнечной или ветровой станции, нужно ещё доставить потребителю, а значительная часть распределительных сетей построена несколько десятилетий назад. Как отмечает Всемирный банк, многие подстанции работают с перегрузкой. Это приводит к потерям электроэнергии и перебоям, которые затрагивают домохозяйства, предприятия, школы и медицинские учреждения.

Подстанции — тот узел, где решается, примет ли сеть новую генерацию. Именно их и модернизирует программа.

Один проект — два банка

Всемирный банк и АБР работают по механизму полного взаимного доверия (Full Mutual Reliance Framework). Он предполагает согласованный подход к подготовке проекта и контролю за его реализацией, что должно сократить административные издержки и избежать дублирования процедур. На практике это одна схема отчётности вместо двух параллельных.

Генерация, накопители, тарифы — и сеть

Заём встраивается в картину, которую мы уже описывали: Узбекистан решает задачи энергоперехода сразу на нескольких уровнях.

Первый — привлечение генерации. Саудовская Acwa и южнокорейская KOWEPO подписали меморандум об изучении проектов ВИЭ и накопителей. У Acwa в стране 19 проектов общей мощностью более 10 ГВт, а инвестиции компании могут достигать $15 млрд. Такие объёмы сеть должна уметь принять.

Второй — накопители. Министр энергетики Шерзод Ходжаев сообщил о планах разместить системы хранения во всех регионах. Уже сегодня они покрывают свыше 13% вечернего пика потребления. Накопители сглаживают разрыв между солнечными часами и вечерним спросом, но и они подключаются к той же сети.

Третий — управление спросом. Для бизнеса вводится статус «образцового потребителя» с предоплатой 15% вместо 100%. Для крупных потребителей снижается дневной тариф и повышается ночной, поэтому нагрузка смещается на часы, когда солнечные станции работают на максимуме.

Четвёртый уровень — сама сеть, и именно его закрывает нынешний заём. Без него остальные три упираются в потолок пропускной способности.

Казахстанский контекст

Исполнитель программы Всемирного банка, АО «Национальные электрические сети Узбекистана», участвует и в проекте, где задействован Казахстан. Вместе с казахстанской KEGOC и азербайджанской «Азерэнержи» оно 1 июля 2025 года создало Green Corridor Alliance, совместное предприятие для Транскаспийского зелёного энергокоридора. По этому маршруту электроэнергию из Центральной Азии планируют передавать в Европу. Недавно альянс подписал меморандум с Siemens Energy, но технико-экономического обоснования ещё нет: его ждут к маю 2027 года.

Узбекская сетевая компания работает сразу на двух уровнях: обновляет сеть внутри страны и участвует в строительстве экспортного маршрута. Узбекская сторона при этом заявляла, что для экспорта построит отдельные генерирующие мощности, чтобы не нагружать собственную энергосистему. Значит, вопрос пропускной способности сети учитывается и на экспортном направлении.

Для Казахстана, который участвует в проекте через KEGOC, открытыми остаются те же вопросы, что и у соседа: какой объём электроэнергии реально можно отправлять на экспорт, откуда возьмётся экспортная зелёная генерация и кто профинансирует кабель по дну Каспия. Сюда же относится ветропарк на 1 ГВт с накопителем на 600 МВт·ч, который строится в Жамбылской области: в полной мере он сработает, только если сети готовы принять эти мощности и перераспределить их. Узбекский опыт добавляет ещё один урок: параллельно с экспортными амбициями нужно финансировать собственную сетевую инфраструктуру, в том числе с участием международных банков, как в нынешней программе.

Авторский вывод

Всемирный банк и АБР финансируют не новые станции, а то, без чего станции бесполезны, — подстанции. Для масштаба: 3,3 ГВт, которые сеть сможет принять после модернизации, составляют около 13% от заявленных 25 ГВт суммарной установленной мощности ВИЭ к 2030 году. Значит, программа — первый шаг, а не решение всей задачи. Для региона вывод простой: энергопереход измеряется не только мощностью новых станций, но и способностью сети их принять.