Управляющий директор НПП "Атамекен" Жакып Хайрушев рассказал LS, как масштабное отключение электроэнергии в Казахстане и странах Центральной Азии создает риски для других сфер экономики. Он также объяснил, с чем связан массовый блэкаут и как не допустить повторения в будущем.
14 августа 2026 года юг Казахстана, а также регионы Кыргызстана, Узбекистана и Таджикистана столкнулись с отключением света. Полностью восстановить работу сетей удалось не сразу.
Причина отключения
Собеседник LS обратил внимание на то, что событие 14 августа не было локальной аварией в Алматы или на юге страны. По оперативной информации, в Объединенной энергосистеме Центральной Азии (ОЭС ЦА) возник значительный аварийный дисбаланс. После этого случился наброс мощности на транзит 500 кВ Север – Восток – Юг (из Северной зоны Казахстана в Южную зону – прим. LS). Это привело к аварийному разделению транзита и деактивации значительного объема нагрузки.
"Первоначальным событием, по опубликованным данным, стало отключение двух гидроагрегатов Токтогульской ГЭС общей мощностью порядка 600 МВт. Но это, скорее всего, было только первым возмущением. Дальше начался переходный процесс во всей синхронно работающей ОЭС ЦА. Изменялась частота, перераспределялись перетоки, могли происходить последующие отключения. Поэтому к моменту воздействия на Казахстан фактический небаланс мог быть существенно больше первоначальных 600 МВт", – пояснил автор Telegram-канала Haırýshev energy.
Также нужно учитывать то, что Южная зона РК тесно связана с ОЭС ЦА и одновременно остается энергодефицитной. Значительный объем мощности поступает из Северной зоны страны по транзиту 500 кВ Север – Восток – Юг. У этого маршрута есть конечная пропускная способность.
При этом лето имеет свою специфику. Общая нагрузка обычно ниже зимней, но именно в этот сезон проводится основная ремонтная кампания перед отопительным периодом. Часть крупных энергоблоков и сетевого оборудования выведена для реконструкции. Следовательно, уменьшается объем реально доступной генерации и резервов. На юге из-за высокой температуры значительно растет использование кондиционеров. В связи с этим, по мнению Ж. Хайрушева, летний режим не обязательно легче зимнего с точки зрения устойчивости отдельных сечений.
Может ли блэкаут повториться
По мнению собеседника LS, полностью исключить такие отключения невозможно. При этом, по его словам, любая крупная энергосистема проектируется исходя из способности локализовать подобные последствия.
"Повторение события именно такого масштаба не является неизбежным. Многое будет зависеть от того, какие выводы будут сделаны после расследования событий 14 августа. Главное сейчас – понять, каким был реальный небаланс в ОЭС ЦА перед разделением, насколько был загружен транзит Север – Восток – Юг, какой оставался запас устойчивости, какой быстродействующий резерв находился в работе и как последовательно отработали генерация, система автоматического регулирования (САР), релейная защита и автоматика, противоаварийная автоматика", – объяснил Ж. Хайрушев.
Отдельная проблема, как отметил эксперт, заключается в том, что Южная зона пока сохраняет дефицит собственных мощностей и существенно зависит от дальнего транзита. Пока эта конфигурация остается, крупное внешнее возмущение будет для юга чувствительным.
С другой стороны, по словам собеседника LS, работа по усилению Южной зоны уже идет. Вводится новая генерация, развивается магистральная сеть. Поэтому в среднесрочной перспективе устойчивость этого региона Казахстана должна повышаться.
Возможные риски
Ж. Хайрушев обратил внимание на каскадное развитие аварии.
"После отключения одной линии поток перераспределяется на оставшиеся. Если они также приближаются к пределам устойчивости, процесс может быстро распространиться дальше. Именно поэтому в таких ситуациях счет действительно идет на секунды", – сообщил собеседник LS.
Для Казахстана, по словам эксперта, существует еще один специфический фактор. Страна находится между двумя крупными синхронными энергозонами. Южная часть тесно связана с Центральной Азией, Северная работает параллельно с российской системой. Между ними есть собственный протяженный транзит РК.
"Поэтому серьезный небаланс на южном направлении потенциально способен вызвать значительные изменения перетоков внутри всей нашей Единой энергосистемы (ЕЭС). Задача автоматики и диспетчерского управления как раз состоит в том, чтобы не позволить такому возмущению распространиться дальше", – высказался он.
Также есть риски другого уровня. Современный город очень сильно зависит от электричества. Даже непродолжительное отключение затрагивает связь, водоснабжение, транспорт, банки, торговлю, системы безопасности, дата-центры, лифтовое хозяйство, промышленные предприятия.
В связи с этим надежность данной сферы – это не только отраслевая задача энергетиков, но и вопрос устойчивости всей экономики.
Последствия для Казахстана
Ж. Хайрушев считает, что блэкаут влияет не только на стоимость недоотпущенных кВтч.
Для предприятия это прекращение деятельности технологической линии, потеря продукции, брак, повреждение оборудования и последующий длительный пуск. В торговле останавливаются расчеты и логистика. Цифровой бизнес теряет связь и доступ к сервису. В коммунальной инфраструктуре появляются риски для насосных станций, тепло- и водоснабжения.
Таким образом, косвенный ущерб зачастую намного выше стоимости самой непоставленной электроэнергии.
"Особенно чувствительны крупные города и промышленные предприятия с непрерывным технологическим циклом. Поэтому при оценке подобных аварий нужно учитывать не только энергетический ущерб, но и стоимость остановленного производства и нарушения работы инфраструктуры. Есть и инвестиционный аспект. Для любого крупного партнера надежность энергоснабжения является одним из ключевых факторов при выборе площадки. Если страна собирается развивать промышленность, дата-центры, металлургию, переработку и другие энергоемкие отрасли, качество энергосистемы становится частью инвестиционного климата", – пояснил Ж. Хайрушев.
Необходимые меры
Собеседник LS определил три горизонта.
Первый – в ближайшие месяцы нужно завершить техническое расследование события 14 августа и восстановить процесс буквально по секундам.
Одновременно важно повторно проверить наиболее тяжелые расчетные сценарии для транзита Север – Восток – Юг и межгосударственных связей с ОЭС ЦА.
Отдельно необходимо определить реальные потолки аварийной взаимопомощи между энергосистемами. Параллельную работу с соседями нужно сохранять. Она выгодна всем участникам. Но объем внешнего небаланса, который может принять Казахстан, не должен ставить под угрозу электроснабжение потребителей.
Второй горизонт – один-три года. Усиление Южной зоны должно быть ускорено. Это включает ввод новой собственной выработки электричества на юге, строительство и реконструкцию сетей 500 кВ.
"Не менее важна модернизация действующей генерации. Принципиально важно ускорить внедрение современных систем автоматического регулирования турбоагрегатов. При подобных возмущениях первые секунды определяют дальнейшее развитие аварии. Генерация должна реально участвовать в первичном контроле частоты и быстро менять мощность в пределах имеющегося диапазона. Нужны также реальные первичные и вторичные резервы, а не только расчетные показатели установленной мощности", – посоветовал Ж. Хайрушев.
Третий горизонт – до конца десятилетия. В этот период необходимо завершить формирование новой архитектуры ЕЭС с учетом будущих крупных энергоблоков, включая АЭС.
Если в энергосистеме появится единичный блок мощностью порядка 1,2 тыс. МВт, его потеря должна быть тяжелым, но расчетным и управляемым событием. К этому нужно заранее подготовить сеть, резервы, генерацию, накопители и автоматику.
Эксперт напомнил, что в рамках Национального проекта* к 2029 году предусмотрено введение 7,3 ГВт источников генерации, при этом около 6,5 ГВт составят новые мощности.
Необходимые инвестиции
По словам Ж. Хайрушева, общий объем нацпроекта составляет около 13 трлн теңге. Из них 6,2 трлн теңге предусмотрено для энергетического сектора и 6,8 трлн теңге – для коммунальной инфраструктуры.
В первой части есть новая генерация и замещение существующих мощностей, а также масштабная реконструкция сетей. В частности, заявлена модернизация около 77,5 тыс. км электросетей стоимостью порядка 2,7 трлн теңге.
"Важно понимать, что даже эти 6,2 трлн теңге нельзя рассматривать как окончательную стоимость энергобезопасности страны. Отдельно идут крупные магистральные сетевые проекты KEGOC, строительство АЭС, новые станции вне нацпроекта, проекты накопителей и дальнейшая модернизация действующей генерации", – объяснил эксперт.
Он отметил, что источники финансирования должны быть смешанными.
Для выработки электричества это собственные и заемные средства инвесторов, механизмы рынка мощности, инвестсоглашения. Для магистральных и распределительных сетей это инвестпрограммы, тарифный источник и заемное финансирование. Для крупных инфраструктурных проектов необходимо использовать средства БВУ, национальных институтов развития и международных финансовых организаций. Такая модель предусмотрена и нацпроектом.
"Бюджетные средства, на мой взгляд, должны быть, прежде всего, там, где проект имеет системное или социальное значение, но не способен самостоятельно обеспечить коммерческий возврат инвестиций", – высказался собеседник LS.
По его мнению, в конечном счете проблема не в том, что Казахстану нужно просто потратить еще несколько триллионов теңге – важно, куда именно они будут направлены.
"Нам нужны не просто новые мегаватты и километры линий. Важна сбалансированная энергосистема, в которой есть достаточная собственная генерация на юге, сильный транзит Север – Юг, современные САР, реальные быстродействующие резервы, корректная противоаварийная автоматика и понятные правила взаимодействия с энергосистемами Центральной Азии. Региональную взаимопомощь необходимо сохранять. Но она должна осуществляться в пределах, которые не ставят под угрозу надежность электроснабжения наших граждан и экономики. Именно это, на мой взгляд, и есть один из главных выводов события 14 августа", – заключил Ж. Хайрушев.
Напомним, LS информировал, что Алматы и Алматинская область оказались обесточены.
*Национальный проект модернизации энергетического и коммунального секторов на 2025-2029 годы
