การเปลี่ยนแปลงด้านพลังงานของเอเชียกลางไม่ใช่หัวข้อใหม่ อย่างไรก็ตาม ในช่วงสองปีที่ผ่านมา การสนทนาได้เปลี่ยนจาก "การวางแผน" เป็น "การประมูล"
ในช่วงครึ่งแรกของปี 2569 ห้าประเทศในเอเชียกลางได้ยื่นข้อเสนอโครงการพลังงานแสงอาทิตย์และการจัดเก็บพลังงานรวมกัน 8.7 GW ซึ่งเพิ่มขึ้น 127% เมื่อเทียบเป็นรายปี คาดว่าจะเกิน 15 GW ตลอดทั้งปี เมื่อห้าปีที่แล้ว มีเพียงไม่กี่คนที่เชื่อว่าตลาดจะไปถึงระดับนี้ได้
บทความนี้แบ่งแผนงานการเปลี่ยนแปลงออกเป็นสามส่วนหลัก ได้แก่ กำลังการผลิตติดตั้งและเป้าหมาย ปัญหาคอขวดที่แท้จริงในโครงสร้างพื้นฐานกริดและความสมดุลของพลังงาน และตลาดการขุดนอกกริดที่ประเมินต่ำเกินไป
ความจุและเป้าหมายที่ติดตั้ง: ตัวเลขต้องมาก่อน
กำลังการผลิตติดตั้ง ณ ต้นปี 2569
ณ วันที่ 1 มกราคม 2026 คาซัคสถานมีกำลังการผลิตพลังงานหมุนเวียนติดตั้งประมาณ 3,746 เมกะวัตต์ ซึ่งรวมถึงพลังงานแสงอาทิตย์ 1,353 เมกะวัตต์ และพลังงานลม 2,071 เมกะวัตต์
ในช่วงเวลาเดียวกัน อุซเบกิสถานมีพลังงานแสงอาทิตย์ PV 3,347 MW พลังงานลม 1,652 MW และความจุพลังงานแบตเตอรี่ 897 MW
| ประเทศ | กำลังการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ (MW) | กำลังการผลิตพลังงานลม (เมกะวัตต์) | การจัดเก็บพลังงาน (MW / MWh) | เป้าหมายปี 2030 |
| คาซัคสถาน | 1,353 | 2,071 | — | กำลังการผลิตพลังงานหมุนเวียนประมาณ 16 GW คิดเป็น 15% ของพลังงานผสม |
| อุซเบกิสถาน | 3,347 | 1,652 | 897 | พลังงานแสงอาทิตย์ PV 8.64 GW, พลังงานลม 17 GW และการจัดเก็บพลังงาน 7 GWh |
| คีร์กีซสถาน | 250 (กำลังการผลิตตามแผนอยู่ระหว่างการพัฒนา) | — | — | เพิ่มขึ้น 3–4 GW ในอีก 2–3 ปีข้างหน้า |
| ทาจิกิสถาน | 250 (กำหนดออนไลน์ภายในสิ้นปีนี้) | — | — | ไฟฟ้าพลังน้ำยังคงเป็นจุดสนใจหลัก |
เป้าหมายมีความทะเยอทะยานมากกว่ากำลังการผลิตในปัจจุบัน
คาซัคสถานวางแผนที่จะนำกำลังการผลิตพลังงานหมุนเวียนประมาณ 16 GW ทางออนไลน์ภายในปี 2573 โดยตั้งเป้าส่วนแบ่ง 15% ของพลังงานหมุนเวียน เป้าหมายเพิ่มขึ้นเป็น 50% ภายในปี 2593
อุซเบกิสถานมีเป้าหมายที่ทะเยอทะยานมากยิ่งขึ้น ภายในปี 2573 ตั้งเป้าที่จะบรรลุ 8.64 GW ของพลังงานแสงอาทิตย์ PV และ 17 GW ของพลังงานลม โดยมีกำลังการผลิตพลังงานแสงอาทิตย์และลมรวมประมาณ 21 GW และเป้าหมายส่วนแบ่งไฟฟ้าหมุนเวียนที่ 54%
ตามคำแถลงสาธารณะของรัฐบาลอุซเบก การบรรลุเป้าหมายในปี 2573 สามารถประหยัดก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 18 พันล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ประมาณ 25 ล้านตันต่อปี
การเพิ่มกำลังการผลิตจาก 3 GW เป็น 21 GW หมายถึงการขยายเจ็ดเท่า การเติบโตนี้ไม่สามารถเพิ่มลงในกริดที่มีอยู่เพียงอย่างเดียวได้ โครงสร้างพื้นฐานการส่งสัญญาณและความสามารถในการปรับสมดุลพลังงานยังต้องได้รับการอัพเกรดอีกด้วย
ความเป็นจริงของโครงสร้างอำนาจของเอเชียกลาง
การพึ่งพาพลังงานความร้อนสูงและความยืดหยุ่นที่จำกัด
ระบบไฟฟ้าเอเชียกลาง (CAPS) อาศัยพลังงานความร้อนและไฟฟ้าพลังน้ำเป็นหลัก ในอดีตการผลิตไฟฟ้าโดยใช้ถ่านหินคิดเป็นสัดส่วนมากกว่า 60% ของส่วนผสมไฟฟ้าของคาซัคสถาน ในขณะที่อุซเบกิสถานพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติเป็นอย่างมาก
โรงไฟฟ้าพลังความร้อนมีกำลังการผลิตพื้นฐานที่แข็งแกร่ง แต่โดยทั่วไปจะตอบสนองได้ช้ากว่าต่อการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็วของอุปสงค์และอุปทานไฟฟ้า เนื่องจากพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ปริมาณมากเข้าสู่โครงข่าย ระบบจึงต้องการความสามารถในการเพิ่มและปรับสมดุลที่เร็วขึ้น ซึ่งเป็นจุดที่โครงสร้างพลังงานที่มีอยู่เผชิญกับความท้าทายที่ยิ่งใหญ่ที่สุด
โครงสร้างพื้นฐานกริดที่เสื่อมสภาพและการขาดแคลนพลังงานในฤดูร้อน
โครงสร้างพื้นฐานการส่งและการจัดจำหน่ายของเอเชียกลางส่วนใหญ่สร้างขึ้นในยุคโซเวียต อุปกรณ์ที่เสื่อมสภาพและการสูญเสียระบบส่งกำลังยังคงเป็นปัญหาในวงกว้าง ในช่วงคลื่นความร้อนในฤดูร้อน ความต้องการเครื่องปรับอากาศรวมกับปริมาณการชลประทานเพื่อการเกษตร และหลายภูมิภาคประสบปัญหาข้อจำกัดด้านไฟฟ้า
สิ่งนี้ช่วยอธิบายได้ว่าเหตุใดการจัดหาแหล่งกักเก็บพลังงานจึงมีความสำคัญมากขึ้นในทันที ผู้ขับขี่ไม่เพียงแต่ปฏิบัติตามนโยบายของรัฐบาลเท่านั้น หากไม่มีการจัดเก็บที่เพียงพอ การบูรณาการโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่เข้าสู่ระบบไฟฟ้าจะยากขึ้นมาก
การเปลี่ยนแปลงในตลาดประกวดราคาพลังงานทดแทน
การเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วของขนาดโครงการ
ในช่วงครึ่งแรกของปี 2569 ห้าประเทศในเอเชียกลางได้ยื่นข้อเสนอโครงการพลังงานแสงอาทิตย์และการจัดเก็บพลังงานขนาด 8.7 GW ซึ่งเพิ่มขึ้น 127% เมื่อเทียบเป็นรายปี
ในแต่ละประเทศ คาซัคสถานได้ยื่นประมูลโครงการเก็บพลังงานแสงอาทิตย์บวกแบบบูรณาการสามโครงการอย่างเป็นอิสระในไตรมาสที่สองของปี 2569 โดยมีกำลังการผลิตรวม 2.3 GW และมากกว่า 900 MWh เพื่อรองรับการจัดเก็บพลังงาน กระทรวงพลังงานของอุซเบกิสถานได้ประกาศโครงการจัดซื้อจัดจ้างที่ครอบคลุมกำลังการผลิต 3.1 GW ในปี 2569-2570
การจัดเก็บพลังงานกลายเป็นมาตรฐานแทนที่จะเป็นทางเลือก
การเปลี่ยนแปลงที่สำคัญประการหนึ่งคือต้นทุนการจัดซื้อแหล่งกักเก็บพลังงานเกิน 30% ของมูลค่าโครงการทั้งหมดเป็นครั้งแรก
| กำลังการผลิตตามแผนที่วางไว้จะออนไลน์ในอุซเบกิสถานในปี 2569 | กำลังการผลิต (เมกะวัตต์) | แบ่งปัน |
| พลังงานแสงอาทิตย์ | 2,800 | 41% |
| พลังงานความร้อน | 2,500 | 37% |
| พลังงานลม | 470 | 7% |
| ไฟฟ้าพลังน้ำ | 68 | 1% |
| การจัดเก็บพลังงาน | 884 | 13% |
| รวม | 6,770 | 100% |
โซลูชันการจัดเก็บพลังงานแสงอาทิตย์และการจัดเก็บพลังงานแสงอาทิตย์แบบครบวงจรกำลังกลายเป็นมาตรฐานทั่วทั้งภูมิภาค สำหรับซัพพลายเออร์อุปกรณ์ โอกาสทางการตลาดสำหรับการขายโมดูล PV เพียงอย่างเดียวก็แคบลง ซัพพลายเออร์ที่สามารถส่งมอบโซลูชันที่สมบูรณ์ — โมดูล PV + การจัดเก็บพลังงาน + โครงสร้างรองรับ + การบูรณาการกริด — อยู่ในตำแหน่งที่ดีมากขึ้น
การทำเหมืองแร่และพลังงานนอกระบบ: ตลาดที่ถูกประเมินต่ำเกินไป
เอเชียกลางมีการทำเหมืองจำนวนมากซึ่งตั้งอยู่บริเวณขอบของระบบส่งไฟฟ้า โดยบางแห่งดำเนินการนอกระบบทั้งหมด ไซต์เหล่านี้มีลักษณะสำคัญสามประการ:
- การดำเนินงานต่อเนื่อง:อุปกรณ์การทำเหมืองและการแปรรูปแร่มักจะทำงานตลอด 24 ชั่วโมง ทำให้ความต้องการไฟฟ้าค่อนข้างคงที่
- ข้อกำหนดด้านความน่าเชื่อถือสูง:ไฟฟ้าดับอาจส่งผลโดยตรงต่อการสูญเสียการผลิต
- การพึ่งพาน้ำมันดีเซลอย่างหนัก:เหมืองนอกเครือข่ายมักอาศัยชุดเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซล ในขณะที่การขนส่งเชื้อเพลิงและลอจิสติกส์มีส่วนแบ่งต้นทุนการดำเนินงานที่สำคัญ
เศรษฐศาสตร์มีความสำคัญมากกว่าผลประโยชน์ด้านสิ่งแวดล้อม
สำหรับการทำเหมือง ปัจจัยหลักในการนำพลังงานแสงอาทิตย์มาใช้ไม่ใช่การลดคาร์บอน แต่เป็นต้นทุนไฟฟ้าที่ปรับระดับได้
ที่เหมืองห่างไกลซึ่งอยู่ห่างจากจุดเชื่อมต่อโครงข่ายที่ใกล้ที่สุดมากกว่า 200 กม. ต้นทุนรวมของการผลิตไฟฟ้าจากดีเซลอาจอยู่ในช่วงตั้งแต่ 0.40 ถึง 1.00 ดอลลาร์สหรัฐฯ/กิโลวัตต์ชั่วโมง สำหรับเหมืองที่อยู่ใกล้โครงข่ายไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายอาจมีตั้งแต่ 0.12 ถึง 0.20 เหรียญสหรัฐฯ/kWh เมื่อเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลทำงานที่โหลดต่ำ การสูญเสียเชื้อเพลิงอาจสูงถึง 20%–40%
การรวมพลังงานแสงอาทิตย์และการจัดเก็บพลังงานเข้ากับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลที่มีอยู่ในไมโครกริดแบบไฮบริดสามารถลดการใช้เชื้อเพลิงได้ประมาณ 40% หากเศรษฐกิจได้ผล โครงการนี้ก็จะมีแรงจูงใจทางการค้าที่แข็งแกร่งในการก้าวไปข้างหน้า
อุณหภูมิที่สูงมากในฤดูหนาวของเอเชียกลางทำให้เกิดปัจจัยสำคัญอีกประการหนึ่งสำหรับโครงการเหมืองแร่ อุปกรณ์ต้องสามารถสตาร์ทและทำงานได้อย่างน่าเชื่อถือที่อุณหภูมิต่ำกว่า −20°C ทำให้ประสิทธิภาพการทำงานที่อุณหภูมิต่ำเป็นเกณฑ์การคัดเลือกที่สำคัญ
โอกาสและความท้าทายสำหรับบริษัทจีน
โอกาสไม่ได้เป็นเพียงเรื่องของราคาโมดูลเซลล์แสงอาทิตย์เท่านั้น
การส่งออกโมดูล PV ของจีนไปยังเอเชียกลางเพิ่มขึ้น 180% เมื่อเทียบเป็นรายปีในช่วงครึ่งแรกของปี 2569 ราคาโมดูลมีความโปร่งใสอย่างมาก ทำให้เหลือพื้นที่จำกัดในการสร้างความแตกต่างผ่านการแข่งขันด้านราคาเพียงอย่างเดียว
ข้อได้เปรียบทางการแข่งขันที่แท้จริงอยู่ที่ความสามารถในการจัดส่ง:
- ทีมออกแบบสามารถผลิตภาพวาดตามมาตรฐานท้องถิ่น รวมถึงรหัสยุโรป รัสเซีย หรือระดับชาติได้หรือไม่
- สามารถจัดส่งส่วนประกอบโครงสร้างทั้งหมดตามกำหนดการของโครงการ เพื่อลดความล่าช้าถึงสถานที่ได้หรือไม่
- การติดตั้งนอกสถานที่สามารถทำได้โดยไม่ต้องอาศัยช่างเทคนิคท้องถิ่นที่มีทักษะสูงหรือไม่?
อุปสรรคในทางปฏิบัติสามประการในการเข้าสู่ตลาด
อุปสรรค 1: มาตรฐานและหลักปฏิบัติ โครงการในเอเชียกลางมักต้องปฏิบัติตามมาตรฐานยุโรป (EN 1993 / EN 1090) หรือมาตรฐานรัสเซีย (SNiP) การเขียนแบบและการคำนวณโครงสร้างจะต้องปรับให้เข้ากับระบบรหัสที่เกี่ยวข้อง ความสามารถของทีมออกแบบในการทำงานข้ามมาตรฐานต่างๆ สามารถกำหนดได้โดยตรงว่าบริษัทมีคุณสมบัติสำหรับโครงการหรือไม่
อุปสรรคที่ 2: ลอจิสติกส์และพิธีการศุลกากร ประเทศในเอเชียกลางไม่มีทางออกสู่ทะเล หลังจากมาถึงท่าเรือแล้ว สินค้าอาจต้องเดินทางทางบกมากกว่า 2,000 กม. ขนาดส่วนประกอบและบรรจุภัณฑ์ต้องคำนึงถึงข้อจำกัดในการขนส่งทางรถไฟและทางถนน
อุปสรรค 3: การก่อสร้างหน้าต่าง เอเชียกลางมีฤดูหนาวที่ยาวนาน และโดยทั่วไปฤดูกาลก่อสร้างที่มีประสิทธิภาพจะใช้เวลาเพียง 6-8 เดือนเท่านั้น กำหนดการของโครงการจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดนี้ แทนที่จะปฏิบัติตามกำหนดเวลาการก่อสร้างที่ใช้กันทั่วไปในเขตอบอุ่น
คำถามที่พบบ่อย
คำถามที่ 1: อะไรคือตัวขับเคลื่อนหลักของตลาดพลังงานแสงอาทิตย์ PV ของเอเชียกลาง
มีตัวขับเคลื่อนหลักสามประการ: ความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น โครงสร้างพื้นฐานพลังงานความร้อนที่ชราภาพ และการขาดแคลนไฟฟ้าในช่วงฤดูร้อน และการกำหนดเป้าหมายกำลังการผลิตของรัฐบาลและสิ่งจูงใจทางภาษีอย่างชัดเจน ปริมาณการใช้ไฟฟ้าของอุซเบกิสถานคาดว่าจะสูงถึง 123 พันล้านกิโลวัตต์ชั่วโมงภายในปี 2578 โครงการพลังงานหมุนเวียนในอุซเบกิสถานอาจเข้าเกณฑ์ได้รับการยกเว้นภาษีทรัพย์สินและภาษีที่ดินเป็นเวลา 10 ปี
คำถามที่ 2: เหตุใดการจัดเก็บพลังงานจึงมีความสำคัญในเอเชียกลาง
เนื่องจากส่วนแบ่งของพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มขึ้น โครงข่ายไฟฟ้าจึงต้องการความสามารถในการสร้างสมดุลในการตอบสนองที่รวดเร็วยิ่งขึ้น การจัดหาแหล่งกักเก็บพลังงานเกิน 30% ของมูลค่าโครงการทั้งหมด ส่งสัญญาณถึงการเปลี่ยนจากส่วนเสริมเสริมไปเป็นองค์ประกอบสำคัญของการรวมระบบกริด
คำถามที่ 3: โซลูชันด้านพลังงานที่เหมาะสมสำหรับโครงการขุดนอกโครงข่ายไฟฟ้าคืออะไร
ไมโครกริดแบบไฮบริดที่ผสมผสานพลังงานแสงอาทิตย์ PV การจัดเก็บพลังงาน และเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลที่มีอยู่ซึ่งเก็บไว้เป็นพลังงานสำรองถือเป็นทางเลือกที่ใช้งานได้จริง การกำหนดค่านี้สามารถลดการสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงได้ประมาณ 40% และอาจลดกำลังการผลิตเครื่องกำเนิดไฟฟ้าดีเซลที่ต้องการลงเหลือ 30%–50% ของระดับเดิม สิ่งสำคัญคือระบบควบคุมที่สามารถเปลี่ยนระหว่างแหล่งพลังงานได้อย่างราบรื่น
คำถามที่ 4: ใครคือคู่แข่งหลักของบริษัทจีนในตลาดท้องถิ่น?
คู่แข่งหลักได้แก่บริษัทในยุโรป ตุรกี และเกาหลีใต้ รวมถึงบริษัทวิศวกรรมในท้องถิ่น บริษัทจีนได้รับประโยชน์จากห่วงโซ่อุปทานแบบครบวงจรและการจัดส่งที่รวดเร็ว แต่อาจเผชิญกับความท้าทายที่เกี่ยวข้องกับบริการในท้องถิ่นและความคุ้นเคยกับมาตรฐานท้องถิ่น
คำถามที่ 5: ต้องมีใบรับรองใดบ้างในการเข้าสู่ตลาดเอเชียกลาง
สำหรับโครงสร้างเหล็กโดยทั่วไปแล้ว โครงการต่างๆ จะต้องมีมาตรฐาน EN 1090 (เครื่องหมาย CE) และการรับรองระบบการจัดการ เช่น ISO 9001, ISO 14001 และ ISO 45001 โดยทั่วไปโมดูล PV ต้องปฏิบัติตามมาตรฐาน IEC 61215 และ IEC 61730 บางโครงการยังต้องมีการตรวจสอบโรงงานโดยบุคคลที่สาม เช่น ที่ดำเนินการโดย SGS หรือ BV
มีคำถามเกี่ยวกับโครงการพลังงานในเอเชียกลางหรือไม่? ติดต่อเราได้ที่ info@xzbesta.com
