Недавние масштабные отключения электроэнергии вновь поднимают вопрос устойчивости энергосистемы и ее готовности к росту нагрузок. Для Казахстана эта задача становится все более значимой: увеличивается потребление, вводятся новые генерирующие мощности, развивается возобновляемая энергетика, а вместе с этим возрастают требования к пропускной способности и надежности электрических сетей.
При этом основные проекты по усилению национальных сетей были запущены задолго до последних техснологических нарушений. Их задача – снять существующие сетевые ограничения, увеличить возможности перетоков между регионами и подготовить энергосистему к дальнейшему росту потребления и генерации.
Одним из ключевых направлений остается Южная зона ЕЭС Казахстана. Сейчас в рамках усиления сетей Южной энергозоны строятся две линии 500 кВ "Шу – Жамбыл" и "Жамбыл – Шымкент" общей протяженностью 475 км. После их ввода пропускная способность транзита "Север – юг" в сечении "Алматы – Жамбыл" должна увеличиться на 440 МВт. Для южных регионов дополнительные сетевые мощности позволят подключить планируемые новые источники генерации, гибче распределять нагрузку и снижать влияние сетевых ограничений.
Параллельно реализуется проект объединения энергосистемы Западного Казахстана с основной частью ЕЭС страны. В его рамках строится линия 500 кВ "Өлке – Қарабатан" протяженностью 604,3 км с пропускной способностью 500 МВт. После завершения проекта Западная зона получит более тесную связь с остальной энергосистемой. Это расширит возможности выдачи мощности электростанций Атырауской и Актюбинской областей и использования маневренной генерации запада для компенсации дисбалансов в других регионах. Оба проекта планируется завершить в 2027 году.
Не только новые линии
Наряду со строительством новой инфраструктуры идет реконструкция действующих магистральных сетей KEGOC. Первый этап программы завершился в 2023 году. Было модернизировано 2023 км линий 220-500 кВ в филиалах KEGOC "Актюбинские МЭС", "Западные МЭС" и "Сарбайские МЭС".
Следующий этап охватит филиалы компании "Алматинские МЭС", "Центральные МЭС" и "Южные МЭС". До 2031 года предусмотрена реконструкция линий 220-500 кВ в Алматинской, Туркестанской и ряде других областей страны.
Модернизация должна снизить износ и аварийность инфраструктуры, повысить надежность и пропускную способность сети, а также подготовить ее к подключению новых электростанций и объектов ВИЭ. Для Алматы и юга страны это особенно важно на фоне ожидаемого прироста генерации.
Плюс 2,5 ГВт генерации на юге
В 2026-2027 годах в Южной зоне планируется ввод крупных объектов традиционной генерации общей установленной мощностью 2237 МВт. Речь идет о ПГУ ТЭЦ-2 в Алматы мощностью 557 МВт, ПГУ в Туркестане на 926 МВт, ПГУ ТЭЦ-3 в Алматы на 544 МВт и ПГУ Жамбылской ГРЭС мощностью 210 МВт.
Кроме того, в июне 2026 года в Кызылорде была введена новая генерирующая мощность Aksa Energy Qyzylorda на 272 МВт. С учетом этого объекта и заявленных проектов прирост генерации в Южной зоне должен составить 2509 МВт.
Однако строительство новых электростанций само по себе не решает вопрос устойчивости энергоснабжения. Чтобы дополнительная мощность могла полноценно использоваться, необходима соответствующая пропускная способность сети для ее передачи и распределения.
Если усилить транзит "Север – юг"?
Следующий крупный этап развития связан с проектом линии постоянного тока "Север – юг" с мощностью передачи до 2000 МВт, что фактически удвоит существующие возможности направления.
Для Казахстана это имеет системное значение: значительная часть генерации сосредоточена на севере страны, тогда как южные регионы отличаются высоким и растущим спросом на электроэнергию. Более мощный транзит позволит увеличить объем передачи электроэнергии между двумя частями энергосистемы и создать дополнительные возможности для интеграции ВИЭ. Технико-экономическое обоснование проекта разработано, реализация предусмотрена до 2029 года.
Энергосистеме нужны дополнительные возможности
Даже развитая энергосистема не может быть полностью застрахована от технологических нарушений. Поэтому важна не только надежность отдельных объектов, но и способность системы перераспределять потоки электроэнергии и сохранять устойчивость при изменении режимов работы.
Отдельное значение приобретает интеграция растущих объемов возобновляемой генерации, выработка которой зависит от погодных условий. Для проектируемых объектов ВИЭ предусматривается обязательное наличие систем накопления электроэнергии. Накопители позволяют сглаживать колебания выработки, повышая гибкость и надежность работы ВИЭ в составе энергосистемы.
Дополнительным инструментом становится цифровое прогнозирование генерации ВИЭ. Применение машинного обучения и предиктивной аналитики на основе исторических данных и спутниковой метеоинформации позволяет повысить точность прогнозов выработки. Это дает системному оператору возможность заранее учитывать ожидаемые колебания генерации, точнее планировать режимы работы энергосистемы, снижать возникающие дисбалансы и минимизировать риски технологических нарушений.
Увеличение пропускной способности сети и развитие межрегиональных связей в сочетании с накопителями и современными инструментами прогнозирования расширяют возможности энергосистемы по интеграции новых источников генерации и поддержанию устойчивого баланса между производством и потреблением электроэнергии.
Последние события вновь показали актуальность этих задач. При этом основные сетевые проекты были начаты заранее и рассчитаны на долгосрочное развитие энергосистемы. Теперь их эффект будет во многом зависеть от своевременного ввода и синхронизации с запуском новых генерирующих объектов.
