Слабое звено: что привело к блэкаутам в Грузии

Масштабные отключения электроэнергии, как правило, становятся предметом детального анализа регуляторов, которые далеко не сразу приходят к окончательным выводам. Пример тому — блэкаут на Пиренеях, причины которого были официально установлены в марте 2026 года, спустя 11 месяцев после происшествия. Подобное расследование в отношении трех подряд блэкаутов в Грузии еще предстоит провести, однако предварительные версии можно выдвинуть уже сейчас. 

Гипотеза методом дедукции

Во-первых, сам факт одномоментных отключений, затронувших большую часть страны, говорит о том, что источником проблем мог стать сетевой комплекс. Синхронность и охват отключений отличается от тех трудностей, с которыми в то же самое время столкнулись Венгрия и Румыния, где обмеление Дуная осложнило эксплуатацию атомных энергоблоков — в обоих случаях речь шла о временном сокращении электрогенерации, а не о полном прекращении электроснабжения. 
Во-вторых, география отключений — от Батуми и Кутаиси на западе Грузии до Тбилиси и Рустави на востоке и юго-востоке страны — свидетельствует о том, что блэкаут в той или иной степени был связан с проблемами на высоковольтной линии «Имерети» (напряжением 500 кВ), которая используется для поставок электроэнергии с Ингурской ГЭС на границе с Абхазией в центральные и восточные регионы.
Наконец, в-третьих, синхронность отключений в Грузии и Абхазии говорит в пользу гипотезы о том, что к блэкаутам могли привести проблемы в системе выдачи мощности с Ингурской ГЭС, которая снабжает обе части бывшей Грузинской ССР. Сюда относится оборудование, которое выводит электроэнергию с ГЭС в общую сеть, включая токопроводы, силовые трансформаторы и распределительные устройства. Системы выдачи мощности оснащаются противоаварийной автоматикой, сбои в работе которой, скорее всего, и привели к блэкаутам в июле и августе этого года. 
В пользу этой версии говорит и тот факт, что импорт пока что играет незначительную роль в электроснабжении Грузии. По данным таможенной статистики, в 2025-м страна импортировала в общей сложности 436 млн кВт*ч из Азербайджана, Армении, России и Турции, в то время как спрос на электроэнергию со стороны всех потребителей достиг 14,7 млрд кВт*ч. Для сравнения: проектная годовая выработка Ингурской ГЭС составляет 4,4 млрд кВт*ч электроэнергии, из которых 40% после распада СССР направляются в Абхазию, а остальные 60% — в Грузию. 
Поэтому внешний фактор если и сыграл какую-то роль, то лишь в контексте последствий разъединения энергосистем Грузии и Азербайджана из-за все тех же проблем с сетевой инфраструктурой. Перевод в изолированный режим (вне зависимости от того, носит он плановый или стихийный характер) делает энергосистему уязвимой к авариям, скачкам нагрузки и колебаниям частоты, повышая вероятность каскадных отключений.

Сети как источник проблем

Для снижения рисков новых блэкаутов, по всей видимости, потребуется аудит системы выдачи мощности с Ингурской ГЭС, а также строительство резервной высоковольтной линии, которая бы использовалась в качестве альтернативы ЛЭП «Имерети». Последняя остается единственным каналом поставок электроэнергии с Ингурской ГЭС на территорию Грузии, где потребление электроэнергии выросло в 2015-2025 гг. более чем на треть, с 10,8 млрд кВт*ч до 14,7 млрд кВт*ч в год. 
Строительство такой ЛЭП вполне реалистично осуществить при поддержке Евросоюза, который софинансирует электроэнергетические проекты в ряде развивающихся стран — например, в Египте, где при участии Европейского инвестиционного банка будет потрачено €690 млн на сооружение ЛЭП для подключения 22 ГВт мощности ВИЭ (возобновляемых источников энергии), в Марокко, где уйдет не менее €170 млн на строительство линий напряжением от 60 кВ до 400 кВ, в Тунисе, где при поддержке ЕС будет выделено €35,8 млн на ввод ВИЭ и сетевой инфраструктуры. 
Впрочем, Грузия не уникальна в том, что именно электросетевой комплекс является наиболее проблемным сегментом электроэнергетики. Неслучайно в России главной отраслевой темой последнего года стал возможный переход на принцип «бери или плати», который может обязать новых потребителей оплачивать услуги по передаче электроэнергии исходя из заявленной мощности, а не по фактическому электропотреблению. 
Новая норма резко повысит нагрузку на коммерческих потребителей, которые и без того «зажаты» между санкциями, ростом налогов и дорогими кредитами, но при этом обеспечит дополнительные доходы для компаний-операторов сетей, которым будет проще изыскивать средства на строительство передающей инфраструктуры. Востребованными, в частности, могут оказаться проекты ЛЭП сверхвысокого напряжения, которые могли бы обеспечить поставку мощности в Центральную Россию, где обсуждается мораторий на подключение дата-центров, а также уменьшить энергодефицит на Дальнем Востоке за счет интеграции региона с энергосистемой Сибири. 

Новый драйвер инвестиций

Модернизация сетей — насущный вопрос и для ведущих экономик мира: для Великобритании, где регуляторы вынуждены приостанавливать работу ветроэлектростанций из-за дефицита пропускной способности ЛЭП, Китая, где рост нагрузки на сеть стал одной из причин окончательного отказа от зеленых тарифов, гарантирующих предсказуемую доходность для инвесторов в проекты солнечной и ветровой генерации, и стран ЕС, где с масштабным вводом ВИЭ управление надежностью в энергосистеме усложнилось примерно так же, как задача сдерживания роста цен — в бывших социалистических странах после перехода к рыночной экономике. 
По данным МЭА, глобальные инвестиции в развитие сетевой инфраструктуры выросли более чем на 50% в реальном выражении с 2020-го по 2025-й — до $448 млрд в год. Несмотря на это, общая мощность проектов ВИЭ, «стоящих в очереди» на подключение к сетям, достигла 600 ГВт, что в два с лишним раза превышает мощность всех электростанций России, включая изолированные энергосистемы. Поэтому в ближайшие годы будет высок спрос на решения, повышающие надежность и гибкость передающей инфраструктуры, в том числе умных сетей, автоматически управляющих потоками энергии, и накопителей, которые в паре с микрогенерацией снижают зависимость потребителей от централизованного электроснабжения.
В целом рост спроса и сопутствующий ввод генерации потребуют серьезных инвестиций в развитие сетевой инфраструктуры. Задача регуляторов — не допустить избыточного роста нагрузки на потребителей, в том числе за счет переноса на бюджет части расходов на строительство ЛЭП и подстанций. Возможное снижение эффективности капитальных затрат будет меньшим злом, чем рост издержек промышленности и сферы услуг в условиях, когда доступность электроэнергии все сильнее определяет экономическую конкурентоспособность.
Мнение редакции может не совпадать с точкой зрения автора