德国智库Agora能源转型论坛与中亚大学在2026年6月底联合发布政策简报指出，哈萨克斯坦可再生能源行业在过去十年间从近乎零起步，已发展至占全国发电量的7%，但该国老化严重、运行已逾半个世纪的煤电机组，若不进行大规模灵活性升级改造，恐将阻碍可再生能源的进一步扩张。

该报告警告称，若不采取干预措施，这个历史上围绕缺乏灵活性的基荷煤电厂构建的电力系统，将难以容纳目标中激增的风能和太阳能发电量。

不包括大型水电在内的可再生能源发电占比，已从2015年的仅0.1%跃升至2025年的7%。该国目前运营着162座可再生能源设施，总装机容量达350万千瓦。但政府的目标是到2030年将这一比例提升至15%，而电网运营商KEGOC预计，到2035年该比例可能高达34%。

2025年，电网运营商KEGOC曾提议暂停新建太阳能和风电项目两至三年，以便建设灵活发电设施和进行电网升级。

今年早些时候，哈萨克斯坦能源部支持了一项取消可再生能源项目优先调度权的提案。政府认为，可再生能源发电占比已达到约7%的成熟门槛，必须转向市场平价，而非依赖电网保护。 煤电的核心地位与老化困境

煤炭仍是哈萨克斯坦电力系统的支柱。2025年，全国29座煤电厂总装机容量达1368万千瓦，占全国总装机容量的51%。但该煤电机组群是全球最老旧的之一，平均运行年限超过50年。大多数电厂以基荷模式运行，调节能力有限。其中60%的煤电产能专用于发电，其余为热电联产机组，服务于区域集中供热。

灵活性差距十分显著。哈萨克斯坦煤电厂的爬坡速率仅为额定负荷的每分钟0.3%至1.5%，而德国最先进机组的这一指标为3%至6%。其最低负荷率为70%，而德国仅为12%。冷启动时间在5至11小时之间，几乎是现代电厂的两倍。

对2035年哈萨克斯坦电力系统的逐时模拟显示，在太阳能和风电占发电量23%的高可再生能源情景下，煤电厂在可再生能源出力高峰期将被迫将出力降低一半或更多，这是现有煤电机组无法实现的灵活性水平。改造是过渡方案而非终极解方

报告指出，借鉴欧洲经验——丹麦和德国的电厂在2000年代和2010年代进行了升级以适应可再生能源占比上升——灵活性煤电改造可作为一种成本效益较高的过渡性措施。中国已在推动煤电由基荷电源向灵活调节电源转型，目标在2027年前完成；印度则正努力将最低负荷率从55%降至40%。

欧洲的改造费用估计为每千瓦120至600美元，相当于新建煤电厂成本的10%至40%。越南的最新估算显示，较简单的改造费用可能低至每千瓦4至25美元。

但报告强调，将这些措施应用于哈萨克斯坦的老旧设备会加剧机械应力和磨损，带来重大运营风险。灵活性改造应严格视为未来15至20年的临时解决方案，而非长期战略。至关重要的是，它不应替代全面的煤电退出计划——尽管哈萨克斯坦已在规划新增煤电和核电产能，但该国至今仍缺乏这样的退出计划。需采取系统性方案

该研究呼吁采用超越煤电范畴的多元化灵活性解决方案组合。储能虽然正受到广泛关注，但在哈萨克斯坦尚无任何装机容量。据估计，到2030年可能需要300万千瓦的储能装机。该国已开始举行可再生能源配储能的拍卖，但研究中使用的PyPSA成本优化模型未将储能纳入考量，原因是考虑到哈萨克斯坦极低的国内煤价，储能仍比煤电昂贵。

需求侧响应潜力巨大但基本未被开发。布赫塔尔马水泥厂的一个试点项目表明，通过经济激励，工业用电需求可转移20%至30%。据估算，峰值负荷最多可降低10%。

电网基础设施状况同样堪忧，六家区域电网公司的设备老化程度在85%至97%之间。西部能源区至今仍与全国主电网完全断开连接，不过连接工程计划于2027年12月前完工。

报告警告称，仅靠市场信号不足以推动必要的投资。报告指出：“产能扩张和调度的成本优化固然重要，但不应成为目的本身。”政策干预（包括提高碳价）对于优先考虑脱碳和电网稳定而非短期经济利益是必要的。