【行业解读】乌兹别克斯坦电力行业发展与前景分析

1991 年 8 月 31 日，乌兹别克最高苏维埃非常会议通过《独立声明》与《国家独立基础法》，宣布从苏联独立。 9 月 1 日定为独立日，正式改国名为乌兹别克斯坦共和国。

1991年12月25日晚，苏联国旗从克里姆林宫上空永久降下。苏联解体，给乌兹别克斯坦留下了一套完整的电力体系。

在前苏联时代，中亚五国的电力系统是统一规划、统一调度的。乌兹别克拥有丰富的天然气资源和一批苏联时期建成的大型火电厂，不仅电力自给自足，还是中亚统一电力系统中的重要电力供给方。

但这套电力行业体系，是依赖于高度集中的计划经济体制而生的。当时整个乌兹别克斯坦的电力行业由一家国有企业乌兹别克斯坦能源公司（Uzbekenergo）垄断经营。这家公司集发电、输电、配电、售电于一身，是典型的行业垄断巨头。

这套体制是高度集中的计划经济时代的产物，国家独立后，逐渐暴露出电力体制的几大弊端：

• 企业目标不明

  既要保障廉价供电，又要上缴财政收入，还要养活冗余员工

• 企业缺乏透明度和问责机制

  电费收缴率低、偷电漏电成风

  缺乏问责机制，大量电力被损耗掉

• 电价长期低于成本

  企业亏损，无力自筹改造资金，导致发电设备超  期服役，老化失修

  政府财政紧张，投入严重不足

• 企业内部腐败丛生

  行业垄断掩盖了各环节的真实成本和损耗，内部腐败空间巨大

更为严重的是，国家独立后，经济发展失去支撑，濒临崩溃，造成工业用电需求大幅萎缩，居民拖欠电费的现象也愈演愈烈。在整个二十世纪九十年代，乌兹别克斯坦电力系统长期陷入 “发不出电、收不回电费、修不起设备” 的恶性循环。

1991 至 2016 年，在首任总统卡里莫夫执政阶段，乌兹别克斯坦电力行业整体呈现封闭僵化的发展特征。卡里莫夫政府奉行高度集权管理与进口替代发展策略，对能源等核心领域的外资进入采取严格管控。其间，乌兹别克斯坦电力系统由国有乌兹别克斯坦能源公司（Uzbekenergo）独家主导运营，外资参与途径十分有限，行业长期维持高度封闭的市场状态。

长期封闭直接导致电力基础设施更新滞后、电网损耗居高不下、新增装机项目严重不足。数据显示，1991—2016 年的 25 年间，该国仅完成 9300 公里输电线路与 4800 座变电站的现代化改造。

2009 年 12 月 1 日，乌兹别克斯坦宣布退出前苏联时期构建的中亚统一电力系统，官方以保障能源安全与协调机制缺失为由作出该决定，被外界视为追求绝对自主的政策选择。但从技术运行层面，退出区域统一电网使其丧失了与塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦等邻国开展电力余缺调剂的能力，电网逐步沦为电力孤岛，夏季高峰供电紧张、冬季天然气短缺引发的限电问题频繁出现。

2016 年9月卡里莫夫总统去世，乌兹别克斯坦电力系统已陷入难以持续运行的困境：

• 主力设备平均服役年限超 40 年

• 输配电损耗率突破 20%，远高于 6%—8% 的国际合理水平

• 冬季限电常态化

电力自给能力季节性不足，民生用电保障能力显著下降。

乌兹别克斯坦的电力行业发展已举步维艰，难以为继。

2016年12月，米尔济约耶夫就任乌兹别克斯坦总统。随即制定了2017年—2021年国家发展五大优先方向行动战略，加速推进经济、司法、行政等领域各项改革。

米尔济约耶夫总统是电力改革的总决策者和推动者。他从体制破局、开放引资、能源转型、电网重构、电价市场化、区域再联通六大维度彻底扭转了此前 25 年封闭僵化的局面，让电力行业从 “难以为继” 重回高速增长轨道。

2019年3月，米尔济约耶夫签署总统令，正式批准实施《关于促进电力行业进一步发展和改革的战略》。这份文件的核心动作，是将存在了几十年的乌兹别克能源公司（Uzbekenergo）一分为三：

• 乌兹别克斯坦国家能源销售股份公司（UES)：作为“单一买家”从所有发电企业购电

• 国家电网公司(NEGU)：负责主干电网的运营、维护和跨国输电

• 地方电网公司(REPN)：负责地方输电配电和售电，直接面向终端用户

设立能源监管机构：推进批发 + 零售电力市场建设

实现：政企分开、成本透明、引入竞争，从根源解决低效和防范腐败。

从2019年开始，乌兹别克斯坦密集出台了一系列配套法律，包括《公私合作伙伴关系法》和《可再生能源利用法》，为私人投资者打开大门，效果立竿见影：

• 沙特ACWA Power、阿联酋Masdar、法国Orano、等国际能源巨头纷纷入场，签下长期购电协议（PPA）

• 大规模建设光伏、风电、储能，推进居民光伏普及

• 用绿色电力替代天然气发电，缓解冬季气电双缺困境

从而降低天然气依赖、增强供应韧性、实现低碳转型。

• 推动电力主干网 + 配网大规模改造

• 推进智能电网（SCADA）、储能、高压线路建设

实现：电网损耗下降、供电稳定、限电大幅减少。

2024年5月，引入

• 居民用电“社会消费定额”制度—定额内低价，超定额按市场价收费

• 工业与居民电价逐步市场化，减少财政补贴

从而改善电力企业现金流、减少偷电等行为。

• 重启与中亚国家电网互联互通

• 推进跨境输电线路建设，参与中亚区域电力市场

• 恢复与塔、吉等国余缺调剂，提升系统安全

从而破解夏季电网高峰、冬季缺气缺电的结构性缺电。

要实现2030年的能源发展目标，乌兹别克斯坦未来几年需要约200亿美元的投资。

而本土财政资金支撑有限。虽已开放PPP、外资独资等投资模式，但项目回报周期长、政策落地执行存在不确定性，叠加电价市场化改革尚未完全到位，部分投资项目盈利预期不明朗，对国际资本吸引力不足。

目前乌兹别克超七成的电力仍来自天然气发电。但本国天然气产量逐年下降，难以满足发电与民生用气双重需求，冬季极易出现“气电双缺”局面。

为弥补缺口，乌兹别克斯坦被迫加大俄罗斯天然气进口量，对外能源依赖度提升，叠加地缘政治波动风险，电力供应稳定性受制于人。

现有输配电线路、变电站等核心设施老化严重，超六成设备运行年限超30年，电网综合损耗率远超国际正常水平，供电稳定性不足，农村地区冬季仍存在阶段性限电问题。

随着光伏、风电等波动性新能源大规模并网，原有电网调度、储能、输电能力无法适配，新能源弃电风险逐步显现。

智能电网建设处于起步阶段，储能项目布局不足、技术不成熟，难以平抑新能源发电波动，制约可再生能源规模化发展。

先进电力技术、储能技术、电网智能化技术引进不足，本土电力装备制造产业链不完善，核心设备依赖进口，制约改革提质增效。

新能源电站运维、智能电网调度、电力市场管理等领域专业人才匮乏，本土高校与职业教育体系人才培养滞后，难以匹配改革需求。

在中乌新时代全面战略伙伴关系框架下，中国企业凭借全产业链能力、成本与技术优势、融资与工程实力，正成为乌兹别克斯坦电力发展突破困境的关键力量。中国企业也迎来历史性机遇。

• 可直接投资、持股、长期运营

  中国能建 1GW 光伏（投资 + 建设 + 运维 25 年）

  中工国际垃圾发电、大唐光伏、三一重能风电等IPP/BOT

• 购电方更规范、PPA 更稳定

  统一由 UES 签署 PPA：主体单一、权责清晰

  美元计价、固定 / 阶梯电价：支付保障增强

• 跨境电力贸易机会

  中亚区域电力市场启动：可向哈萨克斯坦、吉尔吉斯、阿富汗售电

• 新能源（光伏 / 风电 / 储能）

  2030 目标 25GW 可再生能源——中资占已建项目40%

  储能刚需：电网弱、调峰差，电化学储能 + 抽水蓄能需求极强

• 电网改造市场巨大

  输变电升级、智能电网、高压线路、变电站新建 / 改造

  配网PPP 特许经营（全国各州逐步招标）

• 设备出口 + 本地化制造

  中国电力设备市占率已达45%

  政策鼓励本地组装（风机、光伏组件、变压器）

• 乌政府 + 多边机构 + 中资金融三重支持

  复兴开发基金低息贷款（4.5%）

  中国信保、国开行、进出口银行融资 + 承保更顺畅

• 税收、土地、审批全面优惠

  新能源项目10 年免税、设备进口关税减免

• 阿联酋 Masdar、沙特 ACWA Power、法国 Orano、土耳其 Aksa 等占据 60% 市场

• 中资优势在EPC / 设备 / 成本，但在融资成本、本地网络、合规经验弱于国际巨头

• 电网老化、网损 13%–15%、调峰能力差

• 新能源并网难、限电弃电、调度不稳

• 接入协议（TCA）与 PPA分开签署、审批复杂、周期拉长