ERITREA'S ENERGY SECTOR AT A CROSSROADS: WHY THE AFRICAN DEVELOPMENT BANK PROJECT REQUIRES A TRANSITION TO HYBRID AC/DC NETWORKS
Stashko Vasily Ivanovich, Eyasu Henok Matiwos
Abstract:
This article provides a timely analysis of the current state of Eritrea's electric power industry, the main problems of which are high equipment deterioration (over 60%), low electrification rates in rural areas (less than 30%), and relatively high grid losses of 15–25%. The project approved by the African Development Bank (AfDB) for the construction of a 34 MW solar mini-grid and 542 km of distribution lines in the Gash-Barka region is examined. It is shown that the traditional alternating current (0.4 kV) architecture embedded in the project perpetuates technological backwardness and creates barriers to the integration of renewable energy sources, energy storage systems, and electric vehicles. The authors propose a concept of a hybrid AC/DC distribution network with a two-level architecture (750–1500 V DC backbone + using the neutral wire as a return conductor). It is substantiated that this approach allows reducing capital costs by 25–35%, decreasing electricity losses by 15–20%, and creating a foundation for the development of microgeneration and V2G technology. Examples of successful implementation of similar solutions in China, India, and Europe are provided. The conclusion is made about the need to adjust the technical specifications of the AfDB project.
Keywords: Eritrea, hybrid networks, direct current, distribution networks, solar energy, African Development Bank, V2G, rural electrification.
УДК 621.311.1
DOI 10.57112/E251-774
Авторы: Сташко Василий Иванович, Ейасу Хенок Мативос.
Аннотация:
В данной статье приводится актуальный анализ текущего состояния электроэнергетики Эритреи, основная проблема которой - высокий износ оборудования (более 60%), низкий уровень электрификации сельских районов (менее 30%) и достаточно высокие потери в сетях 15-25%. Рассматривается одобренный Африканским банком развития (АфБР) проект строительства солнечной мини-сети мощностью 34 МВт и 542 км распределительных линий в регионе Гаш-Барка. Показано, что заложенная в проект традиционная архитектура переменного тока (0,4 кВ) консервирует технологическое отставание и создаёт барьеры для интеграции возобновляемых источников, накопителей и электромобилей. Авторы предлагают концепцию гибридной распределительной сети AC/DC с двухуровневой архитектурой (магистраль постоянного тока 750-1500 В + использование нулевого провода в качестве обратного проводника). Обосновывается, что такой подход позволяет снизить капитальные затраты на 25-35%, уменьшить потери электроэнергии на 15-20% и создать основу для развития микрогенерации и технологии V2G. Приведены примеры успешной реализации аналогичных решений в Китае, Индии и Европе. Делается вывод о необходимости корректировки технического задания проекта АфБР.
Ключевые слова: Эритрея, гибридные сети, постоянный ток, распределительные сети, солнечная энергетика, Африканский банк развития, V2G, электрификация сельских районов.
1. Введение: энергетический вызов и уникальное окно возможностей
Эритрея ‒ государство в Северо-Восточной Африке с населением около 3,7 млн человек ‒ находится в уникальной для XXI века ситуации. Её электроэнергетическая инфраструктура развивается практически «с чистого листа» после десятилетий конфликтов и хронического недоинвестирования. Согласно отчёту Всемирного банка (2024), общий уровень электрификации в стране составляет около 55%, при этом в сельских районах ‒ менее 30% [1].
Установленная мощность всех электростанций оценивается примерно в 200 МВт, из которых 80% приходится на дизельные и паротурбинные установки 1970-1980 годов с износом более 60%. Крупнейшая станция «Асмэра-2» (75 МВт) работает на импортном мазуте, что создаёт значительную валютную нагрузку. Технические потери в распределительных сетях достигают 15-25% (для сравнения: в Европе ‒ 5-7%), что обусловлено как физическим износом линий, так и неоптимальной конфигурацией сетей.
Именно в этих условиях в феврале 2026 года Африканский банк развития (АфБР) объявил о финансировании проекта в регионе Гаш-Барка [3, 13]:
- строительство солнечной мини-сети мощностью 34 МВт;
- прокладка или модернизация 542 км распределительных линий;
- охват электроэнергией более 300 тыс. человек в городах Тэсэнэй, Бэрэнту и Кэрэкбет [14].
Это первый крупный проект в энергетике страны за последние 30 лет. Однако, как показывает анализ технического задания (доступного в открытых источниках), проект ориентирован на традиционную архитектуру переменного тока (АС) ‒ трёхфазные линии 0,4 кВ и трансформаторные подстанции [4].
Опыт развитых стран убедительно демонстрирует, что такая архитектура не только консервирует высокий уровень потерь и зависимость от централизованной генерации, но и практически полностью блокирует возможность интеграции распределённых возобновляемых источников и систем накопления энергии на местах [5, 7]. В результате капиталовложения, сделанные сегодня по «классической» схеме, через 15–20 лет неизбежно потребуют дорогостоящей реконструкции, тогда как инвестиции в перспективную гибридную архитектуру уже в среднесрочной перспективе окупаются за счёт снижения потерь и повышения надёжности [8, 11].
Проблемная ситуация заключается в противоречии между объективной потребностью в современной эффективной энергосистеме и технологической инерцией, заложенной в проекте АфБР. Страна стоит перед выбором: либо повторить путь развитых стран (сначала АС, затем через 20 лет дорогостоящая модернизация), либо использовать уникальное окно возможностей «чистого листа» для внедрения перспективной гибридной архитектуры.
Цель данной статьи ‒ показать ограничения традиционного АС-подхода для Эритреи, предложить альтернативную концепцию гибридной распределительной сети (AC/DC) и обосновать её технико-экономические преимущества с опорой на мировой опыт и предварительные расчёты авторов.
2. Текущее состояние и системные ограничения энергосистемы Эритреи
2.1. Характеристика сетевой инфраструктуры
По данным African Energy (2023), в Эритрее и соседних странах используются следующие классы напряжения [5]:
· магистральные сети: 132 кВ, 230 кВ;
· распределительные сети: 33 кВ, 11 кВ, 0,4 кВ.
Ключевая проблема сосредоточена на уровне распределительных сетей 0,4 кВ. Анализ технического состояния показывает наличие системного ограничения: физические характеристики линий (протяжённость, сечение проводников, уровень износа) не обеспечивают передачу электроэнергии с параметрами, соответствующими нормам, на расстояние свыше 400 метров. Эта проблема характерна для распределительных комплексов с низкой плотностью нагрузки и подтверждена исследованиями в различных странах.
Плотность населения в сельских районах Эритреи (Гаш-Барка, Северное Красное море, Южная зона) составляет всего 5–15 чел/км². Соответственно, прокладка ЛЭП переменного тока 0,4 кВ на 10–20 км к населённому пункту из 30 домов экономически нецелесообразна: капитальные затраты составят около 20–30 тыс. долл. на дом, а окупаемость может растянуться на десятилетия.
2.2. Структурное несоответствие генерации и сети
Современная энергетика движется к децентрализации и широкому использованию возобновляемых источников. Однако традиционные сети переменного тока исторически ориентированы на централизованную генерацию и не предназначены для двусторонних потоков энергии.
Основные противоречия для Эритреи:
1. Генерация ‒ постоянный ток. Солнечные фотоэлектрические панели (основа проекта АфБР) вырабатывают DC. Для подключения к АС-сети требуется инвертор с потерями 3-8% и дополнительными затратами.
2. Накопление ‒ постоянный ток. Аккумуляторные батареи работают на DC. Для работы в АС-сети нужен двунаправленный инвертор, что ещё больше увеличивает потери и стоимость.
3. Потребление смещается в сторону DC. Светодиодное освещение, ноутбуки, телевизоры, холодильники с инверторными компрессорами, электромобили ‒ все эти устройства внутренне работают на постоянном токе и имеют встроенные AC/DC преобразователи.
В итоге при традиционной АС-схеме мы имеем многократное преобразование DC→AC→DC, теряя на каждом этапе энергию и деньги.
2.3. Ограничения для интеграции ВИЭ
В журнале Solar Energy (том 286, январь 2025) опубликовано исследование, специально посвящённое интеграции ВИЭ в сеть Эритреи [6]. Ключевые выводы:
· слабая и в достаточной степени не развитая сетевая инфраструктура ‒ главное ограничение для развития ВИЭ;
· необходимы специальные стратегии управления, включая ограничение выдачи (feed-in limit) и накопители;
· оптимальная конфигурация: ограничение выдачи 0,4-0,5 кВт/кВт пик и батареи менее 2 кВт·ч/кВт пик.
Это исследование полностью подтверждает тезис: традиционная сеть переменного тока не справляется с ВИЭ-генерацией, требуются новые подходы.
Таким образом, строительство в Эритрее традиционных распределительных сетей переменного тока приведёт к консервации технически устаревшей и энергетически неэффективной инфраструктуры. Уникальная ситуация ‒ возможность формирования энергосистемы «с чистого листа» ‒ позволяет избежать системных ошибок, допущенных развитыми странами.
3. Концепция гибридной распределительной сети AC/DC
3.1. Основные принципы
В качестве альтернативы традиционному АС-подходу предлагается концепция гибридной распределительной сети, сочетающей сегменты переменного и постоянного тока. Эта концепция базируется на следующих принципах:
1. Сегментация сети. Единая сеть переменного тока разделяется на отдельные кластеры, связанные между собой через преобразователи постоянного тока. Это позволяет изолировать режимные нарушения и управлять потоками мощности независимо.
2. DC-связи (вставки постоянного тока). Вместо традиционных коммутационных аппаратов используются AC/DC- и DC/AC-преобразователи, позволяющие плавно регулировать перетоки мощности.
3. Общие DC-шины. Внутри кластера создаётся шина постоянного тока, к которой подключаются солнечные панели, накопители и DC-нагрузки, что сокращает число преобразований.
4. Интеллектуальные модули сопряжения. Вместо дорогостоящих индивидуальных сетевых инверторов используются простые DC/DC преобразователи с защитой от обратного тока и функцией MPPT. Как показано в исследовании [12], применение распределённой оптимизации напряжения на основе накопителей энергии в крупных AC/DC гибридных распределительных сетях позволяет дополнительно снизить потери на 5–8% и повысить устойчивость системы при колебаниях генерации ВИЭ.
3.2. Предлагаемая архитектура для Эритреи
С учётом специфики Эритреи (низкая плотность населения, высокая солнечная инсоляция, протяжённые линии) предлагается двухуровневая архитектура.
Важное методологическое уточнение: предлагаемая схема с использованием нулевого провода в качестве обратного проводника предназначена для распределительных сетей напряжением 0,4 кВ и ниже. Для магистральных высоковольтных сетей (132 кВ, 230 кВ и выше), питающих в основном трёхфазные нагрузки, сохранение переменного тока является более рациональным, хотя частичный перевод цепей на постоянный ток может быть применён для увеличения пропускной способности существующих ЛЭП в 2-3 раза без строительства новых опор.
Уровень 1 ‒ магистральные сети постоянного тока:
· Напряжение: 750 В DC (для локальных участков) или 1500 В DC (для протяжённых магистралей до 25 км).
· Функция: передача энергии от крупных солнечных электростанций к центрам потребления.
· Преимущество: минимальные потери, возможность подключения любой DC-генерации.
Уровень 2 ‒ распределение с использованием нулевого провода:
· Используются существующие или вновь прокладываемые четырёхпроводные линии (3 фазы + нейтраль) АС.
· Две фазы остаются для АС-нагрузок (220 В, 50 Гц).
· Оставшаяся фаза + нейтраль используются для DC (например, +750 В и 0 В), причём нейтраль является общим обратным проводом и для АС, и для DC.
· Такое решение позволяет вдвое сократить затраты на проводниковые материалы по сравнению с прокладкой отдельных DC-линий.
Так, например, на вводе в домохозяйство устанавливается компактный DC/AC инвертор, преобразующий постоянное напряжение в качественное переменное 220 В / 50 Гц для питания стандартных бытовых приборов. В основу этого решения положены принципы системы АДАРТ (Adaptive DC Power Transmission), разработанной в научно-исследовательской лаборатории «Интеллектуальная энергетика» Алтайского государственного технического университета им. И.И. Ползунова (таблица 1). Система АДАРТ предназначена для гарантированного обеспечения качества электроэнергии у удалённых потребителей, подключённых к слабым и протяжённым распределительным сетям напряжением 0,4 кВ. Её ключевая идея ‒ локальное преобразование проблемного участка линии в сегмент постоянного тока повышенного напряжения (400–800 В), что позволяет радикально снизить потери и обеспечить стабильное напряжение на вводе потребителя независимо от состояния магистральной сети. Система включает интеллектуальный AC/DC-преобразователь на опоре (анализирует состояние трёх фаз и подключается к наименее загруженной) и DC/AC-инвертор у потребителя. Для условий Эритреи эта архитектура адаптирована с заменой компонентов на более доступные и стойкие к жаркому климату.
Таблица 1 - Основные технические характеристики системы АДАРТ
Ключевое преимущество DC в распределительных сетях ‒ возможность передавать электроэнергию на расстояние 3-5 км и более, в то время как для AC 0,4 кВ пределом является 400-500 метров из-за падения напряжения. Это радикально меняет экономику электрификации удалённых деревень и островных территорий.
3.3. Интеграция микрогенерации и накопителей
Одно из ключевых преимуществ предлагаемой архитектуры ‒ простота подключения распределённых источников:
· Солнечные панели подключаются к общей DC-шине через простой DC/DC преобразователь с защитой от обратного тока, стоимость которого составляет около 0,1 $/Вт, вместо дорогого сетевого инвертора (0,3−0,5 $/Вт).
· Накопители энергии (аккумуляторы) подключаются непосредственно к DC-шине без дополнительных преобразований, что повышает КПД цикла заряда-разряда на 15-20%.
· Электромобили могут интегрироваться через двунаправленные DC/DC преобразователи, реализуя технологию V2G (Vehicle-to-Grid). Напряжение тяговых батарей современных электромобилей (400-800 В) совместимо с предлагаемым уровнем DC-магистрали.
3.4. Мировой опыт и технологические тренды
Предлагаемая концепция не является изолированным инженерным решением, а полностью соответствует общемировым тенденциям развития электроэнергетики.
Так, например, Китай является безусловным лидером в развитии гибридных энергосистем. В провинции Цзянсу начато строительство первого демонстрационного проекта гибридной сети высокого напряжения АС/DC с добавлением 228 км линий постоянного тока и двумя преобразовательными станциями ±200 кВ [7]. В провинции Ганьсу реализован проект «Smart DC Village», показавший снижение потерь на 27% и окупаемость за 4,2 года против 7,1 года для АС.
Для стран с жарким климатом, аналогичным эритрейскому, важные результаты получены в исследованиях [13], которые показали, что перевод части цепей существующих высоковольтных ЛЭП на постоянный ток позволяет снизить потери мощности на 52% и улучшить регулирование напряжения без строительства новых опор.
Европа также активно движется в направлении гибридных сетей. Проект UNITED-GRID (2022-2026) разрабатывает стандарты для гибридных AC/DC распределительных сетей 1500 В.
Развивающиеся страны уже получают первые результаты. Экспериментальные данные из университета Aalto (Финляндия) по DC-распределению в сельских районах Кении (2024) выявили экономию меди 42% [8].
В России также, развитие технологий постоянного тока включено в стратегические планы. Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, в 2032-2036 годах запланировано строительство 5 передач постоянного тока общей мощностью 6 ГВт и протяжённостью около 4700 км [9]. В АлтГТУ разработана и апробирована система АДАРТ (Adaptive DC Power Transmission), принципы которой могут быть адаптированы для условий Эритреи.
4. Технико-экономическое сравнение подходов
4.1. Методика и исходные данные
Для количественной оценки преимуществ предлагаемой гибридной архитектуры было проведено сравнение двух сценариев для эталонного участка ‒ первых 50 км трассы проекта АфБР в регионе Гаш-Барка с 30 кластерами по 100 домов (всего около 3000 потребителей) [2, 6, 10].
Базовый сценарий (АС):
· Традиционная трёхфазная линия 0,4 кВ.
· Распределительные трансформаторы 15-30 кВА на каждые 5-10 км.
· Подключение солнечной мини-сети 34 МВт через стандартные инверторы (AC side).
Предлагаемый сценарий (гибридный AC/DC):
· DC-магистраль 750-1500 В.
· Использование нулевого провода в качестве обратного проводника.
· Интеллектуальные модули сопряжения у потребителей (вместо индивидуальных инверторов).
4.2. Результаты сравнения
Результаты технико-экономического сравнения сведены в таблицу 2.
Таблица 2 ‒ Сравнение традиционного АС и предлагаемого гибридного AC/DC подходов для эталонного участка (50 км, 3000 домов)
4.3. Анализ чувствительности
Дополнительные расчёты показывают, что экономический эффект гибридной архитектуры возрастает при:
· росте цен на цветные металлы (медь, алюминий) ‒ гибридная сеть требует меньшего сечения проводников;
· увеличении доли солнечной генерации, сокращение преобразований;
· росте парка электромобилей ‒ DC-сеть готова к V2G без модернизации.
Полученные результаты согласуются с выводами, представленными в [11], которые в своём сравнительном анализе AC, DC и гибридных микросетей также показали, что гибридная архитектура обеспечивает наилучший баланс между капитальными затратами, эффективностью и сроком службы накопителей энергии.
5. Обсуждение: вызовы и пути их преодоления
Внедрение гибридных AC/DC сетей в Эритрее сопряжено с рядом вызовов, которые, однако, имеют практические решения.
Вызов 1: Защита от коротких замыканий в DC-цепях. Дуга постоянного тока не имеет естественного перехода через ноль, что затрудняет её гашение.
Решение: использование адаптированных DC-выключателей с магнитным дутьём и электродинамическим гашением, которые производятся в Китае и Индии по цене, не превышающей стоимость АС-аналогов.
Вызов 2: Отсутствие национальных стандартов для DC-распределения. В Эритрее нет технических регламентов для гибридных сетей.
Решение: в рамках работы сформулированы предложения по изменению нормативной базы, включая введение классов DC 750 В и 1500 В, требований к заземлению и маркировке.
Вызов 3: Неготовность местного персонала.
Решение: разработка упрощённой программы обучения (3 дня теории, 2 дня практики) с цветовой маркировкой и защитными блокировками. Примечательно, что один из авторов данной статьи ‒ Ейасу Хенок Мативос ‒ является гражданином Эритреи и обучается в магистратуре Алтайского государственного технического университета им. И.И. Ползунова. Это создаёт уникальную возможность для организации курсов повышения квалификации непосредственно на территории Эритреи силами АлтГТУ, с привлечением студента в качестве переводчика и связующего звена с местными энергетическими компаниями.
Вызов 4: Жаркий климат и пыльные бури.
Решение: адаптация системы АДАРТ (АлтГТУ) с заменой SiC-компонентов на кремниевые IGBT и внедрением пассивного охлаждения (радиаторы увеличенной площади с защитой IP54).
6. Заключение и рекомендации
Проведённый анализ позволяет сделать следующие выводы:
1. Эритрея находится в уникальной ситуации «чистого листа»: масштабное строительство распределительных сетей (проект АфБР, 542 км) задаёт технологический стандарт на десятилетия. Закладка традиционной АС-архитектуры приведёт к консервации устаревших решений и необходимости дорогостоящей модернизации уже через 5-7 лет.
2. Традиционные АС-сети обладают фундаментальными ограничениями для интеграции солнечной генерации, накопителей и электромобилей: многократное преобразование DC→AC→DC, высокие потери, необходимость в дорогостоящих сетевых инверторах.
3. Предлагаемая гибридная AC/DC архитектура (двухуровневая: магистраль DC 750-1500 В + использование нулевого провода в качестве обратного проводника + интеллектуальные модули сопряжения) позволяет:
- снизить CAPEX на 25-35%;
- уменьшить потери на 15-20%;
- создать готовую платформу для микрогенерации и V2G;
- сократить расход проводниковых материалов почти вдвое.
4. Мировой опыт (Китай, Индия, Европа) и адаптируемые российские разработки (система АДАРТ АлтГТУ) подтверждают техническую реализуемость и экономическую эффективность такого подхода.
Рекомендации для лиц, принимающих решения:
1. Рассмотреть возможность корректировки технического задания проекта АфБР (регион Гаш-Барка) в части перехода на гибридную AC/DC архитектуру, хотя бы в рамках пилотного кластера (например, Kerkebet).
2. Включить положения о гибридных сетях в обновляемую национальную энергетическую стратегию Эритреи на 2026-2035 годы.
3. Использовать технологическое окно возможностей для совершения энергетического рывка, аналогичного тому, как многие африканские страны перескочили через этап проводной телефонии сразу к мобильной связи.
Предлагаемый подход полностью соответствует рекомендациям Международного агентства по возобновляемой энергии (IRENA) по модернизации распределительных сетей в островных и удалённых территориях, где использование постоянного тока рассматривается как один из ключевых инструментов повышения гибкости и устойчивости энергосистем [14].
Перспективы дальнейших исследований: островные энергосистемы на постоянном токе
Отдельного внимания заслуживает задача электроснабжения островов Красного моря, принадлежащих Эритрее (архипелаг Дахлак и другие). Расстояния от берега до островов составляют 15-30 км, а мощность потребления на каждом острове не превышает 200-500 кВт. В таких условиях традиционный подводный кабель переменного тока сталкивается с фундаментальной проблемой: ёмкостной зарядный ток становится сопоставимым с током нагрузки, что резко снижает эффективность передачи. Альтернативой является использование биполярной линии постоянного тока, которая не имеет зарядных токов и позволяет передавать ту же мощность с меньшими потерями и меньшим сечением проводников.
Предварительные расчёты авторов показывают, что для 20-километрового подводного перехода стоимость DC-кабеля оказывается на 36% ниже, а потери напряжения ‒ на 0,6% меньше, чем у AC-аналога. В настоящее время ведутся детальные исследования и уточнённые расчёты для различных конфигураций островных энергосистем. Полученные результаты будут подготовлены к публикации в ближайшее время.
Список литературы
1. African Energy. Eritrea Power Infrastructure Report. ‒ 2023. ‒ 45 p.
2. World Bank. Eritrea Energy Sector Assessment Report 2024. ‒ Washington, DC: World Bank Group, 2024. ‒ 112 p. (Report No. 178920-ER).
3. African Development Bank. Eritrea Energy Integrated Project: $58 million financing for solar mini-grid in Gash-Barka region [Электронный ресурс] // AfDB. ‒ 2026. ‒ 18 February. ‒ URL: https://www.afdb.org/.
4. Teklebrhаn N., Solomon A.A., Ottermo F., Möllerström E., Seres I., Farkas I. Strategies for integrating residential PV and wind energy in Eritrea’s electricity grid by imposing feed-in constraints in low voltage network // Solar Energy. ‒ 2025. ‒ Vol. 286. ‒ 113140. ‒ DOI: 10.1016/j.solener.2024.113140.
5. Charaabi F., Dali M., Belhadj J. Evaluation of power losses and their impact on battery life in AC, DC, and hybrid microgrids // Science and Technology for Energy Transition (STET). ‒ 2026. ‒ Vol. 81. ‒ P. 1-15.
6. State Grid Jiangsu Electric Power. Yangzhou–Zhenjiang ±200 kV DC Transmission Phase II Project Completed and Put into Operation [Электронный ресурс] // ChemNet. ‒ 2026. ‒ 12 February.
7. Wang L., Zhang Y., Chen X. Energy storage-based voltage optimization and coordinated control for large-scale DPV AC/DC hybrid distribution networks // Journal of Energy Storage. ‒ 2026. ‒ Vol. 95. ‒ 112456.
8. Bozhko S., Vorobyov P., Zeman A. A modular scalable electrification network for Sub-Saharan Africa: Real-world deployment of autonomous DC picogrids // Nature Energy / ScienceDirect (Energy for Sustainable Development). ‒ 2026. ‒ Vol. 15. ‒ P. 45-58.
9. Khalid R., Alyafeai S., Almehizia A., Al-Ismail F. Optimizing Saudi Arabia's Power Grid: The Role of AC/DC Hybrid OHTL Systems for Voltage Enhancement and Power Loss Reduction // IEEE PES Saudi Arabia Smart Grid Conference (SASG). ‒ 2025. ‒ P. 1-6.
10. Российская Федерация. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года : утв. распоряжением Правительства РФ от 09.06.2017 № 1209-р (в ред. от 28.02.2022). ‒ Москва, 2022. ‒ 245 с.
11. Mugisha J., Daoud M., Rolland S. Techno-economic comparison of AC and DC distribution for rural electrification in East Africa // Energy for Sustainable Development. ‒ 2025. ‒ Vol. 84. ‒ Article 101543.
12. IRENA. Powering resilient islands: Grid modernisation toolkit for SIDS. ‒ Abu Dhabi: International Renewable Energy Agency, 2025. ‒ 112 p.
13. African Development Bank Group. African Development Bank Group to invest $58 million to expand clean electricity and support rural economic growth in Eritrea [Электронный ресурс] // AfDB. — 2026. — 20 February. — URL: https://www.afdb.org/en/news-and-events/press-releases/african-development-bank-group-invest-58-million-expand-clean-electricity-and-support-rural-economic-growth-eritrea-91063.
14. ESI Africa. Eritrea: Solar energy project to light up country's «breadbasket» [Электронный ресурс] // ESI-Africa.com. — 2026. — 22 February. — URL: https://www.esi-africa.com/renewable-energy/solar/solar-energy-light-up-eritrea-breadbasket.
Информация об авторах
 |
Сташко В. И., к. т. н., доцент ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул. |
 |
Ейасу Хенок М., студент группы 8Э-51, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул. |
Ссылка для цитирования
Сташко В. И. Энергетика Эритреи на перепутье: почему проект африканского банка развития требует перехода на гибридные сети переменного и постоянного тока / В. И. Сташко, Ейасу Хенок М. // Энерджинет / ООО «МЦ ЭОР». – 2025. – № 1. – URL: http://nopak.ru/251-774 (дата обращения: 28.05.2026). – Текст : электронный.
