Koregen
или выбрать страну на карте
CO₂e выработки, г CO₂e/кВт·ч
< 100
100–300
300–500
500–700
> 700
›

Показатели

CO₂e-интенсивность выработки, г CO₂e/кВт·ч

CO₂e-интенсивность выработки, г CO₂e/кВт·ч

прямые выбросы сжигания, на отпуск с шин
Китай 551
›

События

30 последних
  • 03.09.2026Таджикистан

    Таджикистан представил проект третьего климатического вклада

    По сообщению Комитета охраны окружающей среды при Правительстве Республики Таджикистан, 31 августа в Душанбе представлен и обсуждён проект определяемого на национальном уровне вклада третьего цикла — ОНУВ 3.0. В обсуждении участвовали представители государственных органов, частного сектора, международных организаций, молодёжи и гражданского сектора; на повестке были климатические цели, отраслевые приоритеты и дальнейшие шаги по реализации. Само сообщение комитета числовых параметров не приводит. Цель проекта назвала Asia-Plus 3 сентября, цитируя сам документ: сокращение выбросов парниковых газов на 15% к 2035 году «по сравнению с базовым годом». Какой именно год имеется в виду, издание не поясняет, но сам год сомнений не вызывает: базовым для Таджикистана остаётся 1990-й, и двухгодичный доклад отдельно называет его фиксированным, ссылаясь на решение 4/CMA.1 о последовательном использовании однажды выбранной точки отсчёта. Вопрос не в том, какой это год, а в том, какая величина 1990 года имеется в виду. Других публикаций с цифрой 15% в доступных открытых источниках не нашлось — вышедший днём раньше отчёт о презентации проекта чисел не называет вовсе. А величин у базового 1990 года теперь две. Прежняя оценка кадастра — 36,9 млн тонн CO2-эквивалента, пересчитанная — 24,4 млн тонн, и обе относятся к одному и тому же году. Если 15% отсчитывать от пересчитанной величины, которую доклад объявляет базовой, потолок 2035 года составляет 20,7 млн тонн — при фактических 20,2 млн тонн в 2022 году. Если от прежней оценки, к которой привязаны абсолютные цифры действующей цели, потолок поднимается до 31,4 млн тонн. Разница между двумя прочтениями одной и той же цели — больше десяти миллионов тонн, то есть больше половины того, что страна выбрасывает за год. Номинально новая цель ниже действующей: 15% против 30-40% безусловно и 40-50% при международной поддержке, которые вклад 2021 года, поданный в октябре, отсчитывает от уровня 1990 года к 2030 году. Но строже она или мягче по существу, зависит от того, какая величина 1990 года взята: 15% от пересчитанной базы дают 20,7 млн тонн и попадают внутрь условного диапазона вклада 2021 года, 17,76-21,32; 15% от прежней оценки дают 31,4 млн тонн, выше любого из его диапазонов. Горизонт 2035 года при этом не перенос срока, а штатная рамка третьего цикла; сохраняется ли в проекте отдельная цель на 2030 год, из сообщений не следует. Обновление вклада Таджикистан запустил летом 2025 года национальным семинаром в Душанбе — это плановый пятилетний цикл, а не разовая инициатива. Процесс ведёт Комитет охраны окружающей среды, к работе подключён Региональный экологический центр Центральной Азии через компонент SWITCH-Asia. По сообщению Asia-Plus, о презентации проекта сообщили комитет и Молодёжный экологический центр, а сама разработка идёт при технической поддержке ПРООН в партнёрстве с Агентством по гидрометеорологии; сеть климатических неправительственных организаций внесла предложения по инклюзивности и справедливому переходу. Отдельно в документе, пишет издание, проработана социальная сторона климатической политики — гендерное равенство, защита уязвимых групп, «зелёные» рабочие места. Кадастр, от которого всё считается, зафиксирован в Первом двухгодичном докладе о транспарентности, представленном Таджикистаном в РКИК ООН. В 2022 году выбросы составили 20,2 млн тонн CO2-эквивалента без учёта землепользования — на 17,7% ниже уровня 1990 года; с учётом землепользования 19,5 млн тонн, или на 25,8% ниже. Сам базовый год при подготовке доклада пересчитали по Руководящим принципам МГЭИК 2006 года и потенциалам глобального потепления из пятого оценочного доклада: выбросы 1990 года без землепользования снизились с прежних 36,9 до 24,39 млн тонн, и основная часть пересмотра пришлась на сельское хозяйство, минус 7,6 млн тонн, и энергетику, минус 5,7 млн тонн. Структура выбросов при этом изменилась не меньше величин: в 2022 году энергетика занимает 40,8%, сельское хозяйство 34,8%, промышленные процессы 13,6%, отходы 10,9%, тогда как в 1990-м доли составляли 64,0%, 19,0%, 12,3% и 4,7%. Отдельно доклад отмечает, что экономический спад девяностых сократил выбросы втрое, а с 1999 года они снова растут. У пересчёта базы есть последствие, которое действующий вклад не разрешает, и к нему добавилось второе. Цели 2021 года заданы и в процентах, и в абсолютных величинах: 21,32-24,87 млн тонн для безусловной, 17,76-21,32 для условной. Эти абсолютные значения получены как 60-70% от базы 1990 года в 35,53 млн тонн, а сам вклад определяет её как чистые выбросы — в перечне охваченных секторов отдельной строкой стоит лесное хозяйство со знаком минус 1,82 млн тонн, то есть база посчитана с учётом землепользования. Двухгодичный доклад 2024 года охват цели переопределил: «выбросы парниковых газов» в нём означают общие выбросы «за исключением ЗИЗЛХ», сфера охвата описана так же, а базовой величиной объявлены 24 386 кт без учёта землепользования. Прежние абсолютные потолки при этом повторены без изменений. Отсюда расхождение, которое видно арифметикой. От величины, объявленной в докладе базовой, те же 60-70% дают 14,6-17,1 млн тонн, а не 21,32-24,87. То есть «минус 30% к 2030 году» означает 25,8 млн тонн, если отсчитывать от прежней оценки 1990 года, к которой цель и была привязана при подаче вклада, и 17,1 млн тонн, если отсчитывать от нынешней базы. Заявленные «минус 15% к 2035 году» от нынешней базы дают 20,7 млн тонн. Обе величины стоит держать рядом с фактом: в 2022 году страна выбросила 20,2 млн тонн, то есть 82,3% от уровня 1990 года при целевых 60-70%. Как свести прежние абсолютные потолки, пересчитанную базу и новую процентную цель в один счёт, предстоит решать уже третьему вкладу. Отдельная линия обновления — статья 6 Парижского соглашения. В двухгодичном докладе Таджикистан заявляет, что рассматривает участие в кооперативных подходах с использованием передаваемых на международном уровне результатов деятельности по предотвращению изменения климата в соответствии со статьями 4 и 6. Для страны, где гидроэлектростанции дают 90,1% выработки электроэнергии, а целевые диапазоны душевых выбросов составляют 1,5-2,2 тонны CO2-эквивалента, вопрос этого механизма упирается прежде всего в доступ к климатическому финансированию. Ориентировочный срок подачи при этом уже пройден. Вклады третьего цикла с обновлёнными показателями на 2030 год и новыми на 2035-й ожидались от стран к началу 2025 года; поданные должны войти в ежегодное обновление синтезного доклада секретариата РКИК ООН к COP31, которая пройдёт в Анталье с 9 по 20 ноября 2026 года.

    читать полностью →источник →
  • 02.09.2026Туркменистан

    ООН подтвердила первые устранённые утечки метана на нефтегазовых промыслах Туркменистана

    Туркменистан начал устранять сверхкрупные источники выбросов метана на своих нефтегазовых промыслах, и Программа ООН по окружающей среде подтвердила первые восемь остановленных утечек. Первая зафиксирована в ноябре 2024 года, в феврале 2026-го остановлены две утечки на Довлетабаде — одном из крупнейших газовых месторождений страны, последний подтверждённый случай датируется мартом 2026 года и относится к Лебапскому велаяту, одному из основных газодобывающих регионов. Карточки подтверждённых мер Международная обсерватория по выбросам метана (IMEO) публикует в репозитории ООН, большая часть выпущена в апреле 2026 года; по данным The Guardian, устранённые утечки были связаны с коррозией трубопроводов, неисправными скважинами и отказавшими факельными установками — типичным набором для инфраструктуры, значительная часть которой построена ещё в советское время. Система оповещений MARS за последний год направила Туркменистану 192 сообщения об обнаруженных со спутников метановых шлейфах: система фиксирует шлейф со спутника и уведомляет страну и оператора, дальше реакция остаётся добровольной. Ашхабад ответил примерно на 20% сообщений — наземными данными об утечках и в части случаев возможными планами устранения. Для сравнения: США получили 138 оповещений, не ответили ни на одно и не сообщили ни об одном устранении; Мексика, где зафиксирована крупнейшая в мире утечка мощностью 37 тонн в час, ответила на все 23 оповещения, но устранение там пока не завершено. Меган Деметер, программный менеджер MARS в IMEO, назвала первые ремонты прорывом с точки зрения документирования реальных мер по смягчению, но отметила, что прорывом в общем объёме выбросов страны они пока не стали. Оценку подкрепляют другие данные: если ранжировать все утечки, обнаруженные системой в мире за последние шесть месяцев, то из шести самых крупных три пришлись на Туркменистан, а в полусотне самых крупных туркменских девять; на страну приходится больше трети всех нефтегазовых наблюдений MARS в Евразии. По оценке Международного энергетического агентства в Global Methane Tracker 2026, у Туркменистана и Венесуэлы самые высокие в мире метан-интенсивности добычи; в 2020-2023 годах выбросы от событий сверхвыбросов в стране росли в среднем более чем на 15% в год. Объём известен: по оценке аналитической компании Kayrros, которую приводил The Guardian, два главных района добычи ископаемого топлива дали за 2022 год 4,4 млн тонн метана — 2,6 млн западный, на каспийском побережье, и 1,8 млн восточный. В пересчёте по двадцатилетнему потенциалу потепления это 366 млн тонн CO2-эквивалента, больше годового углеродного следа Великобритании; по стандартному столетнему горизонту — около 120 млн тонн. Публичный трек этой темы начался в марте 2023 года, когда The Guardian со ссылкой на спутниковые данные назвал Туркменистан страной с крупнейшими метановыми утечками в мире. 1 декабря 2023 года на COP28 Туркменистан присоединился к Глобальному метановому обязательству, которое предполагает сокращение антропогенных выбросов метана не менее чем на 30% к 2030 году от уровня 2020-го. 1 ноября 2024 года Кабинет министров принял дорожную карту на 2025-2026 годы по укреплению международного сотрудничества в рамках обязательства: научно-практические конференции и семинары с международными организациями, работа с иностранными компаниями, технико-экономические обоснования проектов утилизации попутного газа, участие в платформе MARS. Количественных целей по сокращению выбросов в сообщении МИД о дорожной карте не приводится, сам её текст не публиковался. Экономическое измерение теме задаёт европейское регулирование. Основной объём туркменского газа идёт в Китай; с 1 марта 2025 года небольшие партии поступают в Турцию по своп-схеме через Иран — контракт «Туркменгаза» и BOTAŞ примерно на 1,3 млрд кубометров в год, — а Транскаспийский газопровод остаётся непостроенным. Метановый регламент ЕС 2024/1787 вводит требования к импортёрам ископаемого топлива в три этапа. С 1 января 2027 года импортёр обязан доказать компетентному органу страны ЕС, что производитель применяет меры мониторинга, отчётности и верификации выбросов, эквивалентные требованиям регламента, либо отчитывается на уровне 5 отраслевого стандарта OGMP 2.0 с независимой верификацией — уровня, которого на сегодня не достиг ни один производитель в мире. С 5 августа 2028 года импортёр отчитывается о метан-интенсивности добычи по методике Еврокомиссии. С 5 августа 2030 года эта интенсивность должна укладываться в предельное значение, которое установит Комиссия, — то есть газ с высоким метановым следом по новым контрактам на рынок ЕС не попадёт. Первые две ступени касаются контрактов, заключённых или продлённых после 4 августа 2024 года; по более ранним договорам импортёр обязан прилагать «все разумные усилия», ежегодно отчитываться о результатах и объяснять, почему перезаключить контракт не удалось. Требования к самим операторам внутри ЕС шире и включают программы поиска и устранения утечек и ограничения на стравливание и сжигание газа в факелах; к импорту на первой ступени предъявляется именно эквивалентность измерения и отчётности. Организация Clean Air Task Force сообщала об обсуждениях с заместителем министра охраны окружающей среды Туркменистана Нуры Джумашовым, в ходе которых затрагивались метановое регулирование и требования ЕС к импорту.

    читать полностью →источник →
  • 31.08.2026Узбекистан

    К 35-летию независимости Узбекистан объявил о запуске четырёх энергоплощадок почти на 1,7 млрд долларов

    Узбекистан ввёл в эксплуатацию сразу четыре энергетические площадки почти на 1,7 млрд долларов. Крупнейшая — парогазовая станция на 1573 МВт в Баяутском районе Сырдарьинской области, построенная консорциумом французской EDF, катарской Nebras Power и японских Sojitz Corporation и Kyuden International за 900 млн долларов. По данным Минэнерго Узбекистана, её КПД составляет 61,7%, проектная выработка — 13 млрд кВт·ч в год, а экономия газа — около 1,1 млрд кубометров ежегодно; на стройке было занято 3 тыс. человек, в эксплуатации останется 120. В Нуратинском районе Навоийской области China Energy Overseas Investment за 390 млн долларов ввела солнечную станцию на 300 МВт вместе с накопителем на 150 МВт — 657 млн кВт·ч в год, что министерство приравнивает к годовому потреблению 273 тыс. домохозяйств. В Кораозакском районе Каракалпакстана саудовская ACWA Power за 263 млн долларов запустила ветропарк на 200 МВт с накопителем на 100 МВт и проектной выработкой 701 млн кВт·ч. Четвёртый объект — отдельный накопитель на 100 МВт и 200 МВт·ч в Наманганской области за 110 млн долларов, тоже от China Energy. Заголовочная цифра требует уточнения. Официально объявлено о шести объектах суммарной мощностью свыше 2,4 ГВт, но накопители считаются отдельными объектами и входят в общую мощность наравне с генерацией. Собственно генерирующей мощности введено 2073 МВт, батарей — 350 МВт; батарея энергию не производит, а переносит её во времени. К установленной мощности энергосистемы Узбекистана, которую на начало 2026 года оценивают в 25 797 МВт, новая генерация добавляет около 8%. Проектная выработка Баяутской станции тоже стоит у самой границы физически возможного. Станция на 1573 МВт при круглосуточной работе весь год даёт максимум 13,78 млрд кВт·ч, а заявлены 13 млрд — это коэффициент использования установленной мощности 94%, то есть работа практически без остановок на ремонт и без разгрузки. Для базовой парогазовой станции обычно закладывают 85–90%, так что 13 млрд кВт·ч разумно читать как проектный максимум, а не как ожидаемую годовую выработку. По возобновляемым объектам заявленные показатели, наоборот, реалистичны: Нурата с 657 млн кВт·ч выходит на 25% использования мощности, Кораозак с 701 млн кВт·ч — на 40%, что для солнечной станции в Навоийской области и ветропарка в Приаралье нормальные значения. Методику расчёта экономии газа Минэнерго не раскрывает, но обратный счёт её восстанавливает: 13 млрд кВт·ч при КПД 61,7% требуют около 2,1 млрд кубометров газа, а заявленная экономия в 1,1 млрд получается, если та же выработка замещает станции с КПД порядка 40%. Всё это держится на одном допущении — что станция действительно выдаст 13 млрд кВт·ч. Экономия прямо пропорциональна загрузке: при 60–70% использования мощности, что для тепловой генерации Узбекистана ближе к нынешней норме, та же арифметика даёт уже 0,7–0,8 млрд кубометров. Масштаб замещения виден из сопоставления с соседями по площадке: 13 млрд кВт·ч — это годовая выдача всей старой Сырдарьинской ТЭС, крупнейшей в Центральной Азии станции на 3215 МВт, то есть вдвое большей мощности. Её шесть блоков модернизировали в 2018–2021 годах, доведя каждый до 325 МВт и снизив удельный расход топлива на 40 граммов на кВт·ч, что дало около 270 млн кубометров экономии газа в год; после этой модернизации КПД блоков вышел примерно на 41% — ровно та величина, из которой получается заявленная экономия новой станции. Другими словами, 1,1 млрд кубометров посчитаны от замещения соседней станции, которую только что модернизировали за 187 млн долларов. Публичный пуск приурочен не к энергетическому событию, а к 35-летию независимости, которое Узбекистан отмечает 1 сентября. По сообщению пресс-службы президента, 25 августа Мирзиёев ввёл в эксплуатацию сразу 163 объекта примерно на 50 трлн сумов — 72 инвестиционных проекта и 91 объект социальной сферы, от школ и детских садов до Национальной библиотеки; энергетика шла внутри этого пакета. Trend.az относит энергетическую часть к 28 августа, а Минэнерго опубликовало разбор по объектам только 29–30 августа. Физически станция готовилась долго: первый розжиг газовой турбины первого блока в Баяуте состоялся ещё в феврале 2025 года, а строительная готовность превышала 80% к августу 2025-го. Главное в этом пакете — не мегаватты, а то, как в нём соединены газ и возобновляемые источники. Баяутская станция экономит газ за счёт эффективности: 61,7% КПД против устаревших блоков даёт заявленные 1,1 млрд кубометров в год. Солнечная станция в Нурате замещает газ напрямую — 175 млн кубометров и около 377 тыс. тонн предотвращённых выбросов. Ветропарк в Кораозаке добавляет ещё 187 млн кубометров и около 403 тыс. тонн. В сумме это до 1,5 млрд кубометров в год при заявленной загрузке газовой станции и около 1,1 млрд, если она будет работать в режиме, ближе к нынешнему для тепловой генерации. Место новой станции в системе не гарантировано: на той же площадке с 2023 года работает парогазовая Сырдарья-1 на 1500 МВт, а дневную загрузку тепловых всё сильнее срезает солнце — в дневной пик 24 июня возобновляемые источники давали 45,3% выработки, и тепловая генерация в этот момент проседала примерно на гигаватт. С другой стороны, у Баяута самый низкий удельный расход газа среди тепловых станций страны, поэтому в порядке загрузки он должен идти впереди них, а разгружать систему логично за счёт старых паровых блоков — их в стране около 10,5 ГВт. Экономия газа возникает именно в этой разнице, и её итоговый размер решается диспетчеризацией, а не проектными характеристиками. Для Узбекистана это не экологическая, а валютная и балансовая величина: за январь–июль 2026 года страна импортировала газ из России и Туркменистана на 1,1 млрд долларов, что на 8,2% больше прошлогоднего, а собственный экспорт газа за тот же период сократился на 36,2% до 279,7 млн долларов при структурном снижении добычи. Накопители замыкают конструкцию: 350 МВт батарей снимают дневной избыток солнечной генерации, из-за которого в августе пересматривали дневной тариф, и снижают потребность держать газовые блоки в горячем резерве под вечерний пик. Получается один пакет с тремя разными ставками — эффективность газа, замещение газа солнцем и ветром и гибкость, которая делает первые две совместимыми. Вторая особенность пакета — распределение рисков. Баяутская станция досталась консорциуму по конкурсному тендеру правительства, который структурировал IFC; победителя объявили 19 ноября 2021 года: EDF и Nebras получили по 33,3%, Sojitz 19%, Kyuden 14,3%. Электроэнергию проектная компания продаёт по 25-летнему договору акционерному обществу «Национальные электрические сети Узбекистана», то есть покупатель государственный, а газ станция не покупает вовсе: его поставляет государственный «Узтрансгаз» по толлинговой схеме, и инвестор получает плату за преобразование топлива в электроэнергию. Это значит, что ни цена газа, ни его доступность на инвестора не ложатся. Финансирование собрано из займа IFC — 150 млн долларов плюс 15 млн на инструменты управления рисками, — а также кредитов JBIC примерно на 393 млн, Mizuho, SMBC и Société Générale со страховым покрытием японского агентства NEXI при общей стоимости проекта около 950 млн долларов. По аукционным проектам возобновляемой энергетики в Узбекистане конструкция типовая: конкурсный тендер, фиксированный на 25 лет долларовый тариф и соглашение о государственной поддержке с Министерством финансов. Ориентиры по цене известны из документации международных банков и релизов инвесторов: солнечный проект Nur Navoi ушёл по 2,679 цента за кВт·ч, а первый публичный ветротендер Узбекистана, каратауский, дал 2,5695 цента — именно по нему соглашение с Минфином подтверждено документально. Тип контракта по Нуратинской станции China Energy в открытых источниках не раскрыт. Рынок хранения устроен ещё иначе: предметом соглашения с «Узэнергосотиш» выступает услуга хранения, а не проданная энергия — так оформлен, например, договор Masdar на 300 МВт и 600 МВт·ч в Навоийской области с вводом в 2028 году. Условия по введённым сейчас батареям China Energy и ACWA Power не публиковались. В итоге на ключевых объектах пакета у инвестора нет рыночного риска в привычном смысле. Спрос гарантирован единым закупщиком, цена зафиксирована в долларах на четверть века, топливный риск на газовой станции снят толлингом. Эти риски не исчезают — они остаются на стороне государства, которое здесь одновременно и покупатель электроэнергии, и поставщик топлива. Такая конструкция объясняет, почему в узбекскую энергетику идут EDF, ACWA Power и китайские госкомпании; её оборотная сторона — накопление долгосрочных обязательств, номинированных в валюте, вместе с каждым новым гигаваттом.

    источник →
  • 26.08.2026Узбекистан

    Гонка за дата-центры: Узбекистан продаёт зелёную энергию, Казахстан — дешёвый уголь

    Стабильность электроснабжения стала главным аргументом в разговоре Центральной Азии с инвесторами в дата-центры. 24 августа на форуме Silk Road Finance & Technology Forum в Ташкенте руководитель департамента по финансовым технологиям Администрации президента Узбекистана Бобур Ходжаев сформулировал это прямо: «Стабильность электроэнергии — вопрос номер один, когда мы разговариваем с инвесторами». По его словам, Каракалпакстан выбран под размещение центров обработки данных целенаправленно — из-за ресурсов зелёной генерации, и несколько международных инвесторов уже строят там ветровые и солнечные станции. Первый крупный объект программы пока не в Каракалпакстане: саудовская DataVolt возводит дата-центр TAS-1 в ташкентском IT Park — 12 МВт общей мощности, из них 10 МВт на серверное оборудование, запуск намечен на конец 2026 года, а под проект привлечено до 150 млн долларов проектного финансирования от DEG, ЕБРР, OPEC Fund и Proparco. Программа в целом рассчитана на несколько центров суммарно до 500 МВт к 2032 году при инвестициях около 3 млрд долларов, и по TAS-1 заявлено, что более 95% энергопотребления закроет зелёная электроэнергия. Заявленная доля возобновляемых источников требует уточнения по базе расчёта. Ходжаев назвал «более 30% всей выработки», но по итогам 2025 года Минэнерго Узбекистана даёт другие числа: при общей выработке 86,7 млрд кВт·ч на возобновляемые источники вместе с ГЭС пришлось 16,8 млрд, то есть 19,4%, а на солнце и ветер отдельно — 10,5 млрд, или 12,1%. Ближе к 30% выходит доля в установленной мощности: из 25 797 МВт по стране солнечные станции дают 3 930 МВт, ветровые — 1 652, гидро — 2 441, вместе около 31%. Сходится «более 30%» и с мгновенным срезом: 24 июня Минэнерго сообщало, что доля ВИЭ в генерации доходила до 45,3%. Разброс объясним — мощность, мгновенная доля и годовая выработка считаются по разным базам, — но для инвестора, которому продают круглосуточную зелёную нагрузку, значимо именно годовое покрытие. Рост при этом реальный: с начала 2026 года к 24 июля солнце и ветер дали 7 млрд кВт·ч, взяв рубеж на месяц раньше прошлогоднего. Вопрос стабильности тоже не риторический: с начала лета 2026 года в распределительных сетях Узбекистана зафиксировано около 4 тыс. аварий, а отключения в отдельные дни доходили до 8-10 часов. Казахстан идёт к тому же покупателю с противоположным аргументом — ценой. В июне 2026 года правительство подписало с американской Firebird и Nvidia пакет соглашений на 10 млрд долларов о создании «Долины ЦОД» под Экибастузом, первый этап оценён в 5 млрд, вклад «Казахтелекома» через дочернюю «КТ-Телеком» — 1 млрд; Firebird отвечает за инфраструктуру и поставку до 100 тыс. графических процессоров Nvidia GB300 и Vera Rubin. Площадка привязана к угольной Экибастузской ГРЭС-1, для проекта приобретена подстанция на 215 МВт, а цена электроэнергии для резидентов заявлена в 0,025 доллара за кВт·ч — примерно втрое ниже средних расценок для казахстанских предприятий и лишь немного выше граничного тарифа самой ГРЭС-1 в 0,019 доллара. Спрос уже формируется: меморандум с эмиратской Aleria покрывает 30 МВт, предварительные заявки — свыше 100 МВт, около 80% первого этапа на 125 МВт. По состоянию на 13 августа глава «Казахтелекома» Багдат Мусин докладывал на совещании у премьер-министра Олжаса Бектенова, что котлованы под энергоцентры и AI-фабрики готовы на 90%, основные корпуса должны быть возведены до конца декабря 2026 года, пусконаладка — к маю 2027-го, а первый объект на 50 МВт запустят в июне 2027 года. Потенциал площадки заявлен до 1 ГВт, ожидаемая экспортная выручка при выходе на полную мощность — не менее 3 млрд долларов в год. Цена этого гигаватта для энергосистемы считается просто. Независимая оценка порядка величины, сделанная по отчётности ГРЭС-1 и «Самрук-Энерго», даёт при круглосуточной загрузке 1 ГВт около 8,76 млрд кВт·ч в год и примерно 5,5 млн тонн угля — больше, чем сжигают вместе алматинские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 (3-3,5 млн тонн в год), а при зольности экибастузского угля в 43% это добавляет порядка 2,3 млн тонн золы и шлака. Автор расчёта сам оговаривает, что это оценка по открытым данным, а не прогноз: официальных цифр энергопотребления проекта правительство не публиковало. В масштабе страны сопоставление всё же показательно: выработка Казахстана в 2025 году составила 123,1 млрд кВт·ч, из них возобновляемая — 8,6 млрд, или 7%. То есть один дата-центр на полной мощности потреблял бы примерно 7% годовой выработки страны и больше, чем даёт вся её возобновляемая генерация. Узбекская программа скромнее: 500 МВт при коэффициенте использования 85% — это около 3,7 млрд кВт·ч в год, порядка 4% выработки 2025 года. Появляется эта нагрузка в системе, которая только выходит из дефицита. В 2025 году Казахстан выработал 123,1 млрд кВт·ч при потреблении 124,6 млрд — разрыв около 1,5 млрд кВт·ч против 2,1 млрд годом ранее, он закрывается импортом, преимущественно из России. За январь-май 2026 года выработка уже превысила потребление примерно на 0,3 млрд кВт·ч, на год Минэнерго прогнозирует дефицит 1-1,2 млрд, планирует обнулить его в 2027-м и выйти к концу 2027 года на профицит около 1,3 млрд кВт·ч за счёт ввода 7,3 ГВт новых мощностей. На этом фоне масштаб проекта виден точнее: даже первый объект на 50 МВт при круглосуточной работе — это около 0,44 млрд кВт·ч в год, примерно треть будущего профицита, а полный гигаватт превышает его многократно. Именно об этом говорил доцент AlmaU Вадим Новиков, отмечая распределительный эффект: мощности, которые Firebird получает авансом, уже не достанутся другому потребителю. Базовая надёжность при этом ещё требует вложений. На заседании правительства 25 августа — на следующий день после ташкентского форума — обсуждали готовность к отопительному сезону 2026-2027: на ремонт и модернизацию энергообъектов в этом году направлено 851 млрд тенге, на 60% больше прошлогоднего, из них почти 384 млрд идут по программе «Тариф в обмен на инвестиции». Премьер-министр Олжас Бектенов заявил, что при таких объёмах финансирования срывы сроков и неосвоение средств недопустимы, а отставание по ремонтам теплосетей зафиксировано в Кокшетау, Темиртау, Жезказгане, Алматинской области и СКО. В июльском обзоре правительства пять ТЭЦ значились в «красной зоне» риска — в Семее, Уральске, Таразе, ТЭЦ-2 в Актау и ГРЭС-1 в Темиртау. Соревнование двух стран, таким образом, идёт не за инвестора вообще, а за то, чей энергетический профиль окажется приемлемее для конкретного покупателя вычислений. Казахстан продаёт дешёвую круглосуточную базовую мощность и холодный климат, принимая на себя углеродный след; Узбекистан продаёт зелёный профиль, принимая на себя вопросы к надёжности сети и к тому, по какой базе считается заявленная доля ВИЭ. Аргументы адресованы покупателям с разными приоритетами, и для тех из них, у кого есть собственные климатические обязательства, они не взаимозаменяемы.

    источник →
  • 25.08.2026Таджикистан

    Таджикистан запускает второй этап программы развития электротранспорта

    Правительство Таджикистана утвердило параметры второго этапа программы развития электротранспорта: в 2026-2028 годах в стране планируется открыть 1,1 тыс. новых точек продажи электроэнергии для электротранспорта. Распределение смещено в столицу — 555 точек в Душанбе, по 200 в Согдийской и Хатлонской областях, 110 в районах республиканского подчинения и 35 в ГБАО. На зарядную инфраструктуру отведено около 167 млн сомони (порядка 18 млн долларов) из 888 млн сомони, в которые оценён весь второй этап, — это около 96 млн долларов по официальному курсу Нацбанка Таджикистана (9,25 сомони за доллар на 3 августа 2026 года); крупнейшая статья — более 714 млн сомони, около 77 млн долларов, на закупку 210 электробусов, по 70 машин в год. Сама программа развития электротранспорта принята на 2023-2028 годы, план мероприятий второго этапа подписан 28 апреля 2026 года. Масштаб понятен в сопоставлении с парком. По данным Минтранса, на 1 июня 2025 года в Таджикистане было 34,4 тыс. единиц электротранспорта; к концу года оценки выросли примерно до 40 тыс. Рост обеспечен налоговым режимом: импорт электромобилей освобождён от таможенных пошлин и налогов на десять лет, и только за 2024 год в страну ввезли 17,7 тыс. машин. Сплошной статистики действующих зарядных точек в республике нет. Если план на 1,1 тыс. точек выполнят полностью, обеспеченность составит примерно одну точку на 36 машин нынешнего парка, а по столице — 555 точек, то есть одна примерно на 27 из 15 тыс. душанбинских электротакси; парк при этом продолжает расти, так что фактический коэффициент к 2028 году будет хуже. У соседей соотношение парка и инфраструктуры разное. В Узбекистане на 1 апреля 2026 года числилось 109,2 тыс. электромобилей — плюс 68% за год, причём 79,9 тыс. из них, то есть 73% парка, приходится на Ташкент. Официальной статистики числа зарядных станций Узбекистан не публикует: по оценке аналитического агентства «Автостат», к 1 июня коммерческих и публичных станций было 1 675 — одна на 65 электромобилей. Минэнерго вынесло на обсуждение проект, который доводит сеть до 4 тыс. станций уже в 2026 году (это дало бы одну на 27 машин нынешнего парка) и требует размещать их каждые 20 км на межрегиональных трассах. В Казахстане электромобилей заметно меньше — 32 479 на 1 июня 2026 года, или 0,5% всего автопарка страны, из них 17,5 тыс. в Алматы и 3,2 тыс. в Астане. Зарядных станций, по данным Минтранса на май, 665 — одна примерно на 49 машин, лучший коэффициент в регионе. Но география перекошена: юг и центр насыщены, восток и запад почти пусты, а вдоль трасс республиканского значения станций считаные десятки — оценки расходятся, майские данные Минтранса дают 49 таких станций, премьер-министр в июле говорил примерно о 70, анонсируя ещё 250 придорожных станций до 2030 года по инвестиционному соглашению. В Кыргызстане парк электромобилей на 1 января 2026 года составлял 15 278 машин, или 0,8% всех транспортных средств, — за два года он вырос почти впятеро (в 2022 году было 1 113 машин). Зарядных станций, по данным Минприроды, «более 100» в Бишкеке, то есть в лучшем случае одна примерно на 150 машин; сплошного счёта по стране нет. Отдельно инфраструктуру строит национальная электрическая сетевая компания: к 11 июня она установила 30 станций мощностью 120 кВт в Чуйской, Нарынской, Иссык-Кульской и Таласской областях и планирует довести их число до 100 к концу года за счёт собственных средств. Сравнение плотности здесь порядковое, и данные разного качества: таджикская «точка продажи электроэнергии» — учётная единица Минтранса и не обязательно равна публичной станции в статистике Казахстана или Узбекистана, где у одной станции может быть несколько портов и разная мощность. Сплошной счёт станций ведёт только Казахстан; узбекская цифра — оценка отраслевых аналитиков, кыргызская охватывает лишь Бишкек, а по Таджикистану числа действующих точек нет вовсе, поэтому его коэффициент — расчётный, по плану. Туркменистан в сопоставлении отсутствует: публичных данных ни по парку электромобилей, ни по зарядной сети найти не удалось. Отдельный вопрос — как такие сети подключают к энергосистеме. В мировой практике быстро растёт связка зарядного хаба с накопителем: по оценке BloombergNEF в обзоре Energy Storage Outlook за первое полугодие 2026 года, суммарная ёмкость накопителей, установленных при зарядных станциях в Китае, Франции, США и Великобритании, достигла примерно 1 ГВт·ч, а в Китае заявлено будущих проектов ещё примерно на 10 ГВт·ч (сами авторы обзора оговаривают, что данные неполны). Смысл схемы в том, что батарея снимает пиковую нагрузку с точки подключения: площадка с относительно слабым присоединением выдаёт машине высокую мощность из накопителя, а сам накопитель заряжается в часы низкого спроса, позволяет использовать собственную солнечную выработку и подстраивать закупку под цену. В Центральной Азии накопители пока приходят на уровень энергосистемы, а не зарядных хабов: в Казахстане Минэнерго заявляло о системах накопления суммарно на 1,6 ГВт, которые строятся вместе с ветропарками и предназначены для покрытия утреннего и вечернего пика. О проектах «зарядка плюс накопитель» в публичном поле региона пока не сообщалось, хотя именно этот формат снимал бы конфликт между зарядкой и вечерним максимумом нагрузки. Этот конфликт в Таджикистане уже проявился административно. Распоряжением главы ОАО «Шабакахои таксимоти барк» от 27 ноября 2025 года филиалам было предписано обесточивать все зарядные станции для электромобилей в вечерний пик, с 18:00 до 22:00, а зарядку электромобилей ограничить четырьмя часами в сутки. Основание — зимний энерголимит: гидростанции, на которые приходится почти вся выработка страны, зимой работают на пониженной мощности. Масштаб нагрузки в расчётах, приведённых «Азия-Плюс», такой: около 15 тыс. электротакси Душанбе потребляют порядка 900 тыс. кВт·ч в сутки — это больше 2% среднесуточной выработки страны (около 44 млн кВт·ч), а одно электротакси при 60 кВт·ч в день эквивалентно четырём домохозяйствам; весь парк электротранспорта оценивается в 1,6 млн кВт·ч в сутки, или 3,6% выработки — это около 67 МВт средней нагрузки, а в вечерние часы вклад зарядки заметно выше среднего — порядка 60-100 МВт в зависимости от часа. Ограничения были сезонными: энерголимит сняли в городах и районных центрах 17 января, а по всей республике — 27 февраля 2026 года, и в отрасли рассчитывают, что в ближайшие годы «эпоха энерголимита» закончится. Но 1,1 тыс. новых точек будут строиться в системе, где прошлой зимой их работу пришлось ограничивать по часам, и вернутся ли такие меры в сезон 2026/27, пока не ясно.

    источник →
  • 21.08.2026Узбекистан

    Самаркандские электросети отдали турецкой Aksa

    Узбекистан впервые отдал распределительные сети целой области в управление частному иностранному оператору. Электросетями Самаркандской области — а это около 4,3 млн жителей и порядка 5,5 млрд кВт·ч потребления в год — займётся турецкая Aksa Elektrik, рознично-распределительное подразделение холдинга Kazancı. Собственность на активы остаётся у государственной компании «Региональные электрические сети» («Худудий электр тармоклари»); к оператору переходят эксплуатация, модернизация и инвестиционные обязательства. Детали сделки раскрыты 20 августа, вслед за постановлением президента. Управление передаётся на срок до 30 лет, а инвестиционное обязательство зафиксировано на первые 12 лет: $357 млн, плюс не менее $27 млн за двухлетний переходный период. Заявленный самой компанией план на весь срок — около $1 млрд, но это ориентир, а не связывающее обязательство. Тариф для потребителей не меняется: государство гарантирует оператору оплату за каждый киловатт-час, прошедший по сети. Обязательства по снижению потерь заданы условно, в зависимости от стартового уровня: при потерях 20–25% сеть должна терять на 1,4 процентного пункта меньше в год, при 15–20% — на 0,6 пункта. Фактический уровень потерь именно по Самаркандской области в документах не назван, поэтому реальную траекторию цели по цифрам пока не восстановить. Мотив государства понятен из состояния сети. Распределительная инфраструктура изношена: больше половины работает свыше 30 лет, на её модернизацию до 2030 года оценочно нужно около $3 млрд. Технические потери власти намерены снизить со средних по стране примерно 14% (оценка на начало 2025 года) до 8–9% к 2030 году. Надёжность остаётся болезненной темой — только за июнь–июль 2026 года в сетях произошло около 4 тыс. аварий, а в конце апреля Минэнерго уволило 44 руководителя из-за высоких потерь. Сектор реформируется с 2019 года: прежнее «Узбекэнерго» разделили на генерацию, магистральные сети и распределение. По стратегии развития до 2035 года распределение переводят на частных операторов и RAB-тарифы (методику уже начали применять в тарифах с августа 2026-го), а сети остальных регионов страны власти планируют передать операторам до середины 2027 года. Самаркандская сделка — первый такой прецедент. В самой сделке важно не перепутать две компании одной группы. Сетями займётся Aksa Elektrik — частное рознично-распределительное подразделение Kazancı Holding, работающее в девяти провинциях Турции и обслуживающее около 4 млн жителей через дистрибьюторов Aksa Çoruh и Aksa Fırat. Это не листингованная на бирже Aksa Enerji, которая занимается генерацией; узбекские и турецкие СМИ эти два юрлица регулярно смешивают — заголовок gazeta.uz о сделке тоже назвал оператором «Aksa Enerji». Выбор турецкого оператора укладывается в общий разворот Узбекистана к Турции: товарооборот в 2025 году достиг около $3 млрд, стороны подняли отношения до всеобъемлющего стратегического партнёрства и тесно взаимодействуют в Организации тюркских государств. У группы Kazancı в стране уже есть заметный след, но в генерации — с 2022 года Aksa Enerji запустила газовые станции в Ташкенте и Бухаре и с Талимарджаном довела мощность примерно до 1,2 ГВт, работая по долгосрочным договорам с гарантированным тарифом. Узнаваемость группа заработала как производитель электроэнергии, а распределительные сети получила уже другая, дистрибуционная «дочка». Контракт при этом достался Aksa не по прямому назначению, а на открытом международном конкурсе, который проводило Агентство по развитию и регулированию рынка энергетики. Помимо Aksa интерес к проекту проявляли ещё девять компаний, включая китайские State Grid и China Southern, индийские TATA Power и CESC, консорциум французской EDF с японской Kansai. В финал вышли трое — Aksa, Cengiz Enerji и EDF с Kansai, — и победила Aksa. Открытым остаётся вопрос опыта. Управление распределительными сетями у Aksa Elektrik пока только внутритурецкое — две зоны обслуживания на востоке страны. Публично подтверждённых операций по распределению за пределами Турции у компании нет: Самарканд заявлен как первый проект турецкого распределителя в Центральной Азии, притом что среди проигравших конкурентов были операторы с международным сетевым опытом. Африканское присутствие группы относится к генерации Aksa Enerji, а не к сетям. Насколько опыт эксплуатации сети в Восточной Турции переносится на узбекскую область с иным состоянием инфраструктуры и уровнем потерь, покажут первые годы работы.

    источник →
  • 20.08.2026Узбекистан

    Узбекистан ускоряет новую генерацию на фоне разворота газового баланса

    На одной неделе августа Узбекистан сделал сразу два шага к расширению негазовой генерации — и получил свежую статистику, показывающую контекст этих решений. Малые и микроГЭС. На презентации у президента Шавката Мирзиёева 19 августа одобрен пакет мер по гидроэнергетике малых форм: предложено ввести минимальные закупочные тарифы на выкуп электроэнергии — чтобы победители аукционов с «нулевой» ценой, которые до сих пор не начинали стройку, получили гарантию окупаемости. Проектирование станций до 100 кВт упрощается, для объектов до 50 кВт отменяются архитектурная экспертиза и надзор, а строить на водоканалах для собственных нужд разрешат без аукционов. Цель — довести мощность малых ГЭС до 204,8 МВт и выработку до 620 млн кВт·ч к концу 2030 года; сейчас в стране 64 такие станции суммарно на 41,6 МВт. Вторая АЭС. 17 августа Мирзиёев заявил, что «ведётся большая подготовка и по второй станции». Параметры второй АЭС — мощность, площадка, сроки — официально не раскрыты. Первая АЭС строится в Джизакской области: 2110 МВт (комбинация ВВЭР-1000 и малых реакторов РИТМ-200Н), партнёр — «Росатом», стоимость оценивается до $9,5 млрд. Технический пуск первого малого реактора РИТМ-200Н намечен на октябрь-ноябрь 2029 года, первый большой энергоблок предполагается запустить в 2033 году, полное завершение — к 2034-2035 годам. Газовый баланс. Одновременно Нацкомстат зафиксировал разворот внешней торговли газом: за январь-июнь 2026 года импорт природного и искусственного газа вырос на 41,4% — до $971,7 млн, а экспорт сократился на 34,4% — примерно с $355 млн до $232,9 млн. Газ, десятилетиями бывший основой энергетики и статьёй экспорта Узбекистана, всё дороже обходится стране как импорт. Три события официально не связаны в один документ, но складываются в общую логику: наращивание гидро- и атомной генерации совпадает по времени с разворотом торгового баланса по газу. Насколько быстро малые ГЭС и будущие АЭС смогут заместить дорожающий импорт газа — вопрос сроков: малые ГЭС добавят порядка 160 МВт к 2030 году, первый большой атомный блок — только к 2033 году, тогда как газовый разворот идёт уже сейчас.

    источник →
  • 18.08.2026Узбекистан

    Хорезм запускает первую в Узбекистане станцию «отходы в энергию» — на фоне волны таких проектов в ЦА и СНГ

    **Что происходит.** 17 августа в ходе визита президента в Хорезмскую область введены в строй 12 проектов на $176 млн и дан старт строительству ещё 15 объектов на $7,42 млрд. В энергетической части — первый в Узбекистане комплекс переработки отходов в «зелёную» энергию по принципу замкнутого цикла: заявленная мощность 71 МВт, инвестиции около $100 млн, с корейскими инвесторами. Отдельно в Ургенче стартует когенерация с саудовским инвестором, которая обеспечит теплом и электричеством 183 многоквартирных дома и 37 социальных объектов. По официальному описанию комплекс переработки отходов переходит к этапу строительства, а не вводится в строй; срок ввода не назван. **Не первый в регионе.** «Первая в Узбекистане» — точная формулировка, но не «первая в Центральной Азии». Действующий завод энергетической утилизации отходов уже работает в Бишкеке (до 30 МВт, около $95 млн, на старте порядка 1000 тонн в сутки, китайские инвесторы) — источники прямо называют его первым в регионе, а делегация Таджикистана в июне 2026 года ездила изучать его опыт. Самая проработанная программа — у Казахстана: три мусоросжигательных завода в Алматы, Астане и Шымкенте суммарно на 293 млрд тенге, все — с китайскими инвесторами (в Алматы — Junxin), ввод головного алматинского намечен на конец 2028 года. В самом Узбекистане параллельно идёт программа из шести заводов почти на $933 млн (Андижан, Наманган, Фергана, Самарканд, Кашкадарья, Ташкент; после запуска всех — 3,6 млн тонн отходов в год и около 1,6 млрд кВт·ч) — Хорезм в неё не входит, это отдельный проект; помимо этого корейская Sejin G&E строит сбор свалочного газа на полигонах Ташкентской области на 16 МВт. В СНГ крупнейший референс — российская программа РТ-Инвест «Энергия из отходов»: пять заводов на 355 МВт, первая турбина под Воскресенском запущена в конце 2024 года. Давно работает и завод в Балаханы под Баку (с 2012 года, около 200 млн кВт·ч в год). **Почему это дорогая энергия.** Экономика WtE везде устроена одинаково: это в первую очередь утилизация мусора, а электроэнергия — побочный продукт. Капитальные затраты — порядка $3–5 тыс. за кВт установленной мощности (в Алматы — около $4,7 тыс./кВт, в Бишкеке — $3,2 тыс./кВт), тогда как по данным IRENA за 2024 год средняя удельная стоимость солнечной станции — $691, а наземного ветра — $1041 за кВт. Окупается такая генерация только через повышенный тариф. В Казахстане заводы идут через аукционы Минэнерго на площадке KOREM с предельной ценой 130 тенге/кВт·ч; в прямых переговорах её снизили вдвое — до 54–55 тенге/кВт·ч, что всё равно кратно выше солнечных аукционов страны (около 16 тенге на аукционе 2024 года). В России механизм — договоры на поставку мощности с гарантированной доходностью 12% на 15 лет; по оценке «Сообщества потребителей энергии», цена мощности таких заводов примерно в 25 раз выше газовых, а по расчётам «Совета рынка» потребители заплатят за мощность этих заводов около 300 млрд рублей до 2035 года (порядка 19 млрд рублей в год для первой ценовой зоны). Второй поток выручки — плата за приём отходов (gate fee), в мировой практике $40–120 за тонну; в ЦА и СНГ платёжеспособного тарифа на вывоз мусора почти нет, поэтому нагрузка смещается на энерготариф. На этом фоне хорезмские цифры стоит читать осторожно: $100 млн на 71 МВт — это около $1,4 тыс. за кВт, вдвое-втрое ниже сопоставимых проектов региона. Либо это неполная стоимость проекта, либо 71 МВт — верхняя проектная оценка мощности. **Эффекты и критика.** У WtE есть очевидный плюс: он резко сокращает объём захоронения на полигонах и убирает свалочный метан. Но есть и устойчивая линия критики. Первое — экология: выбросы диоксинов при недостаточном контроле температуры сжигания и токсичная зольная фракция. Второе — конкуренция с переработкой: завод «привязывает» город к потоку отходов на 20–25 лет и может тормозить раздельный сбор и рециклинг. Показательно, что Евросоюз, наоборот, охлаждает отношение к сжиганию: с 2024 года выбросы мусоросжигательных заводов в ЕС уже подпадают под обязательный мониторинг в системе EU ETS, а их полное включение в торговлю квотами с 2028 года — на стадии оценки Еврокомиссии в рамках реформы ETS. **Барьеры в ЦА и СНГ.** Они общие для региона. Низкие тарифы на электроэнергию — без специального тарифа или договора на мощность проект не окупается. Отсутствие раздельного сбора — на входе смешанные влажные отходы с высокой долей органики, а значит низкая теплотворность и риск недобора заявленной мощности. Слабое регулирование обращения с отходами и несобираемая плата за вывоз мусора — выпадает ключевой поток выручки, и он ложится на энерготариф. Наконец, зависимость от иностранного капитала и оборудования: по всей выборке ЦА инвесторы и технологии внешние — китайские, корейские, турецкие, саудовские. Для Узбекистана хорезмский проект — не столько про новую энергетику, сколько про то, справится ли страна со своей свалочной проблемой, не переплатив за это через тариф.

    источник →
  • 17.08.2026Казахстан

    Слабое кольцо: чему учит блэкаут 14 августа

    14 августа объединённую энергосистему Центральной Азии накрыл каскадный сбой: за считанные минуты обесточивание затронуло юг Казахстана, Узбекистан, Кыргызстан и Таджикистан — везде частично, но одновременно в четырёх странах. Свет начали возвращать в тот же день: Кыргызстан к вечеру восстановился полностью, в Узбекистане электроснабжение вернули во все регионы, кроме части Сурхандарьинской области. Но публичные объяснения аварии разошлись, и это разноголосие само по себе показательно. Три версии причины. Самая конкретная — у системного оператора Казахстана (KEGOC): по словам управляющего директора компании, в 14:37 (по времени Казахстана) отключились два гидроагрегата (суммарно около 600 МВт) на Токтогульской ГЭС в Кыргызстане; по данным оператора, из-за этого перегрузился транзит Север–Восток–Юг казахстанской энергосистемы, сработала противоаварийная автоматика и отключились три линии 500 кВ («Агадыр–Улкен» и «Актогай–Талдыкорган»), после чего южная зона Казахстана отделилась от единой сети. Министерство энергетики Казахстана высказалось обтекаемее — о «набросе мощности, вызванном резким изменением перетока электроэнергии со стороны энергосистемы Центральной Азии», то есть тот же эпизод подан как внешний фактор. Кыргызская сторона (НЭСК) описала аварию иначе: в 15:34 (время Бишкека, на час впереди казахстанского) энергосистема Кыргызстана перешла в изолированный режим «после внешнего отключения на высоковольтной линии, соединяющей северную и южную части энергосистемы Казахстана» — то есть указала на линию в казахстанской сети, а не на собственную генерацию. Почему 600 МВт хватило на четыре страны. В абсолютных цифрах потеря невелика — примерно один крупный энергоблок. Но обрушила она соседей не своей величиной, а устройством сети. Объединённая энергосистема Центральной Азии — это слабо связанное кольцо, унаследованное от советской единой системы, и сегодня оно работает не в полном составе: синхронное ядро — юг Казахстана, Кыргызстан и Узбекистан; Таджикистан после выхода Узбекистана из кольца в 2009 году был отрезан и возвращается только сейчас (то, что 14 августа авария дошла и до него, показывает, что он уже подключён), а Туркменистан работает отдельно. Но и в таком урезанном виде кольцо сохраняет узкий, хронически перегруженный транзитный коридор Север–Восток–Юг через Казахстан и тонкий аварийный резерв. В такой конфигурации локальный дисбаланс не гасится на месте, а за минуты доходит до всех участников; защитная автоматика, спасая оборудование, «разрезает» систему на изолированные острова — что и наблюдали 14 августа. Похожее уже было: 25 января 2022 года такой же каскад по перегруженному транзиту обесточил юг Казахстана, почти весь Кыргызстан и значительную часть Узбекистана — и тогда Казахстан с Узбекистаном тоже публично возлагали вину друг на друга. Кольцо и правда укрепляют. Восстановление единой системы идёт с 2019 года, и часть проектов работает именно на кольцо: Азиатский банк развития финансирует линию 500 кВ длиной 22 км от подстанции «Сугд» на севере Таджикистана до подстанции «Новая Сырдарья» в Узбекистане (грант $15 млн, октябрь 2024) — чтобы Таджикистан подключался к системе круглогодично, а не сезонно. Но большая часть денег и внимания идёт в генерацию (Рогунская ГЭС в Таджикистане, трёхсторонняя Камбарата-1 в Кыргызстане) и в экспортные коридоры наружу региона — CASA-1000 Датка–Сугд 500 кВ под напряжением с марта 2025 года, но это экспортный коридор в Афганистан и Пакистан, чей афганский участок ещё достраивается (ориентировочно к 2027 году), и коммерческих поставок пока нет. Новые связи и станции добавляются быстрее, чем аварийный резерв, регулирование частоты и согласованная межгосударственная автоматика, — а именно их нехватка превращает локальный сбой в каскад. «Усиление сети» и «усиление устойчивости сети» — не одно и то же, и разница здесь принципиальная. Новые линии и станции связывают страны теснее, но теснее связанное кольцо при слабых резервах и разнобое в автоматике — это система, где сбой распространяется быстрее, а не гасится надёжнее. 14 августа показало ровно это: один толчок примерно в 600 МВт за минуты дошёл до четырёх стран. Пока деньги идут в генерацию и в экспорт вовне, а не в инфраструктуру устойчивости — общий аварийный резерв, современную адаптивную защиту сети и согласованную противоаварийную автоматику, единый диспетчерский контур, — подобные каскады будут повторяться. И характерно, что в первых заявлениях операторов — не разбор общей уязвимости, а своя граница ответственности: чья генерация и чья линия виноваты.

    источник →
  • 14.08.2026Таджикистан

    Таджикистан даёт зелёный свет солнцу на крышах

    Государственное агентство «Ховар» сообщает, что в Хатлонской области массово устанавливают солнечные панели на жилых домах, промышленных предприятиях и других объектах. Конкретных цифр сообщение не приводит — но сюжет отражает разворот национальной политики к бытовой и коммерческой солнечной генерации. Регуляторную рамку задало постановление Правительства РТ №449 от 1 июля 2026 года (о нём сообщило Министерство энергетики и водных ресурсов). Оно ввело категорию «активный потребитель»: владелец панелей может продавать излишки единому закупщику или энергоснабжающей организации с помесячным расчётом. Для установок до 15 кВт заявку рассматривают до 10 рабочих дней, подключение бесплатно при наличии технической возможности. Экономику поддержали налоговые льготы: импорт и поставка панелей, инверторов и накопителей освобождены от НДС до 2031 года, а объекты с панелями от 0,1 МВт — от налога на имущество на пять лет. Хатлон в новости — не отдельный пилот. Это крупнейший регион страны (около трети населения) и её энергетическое сердце: Вахшский каскад ГЭС даёт порядка трёх четвертей выработки республики. Но упрощение для крыш — мера общенациональная, область здесь лишь иллюстрация. Масштаб замысла крупный: программа развития электроэнергетики на 2026–2030 закладывает около 1,5 ГВт солнца — примерно четверть нынешней установленной мощности энергосистемы (по оценке ~6,5 ГВт), а отдельный проект Roof Top — до 2 ГВт, почти треть системы. Пока, впрочем, реальные солнечные мощности строят не на крышах, а как крупные станции — по 250 МВт в Джайхуне (Хатлон) и Аште (Согд). Сколько стоит солнечный киловатт-час. По прозрачной модельной оценке koregen (капзатраты около $600 за кВт «под ключ», выработка ~1 400 кВт·ч на кВт в год, срок службы 25 лет) крышная панель отдаёт киловатт-час примерно за 2,2 цента — вдвое дешевле нового розничного тарифа для населения в 4,5 цента (41,37 дирама), действующего с 1 февраля 2026 года. Для сравнения: угольная ТЭЦ «Душанбе-2» обходится по полной оценке в 4,0–4,5 цента за киловатт-час, причём один только уголь — порядка 2–3 центов. Крышное солнце оказывается в одном ряду с оптовыми станциями, чьи контракты в регионе заключаются по 1,7–3,4 цента. Освобождение оборудования от НДС (14%) срезает лишь около 8% капзатрат: льгота помогает, но экономику определяют цена комплекта и выработка, а не налог. Это модель на публичных допущениях, а не оферта. Власти подают солнечные станции как ответ на зимний дефицит. Проблема реальна: по структурной оценке зимой республика недобирает порядка 2,2–2,5 млрд кВт·ч, и с осени 2025 по февраль 2026 в большинстве регионов действовал лимит подачи. Но напрямую крыши зиму не закрывают — в декабре–январе панель даёт вдвое меньше, чем летом; помогают они прежде всего косвенно, через накопительный потенциал водохранилищ ГЭС: летнее солнце разгружает станции, а сэкономленная вода срабатывается зимой. Ёмкость Нурекского водохранилища для этого ограничена (полезные ~4,5 км³, пятая часть годового стока Вахша); её дополнит Рогунская ГЭС выше по течению — с более чем вдвое бóльшим полезным объёмом (~10,3 км³) и более глубоким сезонным регулированием: станцию по плану Всемирного банка достраивают к 2033 году, а полное наполнение водохранилища намечено на 2039-й. Ориентир Стратегии зелёной экономики — 10% энергобаланса из не-гидравлических ВИЭ к 2030 году.

    источник →
  • 12.08.2026Узбекистан

    Узбекистан изучает пересмотр тарифов, чтобы сдвинуть спрос на день — солнце уже теснит газ

    Министерство энергетики Узбекистана изучает возможность пересмотреть тарифы на электроэнергию для крупных потребителей — об этом 11 августа сообщила пресс-служба ведомства. Министерство прямо признаёт: действующая структура дифференцированных (зонных) тарифов стимулирует часть предприятий переносить производственные процессы на ночь, тогда как задача — наоборот, поощрять потребление днём. Для этого рассматривается изменение соотношения повышающих и понижающих коэффициентов к базовому тарифу в зависимости от времени суток. Конкретные параметры пока не определены и, как оговаривает ведомство, могут измениться по итогам обсуждения; о подготовке проекта постановления пока не сообщается. Причину министерство называет прямо — быстрый рост солнечной генерации. Классическая ночная скидка на электроэнергию имела смысл, пока ночью система была недогружена, а днём проходил пик; теперь днём в сеть поступает всё больше дешёвого солнца, и уже выгоднее двигать спрос на светлое время, а не прочь от него. Это разворот привычной логики: цена электроэнергии днём снижается, и тариф должен идти следом. Что солнце уже вытесняет газовую генерацию — не гипотеза, а операционная практика. По сообщениям, днём газовые электростанции всё чаще работают вполсилы: диспетчерский центр сокращает их загрузку из-за резко выросшей солнечной генерации. На том же фоне вице-премьер Жамшид Ходжаев на открытом диалоге правительственной комиссии с предпринимателями Хорезмской области 5 августа заявил, что на месте министра энергетики «сократил бы использование газа и делал упор на солнечную энергию». Тарифный же сигнал пока работает в обратную сторону — в пользу ночной нагрузки. Масштаб солнечного роста объясняет спешку. К концу июля в Узбекистане, по данным Минэнерго, введено около 5,6 ГВт возобновляемой мощности на 21 объекте, из них почти 4 ГВт приходится на солнечные станции (15 площадок) и 1,67 ГВт — на ветер. Крупнейшие солнечные станции — Караулбазар и Нишан по 500 МВт (китайская Energy China / Gezhouba), Шерабад на 457 МВт и Нур-Бухара на 250 МВт (эмиратский Masdar); всего же солнечно-ветровую волну в стране строят в основном три группы инвесторов — Masdar из ОАЭ, саудовская ACWA Power и китайские энергокомпании. Выработка возобновляемых источников с начала года превысила 7 млрд кВт·ч — рубеж пройден на месяц раньше прошлогоднего, рост на 23% год к году. Насколько это уже меняет дневной баланс, показывает один замер системного оператора. В дневной пик 24 июня 2026 года, в три часа дня, возобновляемая генерация выдавала 5310 МВт из 11 728 МВт всей выработки — 45,3%; при дневном потреблении энергосистемы в 11 365 МВт это почти его половина. В аналогичный момент годом ранее доля ВИЭ была 33,6%. Одновременно выработка тепловых станций просела примерно на гигаватт, а расход газа — на сотни тысяч кубометров за интервал. Оговорка по составу: 5310 МВт — это все возобновляемые источники; разбивку оператор не раскрыл, и в эту цифру, судя по установленной мощности, входит и гидрогенерация (июнь — высокая вода). Но именно солнце определяет дневной профиль — его в стране установлено почти 4 ГВт против 1,67 ГВт ветра, и растёт оно быстрее всего. Дальше давление будет только усиливаться: к 2030 году Узбекистан рассчитывает довести долю ВИЭ в генерации более чем до половины (заявленная цель — 54%), а в проектах — тысячи мегаватт нового солнца, включая станции ACWA Power под Самаркандом на 1000 МВт. Насколько тариф способен решить задачу — вопрос, на который мировой опыт отвечает сдержанно. Обобщение около 80 пилотов и сотен тарифных экспериментов на четырёх континентах (база Arcturus, Brattle Group) показывает: простой зонный тариф при умеренном разрыве цен сдвигает порядка 5–10% нагрузки, а при массовом переводе потребителей «по умолчанию» — лишь 3–4%; отклик в десятки процентов достигается, как правило, при большом разрыве цен и автоматическом управлении нагрузкой. Эластичность у населения невелика — рост ценового разрыва на 1% сдвигает потребление примерно на 0,2%. У промышленности гибкость сосредоточена в узком слое: по одной из оценок, около 5% предприятий обеспечивают почти весь отклик — прерываемые процессы вроде насосов и орошения сдвигаются легко, а непрерывные производства, от цемента до металлургии полного цикла, нагрузку перенести не могут. Ближайший аналог узбекского замысла — «солнечная губка» в Южной Австралии, где дневные часы с 2020 года тарифицируются на уровне четверти обычного сетевого тарифа; а с июля 2026 года власти обязали ритейлеров нескольких штатов предлагать план с тремя бесплатными дневными часами. Вывод практики: тариф — необходимый ценовой сигнал, но без интервального учёта, автоматики отклика и накопителей он двигает единицы процентов, а не переливает нагрузку в солнечные часы. На проблему дневного избытка первыми отвечают накопителями. У ACWA Power под Ташкентом с февраля работает система хранения на 334 МВт и 500 МВт·ч, а в проектах Masdar и ACWA — станции с батареями на тысячи мегаватт-часов. Тариф, который двигает спрос к солнцу, и батареи, которые сдвигают само солнце на вечер, — две стороны одной задачи: пристроить дневную энергию, которой становится слишком много для прежнего профиля потребления. Одних зонных тарифов вряд ли хватит, чтобы всерьёз повлиять на проблему. Мировая практика подсказывает: эластичным по цене оказывается не более 2–5% обычного спроса. Потребуется более широкий спектр организационных мер — тарифы, demand response, автоматика управления — и, конечно, накопители.

    источник →
  • 11.08.2026Казахстан

    Казахстан достраивает каркас под ст. 6 Парижского соглашения — и делает ставку на лесные проекты поглощения

    Казахстан продолжает выстраивать нормативную базу под углеродный рынок и статью 6 Парижского соглашения — и делает это не одной бумагой, а слоями. Инфоповодом стал приказ министра экологии и природных ресурсов от 27 июля 2026 года, вступивший в силу 10 августа: он дополняет Правила государственного регулирования в сфере выбросов и поглощений парниковых газов (базовый приказ №91 от 2022 года) — вводит государственный реестр углеродных единиц, закрепляет новые определения — от валидации и верификации проектов до авторизации и государственного реестра углеродных единиц — и сроки экспертизы по статье 6. По сообщению zakon.kz именно этот приказ впервые вписывает в правила отдельную главу о рыночных механизмах статьи 6; консолидированный текст в государственных базах на момент публикации ещё догоняет, поэтому детали главы приводятся по вторичному источнику. Приказ — лишь верхний, операционный слой. Под ним лежит рамочный закон №340 от 8 июля 2026 года «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты по вопросам экологии», который впервые завёл «рыночные механизмы статьи 6 Парижского соглашения» непосредственно в законодательство. Показательно, что основную привязку закон сделал не в Экологическом кодексе, а в Лесном: его статья 9-1 теперь предусматривает, что часть поглощения парниковых газов по проектам на землях государственного лесного фонда, реализуемым через рыночный механизм Парижского соглашения, засчитывается в исполнение определяемого на национальном уровне вклада (NDC) страны. Сам Экологический кодекс оперирует более общими понятиями: статья 299 определяет углеродную единицу как товар (1 тонна CO2-эквивалента), описывает углеродный рынок и биржевую торговлю, а международный оборот сводит к «международным договорам». Термина «международная передача единиц» (ITMO) или «корректировки соответствия» ни в кодексе, ни в законе нет — механику статьи 6 закон делегировал подзаконным правилам реализации. Действующих двусторонних сделок по передаче углеродных единиц у Казахстана пока нет: страна проходит стадию подготовки собственной рамки по статье 6.2 (национальные консультации в Астане прошли в октябре 2023 года при поддержке ПРООН). В сумме складывается трёхуровневая конструкция: Экологический кодекс задаёт рамку (углеродный бюджет, квотирование, реестр), закон №340 добавляет якорь под статью 6 и правило зачёта поглощений в NDC, а июльский приказ операционализирует реестр и верификацию. Для сектора это часть более широкой системы: порог углеродного квотирования — 20 тыс. тонн CO2 в год, охват — электроэнергетика, нефтегаз, горно-металлургический комплекс, химия и производство стройматериалов; национальный углеродный бюджет на 2026–2030 годы задаёт снижающуюся траекторию с 373,9 млн тонн в 2026-м до 327,6 млн тонн CO2 к 2030-му. Всё это работает на климатическую цель Казахстана: в обновлённом в конце 2025 года вкладе (NDC 3.0) она заявлена как сокращение выбросов на 17% безусловно и до 25% при внешней поддержке к 2035 году относительно уровня 1990-го (прежняя цель, до 2030 года, — минус 15% и до 25%). Отдельного внимания заслуживает то, куда в этой конструкции смещён фокус — на проекты поглощения, и в первую очередь лесные. В мировой практике именно лесные проекты остаются классом углеродных единиц, к которому больше всего вопросов по целостности. Исследование под руководством Ю. Тана (Tang et al.), опубликованное в журнале Science в октябре 2025 года, сравнило 52 проекта защиты тропических лесов (REDD+) в 12 странах с похожими территориями без проектов и показало, что заявленных целей по сокращению выбросов достигла лишь примерно пятая часть из них, а реальным снижением вырубки подтверждается лишь около 13% фактически выпущенных кредитов — остальное приходится на переучёт. Отраслевой обзор Clean Air Task Force в мае 2025 года оценил два десятка лесных протоколов и заключил, что большинство из них пока слишком слабы, чтобы гарантировать качество кредитов, притом что на лесные проекты приходится около 40% мирового добровольного рынка. Наиболее известный прецедент — расследование Guardian, Die Zeit и SourceMaterial 2023 года, оценившее свыше 90% тропических лесных офсетов крупнейшего сертификатора Verra как фактически фиктивные (речь тогда шла прежде всего о проектах предотвращения вырубки). Ключевая техническая уязвимость лесного поглощения — его обратимость: пожар, вспышка вредителей или вырубка возвращают углерод в атмосферу, обнуляя ранее зачтённый эффект. Рынок отвечает на это буферными счетами: часть выпускаемых кредитов не продаётся, а вносится в общий страховой пул, и если поглощение теряется, эквивалент кредитов из пула аннулируется, не затрагивая уже проданные единицы (так устроены буферные резервы Verra, ART/TREES и Gold Standard). Тот же принцип заложен и в методологию статьи 6.4 Парижского соглашения: её стандарт по проектам удаления углерода требует минимизировать риск реверса и полностью «ремедиировать» любую потерю, создаёт в реестре механизма отдельный буферный счёт под риск обратимости и предписывает стресс-тестировать его устойчивость не реже раза в три года. Открытый вопрос — достаточность этого буфера: при системном переучёте, который фиксируют исследования 2025 года, и учащающихся лесных пожарах страховой пул может оказаться недооценённым; это предмет донастройки правил, а не отсутствие механизма как такового. Для Казахстана риск обратимости — не теоретический. Приживаемость молодых посадок в рамках лесовосстановительной кампании держится около 50% при нормативе выше 60% — не приживается примерно каждое второе дерево. А в 2023 году крупно горел резерват «Семей орманы» в Абайской области — государственный лесной резерват, охраняющий сосновые боры Прииртышья: площадь того пожара превысила 60 тыс. га. Углерод, который лес поглотил и который зачли в национальную цель, огонь или вырубка возвращают в атмосферу.

    источник →
  • 11.08.2026Узбекистансобытие: 10.08.2026

    Узбекистан впервые раскрыл оптовые тарифы генерации и сетей — шаг к RAB

    Межведомственная тарифная комиссия при Кабинете министров Узбекистана утвердила регулируемые тарифы на электроэнергию отдельно по каждому звену цепочки — производство, передача, распределение и сбыт. Решение оформлено протоколом №37 от 15 июля 2026 года (подписал вице-премьер, министр экономики и финансов Жамшид Кучкаров) и действует с 1 августа. Прежде ставки отдельных звеньев не публиковались единым документом — теперь они впервые раскрыты в одном месте, включая магистральные и региональные сети. Важная оговорка: изменения касаются только оптовых расчётов между регулируемыми предприятиями — розничные цены для населения не пересматриваются. Раскрытая структура показывает, насколько по-разному обходится электроэнергия в зависимости от источника. Разброс по генерации — более чем двукратный: дешевле всего электроэнергия ГЭС «Узбекгидроэнерго», дороже всего — старые ТЭС (газовые Ташкентская и Тахиаташская, угольная Ангренская). Это индивидуальные тарифы по станциям, а не единая ставка. Отдельно раскрыта плата за передачу по национальным сетям, за распределение по регионам и цены единого закупщика, продающего электроэнергию предприятию «Энергосавдо». Сама передача обходится примерно в 0,8 ¢/кВт·ч — это сопоставимо с казахстанским KEGOC (после НДС ~0,7 ¢) и российской ФСК и в разы дешевле, чем в зрелых европейских сетях (британский TNUoS — порядка 2,4 ¢/кВт·ч). Причина не в эффективности, а в слабой валюте и регулируемых, недоинвестированных магистралях, на которые приходится лишь малая доля конечной цены. Само раскрытие ложится в русло более крупной реформы, о которой власти объявили ещё в мае, — перехода к тарификации по методике RAB (regulatory asset base, регулируемая база активов). Прямой связи между июльским протоколом и RAB нет: протокол лишь утверждает ставки вслед за подорожанием топлива и методику RAB не упоминает — это отдельный, ранее анонсированный курс. Но именно в его логике раздельные тарифы обретают смысл. При RAB тариф считают не от факта понесённых затрат, а от стоимости активов компании — сетей, подстанций, станций, — умноженной на разрешённую доходность на капитал, плюс амортизация и операционные расходы. Идея в том, чтобы гарантировать инвестору возврат вложений в инфраструктуру, сделать проекты банкуемыми и зафиксировать тариф на несколько лет вперёд. По объявленным в мае параметрам норма доходности задана на уровне WACC 14–16% после налога (номинальная, в сумах), а полное внедрение RAB намечено на 2027–2028 годы. Раскрытие тарифов и переход к RAB — хороший шаг для привлечения инвестиций: прозрачная цена по звеньям и понятная доходность на капитал нужны любому частному вкладчику в генерацию и сети. Но методика RAB — не автопилот. Чтобы она действительно прижилась, нужны три вещи: последовательность регулятора, его независимость и долгосрочные тарифы. А регулятор — Агентство по развитию и регулированию энергетического рынка (EMDRA) — создан только в 2023 году и ещё не имеет истории соблюдения собственных обязательств, а первый период регулирования установлен всего в один год (план довести его до пяти лет — на будущее). Мировой опыт на этот счёт однозначен: RAB надёжно работает там, где регулятору верят и тарифы держат весь период (Великобритания, Италия), и буксует там, где базу и доходность задним числом пересматривают под политическим давлением (характерный пример — Испания: после ретроактивного пересмотра поддержки ВИЭ она проиграла инвесторам серию международных арбитражей). Отдельная тонкость — сама доходность: 14–16% выглядят внушительно, и это номинальная ставка в сумах, но при инфляции около 6–7% (в июне 2026 года — 6,4%) реальный возврат выходит порядка 7–9%. Для сетевого регулирования это щедро — в Великобритании и Италии разрешённая реальная доходность вдвое ниже. Такая ставка ляжет в тариф, и удерживать её год за годом вопреки политическому давлению будет непросто. Так что раскрытие тарифов — правильный сигнал рынку, но настоящая проверка новой системы начнётся не сейчас, а когда тариф придётся удержать вопреки конъюнктуре.

    источник →
  • 05.08.2026Узбекистан

    Узбекистан допускает частный бизнес к поставкам сжиженного газа населению

    Министерство энергетики Узбекистана образовало межведомственную экспертную рабочую группу для реформы системы снабжения населения сжиженным газом (СУГ) и поэтапного внедрения в этой сфере рыночных механизмов. Это оперативный шаг во исполнение поручений главы государства, данных на совещании у президента Шавката Мирзиёева 27 июля. Группа ведёт три направления сразу: собственно реформу снабжения СУГ, совершенствование механизмов льгот и скидок в электротарифах и упрощение обязательной предоплаты за природный газ для предпринимателей. Именно ей поручено подготовить предложения и проекты нормативно-правовых актов. Как устроено сейчас. Баллонным сжиженным газом (стандартный формат — 20-килограммовый баллон) пользуются около 3,7 млн домохозяйств; снабжение ведёт государственный сектор. Несмотря на то что систему поставок цифровизировали, перебои с доставкой сохраняются: в пилотной Андижанской области за первое полугодие 2026 года поставлено 41 тыс. тонн вместо плановых 48 тыс., а в 318 махаллях (общинах) спрос остался покрыт не полностью. Что меняется. Предпринимателям разрешат поставлять населению и бизнесу газ, который они сами импортировали или приобрели на биржевых торгах. Обкатывать модель будут сначала в Андижанской области. Частный сектор уже ввёз в страну 157 тыс. тонн СУГ с начала года. В течение месяца власти обещают пересмотреть систему транспортировки, хранения и распределения газа с учётом международных стандартов и проработать баллоны разных форматов помимо стандартного 20-килограммового. Малообеспеченным семьям из социального реестра государственные субсидии на покупку газа сохранят. Зачем. Реформа разворачивается на фоне физического дефицита газа: собственная добыча в стране падает (−16% за полугодие, 18,3 млрд м³), трубопроводный газ отступает от малых населённых пунктов, а импорт растёт — в июне закупки газа достигли $247 млн, максимума с начала года. Отдельно власти за три месяца рассчитают необходимую электросетевую инфраструктуру и дополнительный объём электроэнергии, а также программу финансирования, чтобы перевести 1916 махаллей, куда затруднена подача трубопроводного газа, на электрическое отопление — что добавит нагрузку на электросеть. Производство СУГ при этом планируют нарастить до 606 тыс. тонн к концу года против прежнего плана в 520 тыс. Показательно, что к рыночным механизмам власти подталкивает именно физический дефицит — причём и природного газа, и сжиженного (СУГ), который из того же газа и производят. Когда собственной добычи перестаёт хватать, а трубопроводный газ отступает от малых посёлков, удерживать баллонное снабжение в прежней распределительной логике становится и дороже, и труднее. Отсюда и характер шага — не разовая мера, а разворот: допуск частного импорта, биржа, адресная субсидия вместо всеобщей. Гипотеза простая: дефицит здесь работает как реформатор — он вынуждает государство к активным действиям, в том числе рыночным, на которые в более сытые годы решались бы куда осторожнее.

    источник →
  • 03.08.2026Узбекистансобытие: 01.08.2026

    Газодобыча Узбекистана в структурном спаде: страна стала нетто-импортёром газа — и это питает энергокризис

    Добыча природного газа в Узбекистане давно ниже прежних пиков, а в 2026-м спад ускорился. По данным Нацкомстата, годовой объём опустился примерно с 60 млрд кубометров на пике 2018 года до 41–42 млрд в 2024–2025 годах — почти на треть. При этом статистику недавно пересмотрели: в январе 2026-го Нацкомстат снизил оценку добычи за 2024 год с 44,6 до 41,3 млрд кубометров, а за 2025-й дал 42,3 млрд — то есть год к году добыча почти не изменилась. Ускорение спада пришлось на 2026-й: первый квартал — минус 15% к прошлому году, март — минус 30,8%, апрель — минус 18,8%; за январь–апрель добыча сократилась примерно на 16%. Суточная добыча, по словам профильного министра, в марте опустилась со 125,8 до 87,1 млн кубометров год к году. Причину власти назвали прямо. Министр энергетики Журабек Мирзамахмудов ещё в мае связал спад с естественным истощением старых месторождений — Шуртанского, месторождений Бухаро-Хивинского и Кашкадарьинского регионов, выработанных, по его оценке, на 85–90%. То есть речь не об аварии или разовом ремонте, а о долгосрочном геологическом тренде. Около 65–70% электроэнергии Узбекистан вырабатывает сжиганием газа, поэтому сокращение собственной добычи бьёт по стоимости и устойчивости генерации в средней перспективе. Прямой причиной массовых сбоев этим летом газ, впрочем, не называют. С начала лета 2026 года в распределительных сетях зафиксированы тысячи аварий, а отключения в отдельные дни доходили до 8–10 часов, но власти связывают их с износом сетей, аномальной жарой и тем, что потребление последнее десятилетие росло быстрее генерации (5,0% против 4,4% в год). Президент Мирзиёев прямо указал, что дело не в деньгах — в отрасль вложено 23 млрд долларов, — а в качестве управления системой. Газовый спад и сетевой кризис — две смежные, но разные проблемы одной перегруженной системы. По внешней торговле Узбекистан давно перешёл в положение нетто-импортёра газа. В первом полугодии 2026 года импорт природного газа вырос на 41% и составил около 1 млрд долларов, тогда как экспорт сократился более чем в полтора раза — до 233 млн. Дефицит закрывают в основном поставками из России: физический объём российского трубопроводного газа в 2025 году составил около 6,5 млрд кубометров, а в 2026-м, по оценкам, может превысить 10 млрд. Ответ государства сосредоточен на добыче. «Узбекнефтегаз» учредил национальную буровую компанию «UNG Burg'ilash» — 21 буровая установка с проходкой до 9000 метров, поставки с октября 2026 года, работа прежде всего на плато Устюрт. Туда же зашла британская BP: в устюртский проект она получила 40% в шести блоках, первая разведочная скважина намечена на 2027 год. Ставка сделана на то, что новые месторождения Устюрта частично компенсируют выбывающие объёмы старых. На этом фоне идёт и пересмотр тарифов: электроэнергия подорожала почти на 10% с июня, а аналитический институт при Минэкономфине предложил поднять тариф на сверхнормативное отопление в разы (это предложение, а не принятое решение). Газовый спад из отраслевой статистики превратился в узел, который связывает энергокризис, рост импорта и тарифную политику в одну историю.

    источник →
  • 31.07.2026Узбекистансобытие: 30.07.2026

    Узбекистан предложил углеродный налог с 2028 года — с прицелом не столько на климат, сколько на CBAM и бюджет

    30 июля 2026 года аналитическая структура при Министерстве экономики и финансов Узбекистана представила предложение впервые ввести в стране углеродный налог для крупных промышленных предприятий. Сразу оговоримся: это концепция на стадии обсуждения, а не принятое решение — ни проекта закона, ни поправки в Налоговый кодекс пока нет. Раскрыт по существу только график: 2027 год — подготовительный (инвентаризация выбросов, определение базы и ставок), 2028-й — введение налога, 2029–2030 — поэтапное повышение ставок. Сама ставка не названа; налоговой базой рассматривают на выбор либо объём выбросов CO2, либо объём потребления углеводородного топлива; охват — крупные промышленные предприятия, но без конкретных порогов. Ожидаемые поступления и эффект на цены публично не оценены. Инициатива исходит от профильного института при Министерстве экономики и финансов (в его полное название входят и «фискальный анализ», и «совершенствование налогового администрирования» — отсюда разные сокращения в публикациях). Для Узбекистана это качественно новый шаг. До сих пор страна работала с углеродом в логике экспорта климатических достижений: проект Всемирного банка iCRAFT (платежи за сокращения выбросов от реформы топливных субсидий — первый транш 7,5 млн долларов за 0,5 млн тонн в 2024 году, вся программа рассчитана примерно на 60 млн тонн до 2027 года), узаконенная указом президента в июле 2025 года торговля углеродными единицами по статье 6 Парижского соглашения (до 80% единиц разрешено продавать за рубеж), соглашения с Японией и Кореей. Углеродный налог — впервые внутренняя цена на выбросы для собственной промышленности, то есть фискальный инструмент, а не способ продать сокращения вовне. Среди объявленных целей — снизить риск уплаты углеродных сборов за рубежом, а это в первую очередь европейский CBAM. Пограничный углеродный механизм ЕС вступил в силу 1 января 2026 года и охватывает импорт цемента, чёрных металлов, алюминия, удобрений, электроэнергии и водорода. Платёж считается по встроенным выбросам за вычетом углеродной цены, уже уплаченной в стране происхождения. Отсюда прямая логика: если Узбекистан обложит углерод внутри, эти деньги останутся в его бюджете, а не уйдут в бюджет ЕС в виде CBAM-сбора. При этом реальная экспозиция Узбекистана к CBAM пока узкая. Цемент возят в основном в Афганистан и соседние страны Центральной Азии, а не в ЕС; электроэнергию и водород в Европу не экспортируют; собственного первичного алюминия в стране по сути нет. Единственный по-настоящему уязвимый сектор — азотные удобрения: их экспорт в 2023 году составил около 240 млн долларов (в основном карбамид и аммиачная селитра), и, по торговой статистике, порядка 9–19% этого объёма так или иначе идёт в ЕС — в Румынию и Болгарию, а также через балтийские порты, где часть может быть транзитом, а не конечным потреблением. Крупнейшие производители — государственный «Навоиазот» и «Maxam-Chirchiq» под контролем испанской группы MAXAM. Но и азотные удобрения — это лишь около 1% всего экспорта Узбекистана, поэтому на уровне экономики в целом Всемирный банк не относит страну к сильно экспонированным к CBAM. Для сравнения — соседний Казахстан ввёл систему торговли квотами на выбросы ещё в 2013 году, одним из первых в Азии, но цена углерода там держится символической, около доллара за тонну против почти 90 долларов в системе ЕС. Узбекистан заходит на регулирование позже и через более простой инструмент — налог, а не рынок квот, — но пока без ставки.

    источник →
  • 29.07.2026Таджикистансобытие: 28.07.2026

    Таджикистан набирает солнце: 4–5 ГВт заявок, дешёвая энергия и польза для ГЭС — но всё упирается в один барьер, финансовый

    Генерация Таджикистана почти полностью — около 98% — приходится на гидроэлектростанции. За последние три года страна собрала портфель заявленных солнечных проектов совокупной мощностью порядка 4–5 ГВт. Солнце ей выгодно сразу в двух качествах — как дешёвая энергия и как способ сберечь воду в водохранилищах ГЭС. Но всё упирается в один барьер, и он финансовый. Свежий повод — 28 июля 2026 года Министерство энергетики и водных ресурсов обсудило с китайской China Energy строительство ещё одной станции на 200 МВт; стороны подтвердили готовность продолжать сотрудничество. Это переговоры, а не начало стройки — и таких заявлений за последние полтора года много, а построенного мало. Солнце приходит на рынок двумя путями. Первый — конкурсный тендер при транзакционном советнике IFC (группа Всемирного банка), пока один, на 200 МВт в Согдийской области: публичная процедура, названный покупатель — государственный оператор «Барки Точик» по договору, а конкуренция участников давит цену; в шортлист в январе 2025 года вошли саудовская ACWA Power, французская EDF и китайско-таджикское СП. Второй — прямые соглашения, в том числе через свободные экономические зоны с китайскими компаниями (Pingmei Shenma на 1000 МВт, Eging PV на 200 МВт с расширением до 2000 МВт), плюс национальная распределённая программа Ruftob (до 2000 МВт к 2030 году): без конкурса и с непубличным покупателем. Вся разница упирается в покупателя. У «Барки Точик» нет собственного кредитного рейтинга, а её потолок — суверенный рейтинг Таджикистана: спекулятивный (S&P — B, Moody's в марте 2026 года повысил до B2, впервые), всё ещё на пять ступеней ниже инвестиционного уровня. Накопленные убытки компании превышают 31 млрд сомони (по аудированной отчётности за 2023 год, опубликованной Всемирным банком), её просроченная задолженность оценивается МВФ примерно в 8,2% ВВП страны и может лечь на бюджет, тариф покрывает меньше половины себестоимости, а крупнейший потребитель — алюминиевый ТАЛКО — берёт энергию по льготной цене. Под двадцатилетний договор на продажу с таким покупателем кредиторы требуют суверенных гарантий, платёжных механизмов и гарантий конвертации валюты — и сбор этого пакета тянется годами. Сама компания летом 2026 года заявляла о постепенном снижении долгов, но выход на окупаемость по программе Всемирного банка намечен лишь к 2027 году. Поэтому прозрачный тендер и стоит. Объявленный в октябре 2024 года, к январю 2025-го он дошёл до шортлиста — и там застыл: победитель за полтора года так и не назван. Публично причину не объясняют, но она читается из финансов покупателя — пока «Барки Точик» некредитоспособна, банкуемый договор не собрать. А те проекты, что реально строятся, эту проблему просто обходят. Две станции Ayon Energy на 500 МВт (по 250 МВт в Аштском районе и в Джайхуне, ввод к концу 2026 года) идут не через конкурс, а по прямому инвестиционному соглашению под президентские поручения; договора на продажу «Барки Точик» в сообщениях нет вовсе, как не раскрыты ни схема финансирования, ни бенефициары самого инвестора. Китайские проекты в зонах и распределённая программа Ruftob рассчитаны прежде всего на самопотребление: солнце питает саму промышленность зоны или крыши предприятий, а не идёт по долгосрочному договору к госоператору, — и платёжный риск слабой «Барки Точик» уходит из уравнения. Государство поддерживает их не деньгами и не гарантиями, а налоговыми каникулами: у Ruftob — пять лет без налога на прибыль, ноль НДС и таможенных пошлин. То есть слабость покупателя эти проекты не решают — они её обходят. В масштабе страны такой портфель весит немало: при характерной для юга Таджикистана загрузке солнца около 20% 4–5 ГВт давали бы порядка 7–9 млрд кВт·ч в год — около трети нынешней выработки страны в примерно 22 млрд кВт·ч (расчёт koregen). Отдельного разговора заслуживает физика — как солнце уживается с гидросистемой, ведь именно ГЭС должны его балансировать. Здесь у Таджикистана редкое преимущество: водохранилищная гидрогенерация — почти идеальный партнёр солнцу внутри суток. Нурекская ГЭС с сезонным водохранилищем может днём, пока светит солнце, придерживать воду и разгружать турбины, а вечером отдавать накопленное; перенос воды с полудня на вечер ирригационные попуски не нарушает, потому что орошение считается в суточно-недельных объёмах, а не в конкретном часе сброса. Но у манёвра есть физический пол: минимальный летний проток на орошение держит порядка гигаватта «неснижаемого» минимума, а низовые русловые станции каскада (Байпаза, Сангтуды) вообще не маневрируют. По оценке koregen, без накопителей система принимает примерно 3 ГВт солнца — это, к слову, примерно соответствует национальной цели по вводам ВИЭ (около 3000 МВт солнца и ветра к 2030 году). Выше этого уровня летняя дневная выработка начинает значительно превышать саму нагрузку страны и будет теряться — по крайней мере до появления магистральных экспортных коридоров вроде CASA-1000.

    источник →
  • 28.07.2026Узбекистансобытие: 27.07.2026

    Узбекистан: разгон в энергетике — уволены министр и глава распредсетей, объявлен стресс-аудит; ошибка с площадкой ПГУ в Сурхандарье обойдётся ещё в ~$300 млн

    27 июля 2026 года президент Узбекистана Шавкат Мирзиёев провёл совещание по топливно-энергетическому комплексу, которое обернулось кадровым разгоном и решением о сплошном аудите отрасли. Уволены министр энергетики Журабек Мирзамахмудов, возглавлявший ведомство с сентября 2022 года, и руководитель государственного АО «Региональные электрические сети» (РЭС) — распределительной компании, отвечающей за доведение электроэнергии до конечных потребителей. Новым министром энергетики назначен Шерзод Ходжаев, до этого возглавлявший Агентство по развитию и регулированию энергетического рынка, то есть пришедший из тарифного регулятора отрасли; ранее он был заместителем министра энергетики (2019–2023) и возглавлял проектный офис по возобновляемым источникам энергии при министерстве. Назначение нового министра одобрила нижняя палата парламента. Новым главой РЭС назначен Сардор Исакулов, энергоинспекцию возглавил Ахадхон Исокжонов. Руководителям ещё четырёх структур — «Национальных электрических сетей», «Тепловых электростанций», «Узтрансгаза» и «Худудгазтаъминот» — дан испытательный срок до конца года. По изложению совещания в узбекистанских СМИ, президент перечислил претензии к состоянию сетей: около 4000 аварий по стране за июнь–июль (отдельные локальные разборы, например по Янгиюльскому району, дают меньшие числа за иной период), отключения электричества до 8–10 часов, общий уровень потерь 17,2% — около 4,8 млрд кВт·ч за первое полугодие, а в отдельных районах свыше 25%. Порядка 300 тысяч газовых и 234 тысяч электрических счётчиков не передают данные, что напрямую бьёт по собираемости платежей. Отдельным пунктом прозвучала ошибка с размещением генерации. Парогазовую электростанцию на 1560 МВт в Ангорском районе Сурхандарьинской области — частный проект стоимостью около 1,2 млрд долларов с участием катарской Nebras Power, Siemens Energy, нидерландской Stone City Energy и французской EDF, при кредитовании Азиатского банка инфраструктурных инвестиций — построили в отрыве от газовой инфраструктуры. Чтобы подать на станцию топливо, к ней приходится тянуть отдельный газопровод, и это, по изложению СМИ, требует дополнительно около 300 миллионов долларов. Станция ещё не запущена: закладка состоялась в марте 2022 года, ввод ожидается в 2027-м. Открытого конкурса на проект и площадку в публичном доступе нет — станция заходила через инвестиционное соглашение (2021), то есть по переговорной, а не аукционной модели; на совещании прозвучало, что условия контракта по станции не были тщательно изучены. Реакцией стал не только разгон, но и решение о сплошном аудите: в Министерстве энергетики планируется создать Центр цифровизации топливно-энергетического комплекса и внедрения искусственного интеллекта, который проверит всю цепочку — производство, передачу, распределение и доставку топлива и электроэнергии потребителю, а по результатам подготовит несколько сценариев развития отрасли. Опыт Янгиюльского района, взятого как пилот, поручено распространить на всю страну; для двукратного снижения потерь электроэнергии и газа поручено разработать отдельную программу, а мероприятия пилота — завершить до 1 октября. Показательна рамка, в которую президент поставил проблему. По его словам, за годы в отрасль привлечено 23 миллиарда долларов иностранных инвестиций и введено 9,5 ГВт мощностей, на модернизацию сетей направлено 30 триллионов сумов — и тем не менее система даёт сбои. Вывод, который он сформулировал: проблема энергетики не в финансировании, а в системе управления.

    источник →
  • 27.07.2026Узбекистансобытие: 26.07.2026

    Узбекистан переводит АЭС в Джизаке на безводное охлаждение: площадку в 2019 году выбирали ради озёрной воды, но озеро не потянуло

    Атомный проект Узбекистана в Джизакской области переходит к системе охлаждения, не потребляющей воду, — и это разворот относительно того, как площадку выбирали изначально. 22-23 июля 2026 года делегация агентства «Узатом» провела переговоры в Москве. С «Росатомом» (в том числе с директором по капитальному строительству Дмитрием Волковым) договорились создать совместную рабочую группу для координации экспертизы проектной документации станции. Отдельным треком с венгерской компанией MVM EGI Zrt «определили дальнейшие шаги по сооружению сухих градирен» — то есть системы воздушного охлаждения, которая не забирает воду из внешнего источника. Площадку выбрали в мае 2019 года (объявлено 31 мая): рабочая комиссия правительства вместе с научно-техническим советом «Узатома» определила приоритетной площадку у озера Тузкан в системе Айдар-Арнасайских озёр. Тогдашний проект — два энергоблока поколения «3+» с реакторами ВВЭР-1200, и охлаждать реакторы предполагалось водой из этого озера. Логика была прямая: посадить станцию к воде. Вода в выбранном месте не сложилась. Озеро Тузкан — бессточное, солёное и пересыхающее; в марте 2025 года глава «Узатома» Азим Ахмедхаджаев прямо заявил, что для охлаждения станции Тузкан использоваться не будет. Дополнительный фон — Айдар-Арнасайская система отнесена к водно-болотным угодьям международного значения (Рамсарская конвенция), а сама площадка расположена примерно в 40 км от границы с Казахстаном, что в своё время вызвало вопросы казахстанской стороны о трансграничном воздействии. Идея сухих градирен вместо водяного охлаждения публично прозвучала в конце 2023 года и теперь оформляется через MVM EGI. MVM EGI — венгерская инженерная компания (основана в 1948 году, входит в государственный холдинг MVM), специализируется на системах сухого — воздушного — охлаждения для электростанций. Это не реакторный вендор и не генподрядчик станции: её роль — поставка сухих градирен с механической тягой. Меморандум подписан в мае 2025 года, протокол — 15 июля 2025 года (его подписали «Узатом», МИД и Министерство внешней торговли Венгрии и сама MVM EGI); стороны заявляли и о планах создать в Узбекистане совместное предприятие для крупноузловой сборки таких градирен. Само решение о сухом охлаждении компания увязывает с проектами в зонах дефицита воды. С 2018 года конфигурация проекта менялась не раз: межправительственное соглашение о двух блоках ВВЭР-1200 (около 2,4 ГВт) де-факто застопорилось; в мае 2024 года подписан контракт на станцию малой мощности из реакторов РИТМ-200Н; к осени 2025 года проект переконфигурирован в гибрид из больших блоков ВВЭР-1000 и малых РИТМ-200Н — суммарно порядка 2,1 ГВт, оценочной стоимостью около 9,5 млрд долларов. Заказчик — «Узатом», генподрядчик — «Росатом» (инжиниринговый дивизион «Атомстройэкспорт»). Лицензия на строительство первого энергоблока (с реактором РИТМ-200Н) выдана в июне 2026 года. Формально станция в стадии строительства: в 2026 году дважды прошли церемонии заливки «первого бетона» (в марте и июне). При этом переговоры 22-23 июля показывают, что экспертизу проектной документации стороны только выстраивают. Ввод первого малого блока РИТМ-200Н ориентировочно относят к 2029 году, полного комплекса — к середине 2030-х.

    источник →
  • 23.07.2026Казахстансобытие: 22.07.2026

    Казахстан: под программу стратегического цифрового майнинга выделено 300 МВт с Экибастузской ГРЭС-1 на десять лет — платой станет 10% добычи в национальный крипторезерв

    Правительство Казахстана утвердило Правила осуществления стратегического цифрового майнинга — постановлением № 638 от 18 июля 2026 года за подписью премьер-министра Олжаса Бектенова. Документ вводится в действие с 1 августа 2026 года. За нейтральным названием стоит не технический регламент отрасли, а сделка между государством и крупными майнерами, предметом которой является электроэнергия. **Механизм.** Под программу выделена квота в размере 300 МВт. Участники получают право заключать прямые договоры покупки электроэнергии сроком на десять лет по цене, не превышающей предельный тариф энергопроизводящей организации: для Экибастузской ГРЭС-1 он составляет 9,50 тенге за кВт·ч — около двух центов. Со стороны энергетиков на старте программы участвует одна компания — ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 имени Булата Нуржанова», стопроцентная дочерняя структура «Самрук-Энерго». Для сравнения: предельный тариф соседней Экибастузской ГРЭС-2 — 15,67 тенге за кВт·ч. Встречное обязательство — не тариф, а доля добычи. Не позднее 25 числа месяца, следующего за отчётным, майнер передаёт 10% цифровых активов, остающихся за вычетом стоимости электроэнергии и расходов на её поставку, на кошельки автономного кластерного фонда Astana Hub. Оттуда активы уходят в доверительное управление Национальной инвестиционной корпорации — дочерней структуры Нацбанка — и пополняют Национальный стратегический крипторезерв. О работе над таким резервом Нацбанк сообщал в сентябре 2025 года; на запуск было выделено 350 млн долларов из золотовалютных активов. **Кто может участвовать.** Требования отсекают всех, кроме крупных операторов: дата-центр мощностью не менее 150 МВт на праве собственности, технические условия на подключение к сетям напряжением 35 кВ и выше, вычислительное оборудование от 150 TH/s за единицу, два договора с операторами связи, сервисный центр на территории дата-центра с квалифицированным персоналом, отсутствие налоговой задолженности и обременений на имущество. Порог в 150 TH/s на единицу оборудования — это характеристика специализированных ASIC-устройств, рассчитанных на алгоритм SHA-256, то есть на добычу биткоина; универсальные вычислительные мощности таких показателей на единицу не дают. В сумме с требованием собственного дата-центра на 150 МВт это означает, что правила написаны не под отрасль вообще, а под промышленный биткоин-майнинг крупного масштаба. Предусмотрен ежегодный независимый аудит с отчётом не позднее 1 апреля; при выявлении недостачи даётся 30 календарных дней на доперечисление, а при невыполнении существенных условий договоров комиссия может принять решение о досрочном прекращении участия. **Статус документа.** Постановление опубликовано в информационной системе «Параграф» и вводится в действие с 1 августа 2026 года. При этом Правила отсылают к базовому постановлению «О некоторых вопросах индустрии цифровых активов» от 28 мая 2026 года № 439, имеющему гриф «для служебного пользования», а конкретные параметры программы — размер квоты, тарифные условия, доля отчислений — в открытой части текста не раскрываются: они известны из разборов документа в СМИ. В информационно-правовой системе «Әділет» и в перечне постановлений на сайте правительства текста на момент подготовки материала не было. **Масштаб.** Установленная мощность Экибастузской ГРЭС-1 — 4000 МВт. Квота в 300 МВт при характерной для майнинга круглосуточной загрузке соответствует примерно 2% годового потребления электроэнергии в Казахстане, которое в 2025 году составило 124,6 млрд кВт·ч (расчёт koregen). Для сопоставления: прогноз Минэнерго на 2026 год — дефицит 1,4 млрд кВт·ч, с 2027 года ожидается профицит в 1,3 млрд кВт·ч. **Предыстория.** В 2021 году, на пике притока майнеров, их потребление достигало 693 МВт по легальному контуру, ещё 250–450 МВт оценочно приходилось на серый; резкий рост нагрузки совпал с веерными отключениями. По данным Кембриджского центра альтернативных финансов, в августе 2021 года Казахстан занимал второе место в мире по доле в хешрейте биткоина — 18,1%. После введения лицензирования и ограничений доля упала примерно до 4% к 2026 году; по данным СМИ, в стране действует 84 лицензированные майнинговые фермы. Плата за цифровой майнинг установлена статьёй 606-3 Налогового кодекса и привязана к цене электроэнергии — от 1 до 25 тенге за кВт·ч, тем выше, чем дешевле киловатт-час. В Казахстане действует модель единого закупщика электрической энергии. Правила оптового рынка в редакции приказа Минэнерго от 23 февраля 2026 года ограничивают продажу электроэнергии цифровым майнерам случаями, прямо указанными в законе; при этом общий порядок ежесуточной предоплаты не позднее 08:00 по времени Астаны на субъектов, занимающихся цифровым майнингом, не распространяется.

    источник →
  • 22.07.2026Узбекистансобытие: 16.07.2026

    Узбекистан: Fitch подтвердил рейтинг распределительной госкомпании РЭС на уровне суверенного ‘BB’ — но самостоятельный профиль оценил как ‘ccc’. Президент требует сократить энергопотери

    После реформы 2019 года, разделившей «Узбекэнерго», распределением электроэнергии и сбытом конечным потребителям занимается государственное АО «Региональные электрические сети» (РЭС). 16 июля Fitch подтвердил долгосрочный рейтинг РЭС на уровне BB с позитивным прогнозом — на уровне суверенного рейтинга Узбекистана, поскольку свыше 90% долга компании обеспечено государственными гарантиями. Собственный кредитный профиль Fitch оценивает лишь как ‘ccc’: тарифы не покрывают затрат, регулирование непрозрачно, ликвидность слабая (около $50 млн денежных средств против $190 млн краткосрочного долга). Собственный капитал в 2025 году ушёл в минус после безвозмездной передачи высоковольтных активов оператору магистральных сетей — «Национальным электрическим сетям» (НЭС). РЭС привлекает средства международных банков развития: заём Азиатского банка развития на $200 млн (2023) на цифровизацию распределительных сетей и льготный кредит Всемирного банка на $100 млн (2025) на интеграцию ВИЭ и надёжность снабжения. Для доступа к такому финансированию и его стоимости кредитный рейтинг — существенный фактор, а он у РЭС держится на господдержке: Fitch предупреждает, что рейтинг опустится на две ступени ниже суверенного, если доля госгарантированного долга упадёт ниже 75%. Что Fitch называет условиями оздоровления: переход к экономически обоснованным тарифам, снижение потерь и укрепление управления. В июне 2026 года тарифы для населения уже повысили на 8–13% — выше годовой инфляции (6,4% в июне при прогнозе ЦБ 6,5%); Fitch ожидает, что в 2027–2028 годах тарифы будут расти уже на уровне инфляции. 21 июля на совещании у президента Шавката Мирзиёева звучали данные о потерях и критика недостаточной работы по их сокращению. Потери за первое полугодие 2026 года — 17,2% по электроэнергии (около 4,8 млрд кВт·ч). При этом РЭС входит в число стратегических госкомпаний, которые государство готовит к привлечению инвестиций через фондовый рынок: программа приватизации предусматривает выход крупных предприятий на IPO и SPO, а кредитный рейтинг самой компании — такой же ключевой элемент доступа к капиталу, как и по линии банков развития.

    источник →
  • 21.07.2026Туркменистансобытие: 19.07.2026

    Туркменистан: одобрено создание межведомственной комиссии по климату и площадки «Ашхабадский климатический диалог»

    На заседании кабинета министров 18 июля вице-премьер и глава МИД Рашид Мередов доложил предложения по климатической повестке; президент Сердар Бердымухамедов их одобрил и поручил исполнение. Создаётся межведомственная комиссия, которая будет вести переговоры с зарубежными странами, международными организациями и финансовыми институтами и координировать создание региональных центров. Заявлено расширение взаимодействия со структурами ООН, Зелёным климатическим фондом (GCF), Глобальным экологическим фондом (GEF), Адаптационным фондом, Всемирным банком и Азиатским банком развития. Среди инициатив — постоянная площадка «Ашхабадский климатический диалог», Региональный центр климатических технологий в Центральной Азии и Региональный центр по борьбе с опустыниванием. Сроки создания комиссии, её бюджет и нормативный акт, которым она учреждается, не названы; обязательств по объёмам финансирования в сообщении нет.

    источник →
  • 21.07.2026Казахстансобытие: 20.07.2026

    Казахстан: Минэнерго и ЕБРР обсудили институционализацию JETP — механизмы платформы предлагается закрепить в нормативных актах

    20 июля вице-министр энергетики Бакытжан Ильяс провёл встречу с делегацией ЕБРР: директором департамента климатической стратегии и реализации Фелисити Спорс, заместителем главы ЕБРР по Казахстану Ерланом Рамазановым и заместителем директора департамента Кристианом Карраретто. Обсуждались формирование проектного портфеля Партнёрства по справедливому энергопереходу (JETP), механизмы взаимодействия с международными партнёрами и институциональное укрепление инициативы. Министерство считает необходимым закрепить механизмы работы платформы в нормативных актах и определить прозрачные правила взаимодействия участников; ЕБРР выразил готовность оказать экспертную поддержку в их разработке. JETP для Казахстана был анонсирован президентом Токаевым на Генеральной Ассамблее ООН; ранее Минэнерго, Минэкологии и ЕБРР подписали меморандум о создании страновой инвестиционной платформы энергоперехода QaJET. Состав проектного портфеля, объёмы финансирования и сроки закрепления механизмов в нормативных актах не названы.

    источник →
  • 20.07.2026Казахстансобытие: 17.07.2026

    Казахстан: производителям социально значимых продуктов предлагают скидку до 20% на электроэнергию в обмен на сдерживание цен

    Министерство национальной экономики включило в проект правил ценообразования на социально значимых рынках механизм льготного тарифа: производители товаров из перечня социально значимых продовольственных товаров смогут получать скидку до 20% на электроэнергию. Условие — подписание меморандума о стабилизации цен с государственными органами. Скидка распространяется только на электроэнергию, использованную непосредственно в производстве товаров из перечня. Сам перечень утверждён приказом министра торговли и интеграции №362-нқ от 23 декабря 2025 года и с 4 января 2026 года расширен с 19 до 31 наименования: к базовым муке, хлебу, крупам, картофелю, овощам, сахару, подсолнечному маслу, молоку, кефиру, творогу, сливочному маслу, яйцу, соли и чаю добавлены помидоры, огурцы, яблоки, говядина, фарш, баранина, конина, рыба, куры тушкой, сметана и сыр. Розничная надбавка по этим товарам ограничена 15%. Часть казахстанских экспертов указывает, что расширение тарифных льгот усиливает перекрёстное субсидирование в энергетике, и в качестве альтернативы называет адресную поддержку низкодоходных домохозяйств.

    источник →
  • 20.07.2026Узбекистансобытие: 19.07.2026

    Узбекистан: пятый рекорд потребления электроэнергии подряд — 293,4 млн кВт·ч; президент поручил закрыть проблемы энергоснабжения до отопительного сезона

    17 июля суточное потребление электроэнергии в Узбекистане достигло 293,4 млн кВт·ч — пятый рекорд подряд с 13 июля, рост за пять дней составил 14,8 млн кВт·ч. Это на 20,8 млн кВт·ч, или на 7,6%, выше прошлогоднего летнего максимума (272,6 млн кВт·ч, 18 июля 2025). Выработка ЕЭС в тот же день — 296,1 млн кВт·ч, с учётом солнечных станций — около 305 млн кВт·ч. Максимальную нагрузку на энергосистему в жаркие дни Минэнерго прогнозировало на уровне 13–13,3 ГВт. На фоне 40–45-градусной жары фиксируются локальные отключения: 17 июля без электроснабжения временно остались свыше 8200 потребителей в девяти районах Ташкента и двух районах Ташкентской области. В Минэнерго объясняют отключения предотвращением масштабных аварий и перегревом оборудования. По итогам 39,2 тыс. обращений граждан в ТЭК за первое полугодие (50% — газоснабжение, 38,3% — электроснабжение) президент поручил до начала осенне-зимнего сезона отремонтировать сети и трансформаторные подстанции в проблемных махаллях и повысить готовность аварийных бригад.

    источник →
  • 20.07.2026событие: 17.07.2026

    Еврокомиссия внесла пересмотр EU ETS: фаза 5 до 2040, бесплатные квоты CBAM-секторам продлены до 2038, кредиты по статье 6 допущены в систему

    17 июля Еврокомиссия внесла предложение о пересмотре системы торговли выбросами EU ETS, задающее правовую рамку фазы 5 (2031–2040) под цель ЕС −90% нетто-выбросов парниковых газов к 2040 году относительно уровня 1990 года. Для секторов, охваченных CBAM, предложено вернуть с 2028 года 15% уже выведенных бесплатных квот и растянуть их полную отмену до 2038 года — мотив ЕК: управление остаточным риском утечки углерода. Впервые операционализируются международные кредиты по статье 6 Парижского соглашения: 260 млн квот зарезервировано на их закупку в 2036–2040 годах, это около 2% от базового уровня выбросов 1990 года при законном потолке 5%. Для экспортёров Центральной Азии значимы обе развилки: замедление ввода CBAM смягчает ближайшую нагрузку, допуск кредитов по статье 6 открывает канал для проектов в третьих странах. По оценке ITC и QazTrade (доклад представлен 9 июня 2026 при поддержке представительства ЕС в Казахстане), при использовании дефолтных значений выбросов годовые издержки казахстанских экспортёров по CBAM могут превысить €100 млн, причём 90% эффекта приходится на стальные прутки и стержни.

    источник →
  • 17.07.2026Казахстансобытие: 16.07.2026

    Казахстан: «Самрук-Энерго» и SANY подписали акционерное соглашение о ВЭС на 1 ГВт в Жетысу

    На встрече главы фонда «Самрук-Казына» Нурлана Жакупова и председателя совета директоров SANY Renewable Energy Ли Цяна подписано акционерное соглашение между «Самрук-Энерго» и SANY о строительстве ветровой электростанции мощностью 1 ГВт в Жетысуской области. Стороны также отметили завершение строительства завода ветрокомпонентов SANY в Жамбылской области мощностью 2 ГВт в год. Сумма инвестиций, сроки ввода и покупатель электроэнергии в сообщении не названы.

    источник →
  • 16.07.2026Таджикистансобытие: 15.07.2026

    Таджикистан и Кыргызстан обсудили ход CASA-1000 на фоне возможных зимних ограничений в РТ

    15 июля министры энергетики Таджикистана (Далер Джума) и Кыргызстана (Алтынбек Рисбеков) провели онлайн-встречу по проекту CASA-1000: обсудили ход реализации и двустороннее сотрудничество. Конкретных цифр и решений в официальном сообщении нет — встреча рамочная. Почти одновременно глава «Барки точик» Мухаммадумар Асозода не исключил ограничений подачи электроэнергии предстоящей зимой. По его словам, Нурекское водохранилище к зиме будет заполнено, однако сезонный дисбаланс между выработкой и спросом сохраняется. За обоими сюжетами — одна гидромодель: зимой Таджикистан сталкивается с дефицитом, летом — с избытком, который экспортируется по минимальным ценам (поставки в Кыргызстан — 0,98 ¢/кВт·ч). CASA-1000 (1300 МВт, около 5 млрд кВт·ч в год) предназначена для монетизации этого летнего избытка в Афганистане и Пакистане. Ключевой риск — афганский участок: оценки готовности расходятся (DABS — около 80%, Всемирный банк — около 23%), реалистичный коммерческий запуск ожидается в интервале лето–конец 2027. За CASA-1000 стоит видеть не только «трубу на юг». Это ~1,3 ГВт новой пропускной способности там, где сегодня Центральную Азию с Афганистаном связывает одна-единственная линия 220 кВ на 0,3 ГВт (летом уже под завязку), а с Пакистаном — вообще ничего. Но коридор ценен и обратной стороной: как балансирующий переток он не меньше полезен северу. Юг Казахстана летом сам в дефиците и добирает дорогой российский импорт (~8,5 ¢/кВт·ч) — а рядом простаивает дешёвая гидроэнергия соседей по 1–2 ¢. Чем плотнее сшит регион, тем легче гонять эти излишки туда, где они нужны, — и тем проще встраивать будущие солнце и ветер. А их будет много: заявленные планы пяти стран ЦА — порядка 20–35 ГВт солнечной и ветровой генерации к 2030 году, в разы больше пропускной способности одного коридора. Чтобы такие объёмы выводить и балансировать, региону нужны и внутренние сечения, и параллельные маршруты — CASA не должна остаться в одиночестве.

    источник →
  • 14.07.2026Казахстансобытие: 13.07.2026

    Казахстан вводит внешний фильтр над предельными тарифами на электроэнергию

    Приказом Минэнерго РК № 242-н/қ от 25.06.2026 Правила утверждения предельного тарифа на э/э дополнены новым шагом: перед утверждением 7-летнего тарифа или его корректировкой расчёты направляются в Госкомиссию по вопросам модернизации экономики — консультативный орган при Президенте под председательством Премьер-Министра. Норма действует с 13 июля. Само изменение цен не повышает и не снижает — меняется процедура согласования. Внешний контроль тарифов надминистерским органом важен, но он накрывает замороженную на семь лет базу — тарифную выручку действующих станций (порядка $3,5 млрд в год). Ещё важнее начать контроль масштабных инвестиционных решений по развитию отрасли: программа ≥26 ГВт до 2035 года — это около $24 млрд только по уже подписанным проектам. Их оплата ложится в счёт потребителя через рынок мощности и ВИЭ-надбавку и скоро превысит тарифную выручку действующих станций.

    источник →
  • 14.07.2026Кыргызстансобытие: 10.07.2026

    Кыргызстан первым в Центральной Азии принял закон о климатической деятельности

    Президент Садыр Жапаров подписал закон «О климатической деятельности» — первый в регионе рамочный климатический закон. Документ создаёт правовую базу для оборота углеродных единиц (госреестр, рамка торговли квотами), обязательного учёта выбросов крупными эмитентами (MRV) и климатического финансирования; разработан при техподдержке ПРООН. Вступает в силу с 1 января 2027 года, механика — за подзаконными актами Кабмина. В этом законе заметен рынок квот, но важнее — инфраструктура доступа к международному климатическому финансированию. Для Кыргызстана с его водно-энергетической уязвимостью (свыше 90% генерации на ГЭС, Токтогул за год потерял ~20% объёма, зимний дефицит порядка 4 млрд кВт·ч закрывается импортом) углеродный реестр, MRV и климатическое бюджетирование — ровно те предпосылки, которых GCF и статья 6 Парижского соглашения требуют от страны-хозяина. Подводимый под это пайплайн — государственный: iFIRST Всемирного банка на $50 млн (первая для КР операция углеродного финансирования), Камбар-Ата-1 на $4,2 млрд с донорским комитетом WB/ADB/EBRD/AIIB, реабилитация Токтогула (ADB + ЕФСР) — при заявленной потребности страны в $12–15 млрд до 2035 года. Деньги шли и до закона; его смысл — превратить разовые донорские сделки в воспроизводимую рамку.

    источник →