Expansão das energias renováveis no Uzbequistão esbarra nos limites da rede, com impactos regionais

Bilhões de quilowatts-hora de eletricidade limpa podem ser cortados

O Uzbequistão pode ter de deixar de aproveitar 3,5 bilhões de quilowatts-hora de eletricidade renovável em 2028, à medida que novos parques solares e eólicos crescem mais rápido que as redes necessárias para transportar sua produção, segundo o Banco Eurasiático de Desenvolvimento (EDB). O país concentra 23,1 gigawatts dos 38,6 gigawatts de capacidade instalada de geração do Sistema Elétrico da Ásia Central, fazendo com que as limitações de sua rede também afetem seus vizinhos.

O relatório do banco, Energia sem fronteiras: a arquitetura da conectividade elétrica na Ásia Central, elaborado em parceria com a Comissão Econômica e Social das Nações Unidas para a Ásia e o Pacífico, descreve um polo elétrico pressionado em várias direções. O Uzbequistão recebe energia do Turcomenistão, troca eletricidade com o sul do Cazaquistão, importa energia hidrelétrica do Quirguistão e do Tadjiquistão no verão e está conectado ao Afeganistão.

Novas fontes de geração estão entrando em operação mais rápido do que o sistema consegue transportar eletricidade entre esses locais. A capacidade renovável do Uzbequistão pode chegar a 11,4 gigawatts até 2028, além de 4,3 gigawatts de armazenamento em baterias, considerando os projetos analisados pelo banco. Os planos nacionais anunciados preveem 25 gigawatts de energia renovável até 2030.

Demir Kabylbayev, analista sênior do EDB, descreveu a posição do país:

O Uzbequistão é um importante centro de demanda e, atualmente, o principal polo de implantação de energia renovável.

Para famílias, fábricas e investidores, o desafio prático é levar eletricidade aonde ela é necessária, na hora certa. Uma tarde ensolarada pode gerar mais energia do que as redes próximas conseguem transportar, enquanto uma noite fria de inverno pode deixar as usinas a gás sem combustível suficiente. Resolver os dois problemas exige mais do que construir novas usinas.

Por que a eletricidade disponível fica aquém da capacidade instalada

Em 1º de janeiro de 2025, a frota de geração do Uzbequistão incluía 17,54 gigawatts de energia térmica, 2,26 gigawatts de energia hidrelétrica, 900 megawatts de energia eólica e 2,4 gigawatts de energia solar. O total correspondia a cerca de 60% da capacidade instalada do sistema interligado.

A capacidade mede quanta energia os equipamentos podem produzir em determinado momento. A geração de eletricidade mede a produção ao longo do tempo. Uma usina com capacidade de um gigawatt produziria um bilhão de quilowatts-hora se operasse na potência máxima por 1.000 horas. A falta de combustível, os reparos, a disponibilidade de água e a sobrecarga das linhas afetam a quantidade de eletricidade que de fato chega aos consumidores.

O sistema regional enfrentou essas limitações durante o pico de demanda em 10 de dezembro de 2024, quando, segundo o EDB, cerca de 6,6 gigawatts de capacidade estavam indisponíveis ou restritos. Restrições de combustível, por si só, reduziram em 1.081 megawatts a capacidade disponível em toda a região.

Mesmo em condições severas de inverno, o Uzbequistão pode ter um excedente teórico de geração de 600 a 1.300 megawatts e, ainda assim, enfrentar escassez. Quando as temperaturas caem, residências e empresas consomem mais gás. A queda de pressão nos gasodutos pode então impedir que as usinas aumentem a produção de eletricidade durante os picos noturnos, gerando déficits de 100 a 400 megawatts.

Motores e turbinas a gás flexíveis ajudaram as usinas térmicas convencionais a operar de forma mais estável. O EDB relata reduções de até 30% nas partidas, paradas e interrupções dessas usinas após a implantação dessas instalações flexíveis. Para que esses equipamentos atendam à demanda, continuam sendo necessários fornecimento confiável de combustível e acesso à capacidade de transmissão.

Por que a produção solar e eólica pode ser reduzida

O corte de geração ocorre quando a produção de eletricidade é reduzida porque o sistema não consegue absorver ou transportar a energia disponível. As usinas convencionais têm níveis mínimos de operação, enquanto parques solares podem gerar muito ao mesmo tempo em uma área extensa. Sem demanda, armazenamento ou capacidade de exportação suficientes, os operadores precisam pedir que alguns geradores reduzam a produção.

O EDB projeta cortes de aproximadamente 2,2 bilhões de quilowatts-hora de geração renovável em 2026 e 3 bilhões em 2027. Os cálculos do Centro de Coordenação e Despacho Energia apontam números um pouco menores, de 2,1 bilhões e 2,9 bilhões, respectivamente; ambos chegam a 3,5 bilhões em 2028.

Os números da Energia associam a estimativa de cortes de 2028 a 22,1 bilhões de quilowatts-hora de eletricidade renovável consumida. Juntos, esses valores indicam que cerca de 14% da produção potencial seria desperdiçada. Os cálculos, elaborados em 2024, também apontam pressões sazonais muito mais intensas, com cortes projetados de 45,7% em setembro e 37,5% em maio.

Kabylbayev explicou a dimensão da estimativa anual:

Em uma avaliação conservadora, talvez seja necessário cortar um em cada sete quilowatts-hora em 2028.

Os contratos de compra de energia podem transformar essa produção perdida em uma questão financeira. Dependendo dos termos, os geradores podem receber compensação pela eletricidade que foram obrigados a deixar de produzir. Compradores de energia, operadores do sistema ou consumidores podem acabar arcando com os custos, embora a energia nunca tenha sido injetada na rede.

Rotas congestionadas ampliam a pressão para além das fronteiras

O parque eólico Bash, de 500 megawatts, ilustra como uma nova usina pode alterar os fluxos de energia para além de seu ponto de conexão. Sua entrada em operação aumentou a carga entre Samarcanda e Bucara e reduziu as importações de eletricidade do Turcomenistão, segundo o EDB.

As medições citadas no relatório mostram fluxos de 2.940 megawatts pelo polo elétrico de Fergana, cerca de 113% do limite aplicável de 2.600 megawatts. O trecho doméstico Sogdiana–Guzar–Talimarjan transportou 1.570 megawatts, acima do limite permitido de 1.500 megawatts. As restrições em Fergana afetam tanto a rede do próprio Uzbequistão quanto o fornecimento ao Quirguistão e ao norte do Tadjiquistão.

Kabylbayev também descreveu o congestionamento no polo de Surkhandarya, que exigiu o redirecionamento dentro do Tadjiquistão de cerca de 40% das entregas hidrelétricas previstas para o verão. Assim, nem toda a eletricidade disponível em um país conseguiu chegar aos consumidores pretendidos do outro lado da fronteira.

Várias melhorias propostas buscam resolver esses problemas específicos. A reconstrução da linha Kristall–Yulduz está incluída na primeira fase do programa de Interconectividade e Comércio do Mercado Regional de Eletricidade do Banco Mundial, conhecido como REMIT. Outras propostas incluem uma linha adicional operando a 220 quilovolts e conexões envolvendo o corredor Datka–Sughd.

Também está sendo considerada uma segunda conexão com a subestação de Shymkent, no Cazaquistão. A segunda fase do REMIT inclui uma rota a partir da Usina Termelétrica de Tashkent, enquanto o Ministério da Energia do Uzbequistão prefere a linha Khalka–Shymkent devido às limitações da usina e aos fluxos esperados em direção a Khalka. Uma linha proposta entre Muruntau e Shymkent poderia transportar o excedente de eletricidade uzbeque para o sul do Cazaquistão e, ao mesmo tempo, aliviar o congestionamento interno.

O que baterias e usinas reversíveis podem oferecer

O Uzbequistão está buscando várias maneiras de deslocar eletricidade dos períodos de excedente para os de maior necessidade. As baterias podem responder rapidamente a mudanças na oferta e na demanda, ajudar a estabilizar a frequência da rede e atender aos picos noturnos. Frequência é o ritmo de um sistema de corrente alternada, que os operadores precisam manter estável conforme a geração e o consumo variam.

O EDB afirma que as baterias, por si só, não conseguirão absorver todo o excedente solar diurno projetado. Sua utilidade depende tanto da potência que conseguem fornecer quanto da quantidade de energia que podem armazenar. A projeção nacional de 4,3 gigawatts se refere à capacidade de potência; a duração da operação depende da capacidade de armazenamento de energia associada.

As usinas hidrelétricas reversíveis oferecem outra alternativa. Elas usam a eletricidade excedente para bombear água para um reservatório em nível mais alto e, depois, liberam a água pelas turbinas quando a eletricidade é necessária. O banco estima o potencial do Uzbequistão em 5.030 megawatts, distribuídos por 16 instalações, cerca de 46% deles na região de Tashkent.

Quatro projetos propostos, Upper Pskem, Khodjikent, Karateren e Aydarkul, somam 1.600 megawatts e exigiriam investimentos estimados em US$ 2,167 bilhões. Seu valor ainda depende de cálculos detalhados sobre como operariam dentro do sistema elétrico. A coordenação com as redes dos países vizinhos poderia ampliar o mercado para a eletricidade armazenada e melhorar o aproveitamento dessas usinas.

Nukus 2 reúne geração, armazenamento e investimento na rede

No Caracalpaquistão, o projeto Nukus 2 combina um parque eólico de 200 megawatts com baterias capazes de armazenar 100 megawatts-hora. Desenvolvido pela ACWA por meio de sua subsidiária local, o projeto também inclui uma nova linha de transmissão de 44 quilômetros e melhorias na infraestrutura elétrica existente.

Uma atualização de 26 de outubro indicou que as obras estavam 94,2% concluídas, com 25 das 26 turbinas gerando eletricidade. A conclusão do comissionamento das baterias estava prevista para o fim de novembro de 2026. O diretor do projeto, Sardorbek Mahmudov, estimou que as baterias poderiam fornecer eletricidade por três a quatro horas, dependendo da demanda.

A diferença entre a potência nominal do parque eólico e a capacidade energética da bateria é importante. Uma bateria totalmente carregada, com capacidade de 100 megawatts-hora, poderia, em teoria, fornecer 25 megawatts por quatro horas, sem considerar limites operacionais e perdas. A duração varia conforme a potência demandada.

O projeto, avaliado em € 232 milhões, tem um contrato de compra de energia com duração de 25 anos, assinado em março de 2024, e previsão de geração anual de quase 728 mil megawatts-hora. Em setembro de 2025, o Banco Asiático de Desenvolvimento e um fundo administrado pela instituição assinaram um financiamento de cerca de € 46 milhões; o Banco Asiático de Investimento em Infraestrutura aprovou separadamente cerca de € 67 milhões.

Mahmudov disse que as obras empregaram entre 750 e 800 pessoas, incluindo mais de 400 trabalhadores e especialistas locais. O projeto também conta com procedimentos para reclamações e compensações, além do monitoramento de possíveis impactos sobre a terra e a vida silvestre. A combinação de geração, baterias e transmissão mostra a variedade de medidas necessárias para ampliar a oferta de eletricidade renovável efetivamente utilizável.

A flexibilidade hidrelétrica vem acompanhada de obrigações relativas à água

O Quirguistão e o Tadjiquistão podem ajudar a equilibrar a geração variável de energia solar e eólica porque as hidrelétricas com reservatórios conseguem ajustar a produção conforme muda a demanda por eletricidade. A energia hidrelétrica correspondia a 3,26 gigawatts dos 4,13 gigawatts de capacidade do Quirguistão e a 5,8 gigawatts dos 6,55 gigawatts do Tadjiquistão.

As necessidades internas, porém, estão aumentando. O consumo de eletricidade do Quirguistão subiu de 14,6 bilhões de quilowatts-hora em 2014 para 19,3 bilhões em 2025, um aumento de cerca de 32%. Isso reduz o excedente disponível para os países vizinhos. A planejada usina hidrelétrica de Kambarata-1 poderia reforçar o fornecimento e apoiar a operação do reservatório de Toktogul.

O Tadjiquistão retomou a operação em paralelo com o Sistema Elétrico da Ásia Central em 7 de junho de 2024. De acordo com os acordos vigentes, o país fornece energia ao Uzbequistão de junho a setembro e recebe eletricidade em novembro e dezembro e entre março e abril. As entregas de verão são de duas a três vezes maiores que as do inverno.

Toktogul, a cascata de Naryn, Nurek e o projeto Rogun, em desenvolvimento, podem oferecer valiosa flexibilidade regional. A liberação de água dos reservatórios também atende à irrigação, à produção de alimentos e a acordos interestatais sobre recursos hídricos. O EDB recomenda remunerar serviços de equilíbrio mensuráveis, para que os países que oferecem flexibilidade recebam compensação pelos custos e pelas restrições envolvidos.

Cazaquistão e Turcomenistão completam o panorama regional

O sul do Cazaquistão recebe quantidades aproximadamente iguais de eletricidade da geração local e de transferências do norte do país. Durante o inverno de 2024–2025, o corredor Norte–Sul transportou 2.395 megawatts, ante o limite permitido de 2.100 megawatts. Uma interrupção de emergência poderia cortar cerca de 2.000 megawatts dos fluxos para o sul.

O Cazaquistão também troca eletricidade sazonalmente com o Quirguistão e transporta para o país energia fornecida pela Rússia. Esse trânsito de energia russa chega a aproximadamente 30 milhões de quilowatts-hora por mês e é limitado pela capacidade de transmissão. Um possível projeto de longo prazo é uma conexão de corrente contínua de alta tensão, com cerca de 1.500 quilômetros, de Ekibastuz GRES-1 em direção a Zhambyl ou Shymkent, com capacidade de 2.000 megawatts.

O Turcomenistão tem um esquema operacional diferente. Sua rede funciona separadamente do principal sistema interligado, embora instalações individuais de geração a abasteçam por meio de configurações isoladas. As reservas sazonais de geração variam de 15% a 50%, conforme as exportações e outras condições.

A eletricidade das usinas termelétricas de Mary e Lebap, no Turcomenistão, pode chegar ao Quirguistão por meio do Uzbequistão. Limitações na transmissão interna e nas fronteiras restringem essas trocas, reforçando a importância da rede de trânsito uzbeque para países que podem estar separados por várias conexões.

Dados melhores podem orientar a localização de novas usinas solares

O roteiro de energia solar da Agência Internacional de Energia recomenda a publicação de mais informações sobre geração e carregamento da rede para que os empreendedores instalem projetos onde a eletricidade produzida tenha maior valor. O marco de planejamento anterior discutia metas de energia solar de 4 gigawatts até 2026 e 5 gigawatts até 2030, enquanto o número mais recente do EDB, de 25 gigawatts, abrange a capacidade renovável de forma mais ampla.

A AIE recomenda coordenar o desenvolvimento da energia solar com planos de expansão da rede atualizados regularmente e procedimentos transparentes para conexão. A agência identifica as interconexões com cinco países vizinhos como fonte de flexibilidade. Essas recomendações tratam do mesmo desafio prático revelado pelos dados de congestionamento do EDB: a localização das novas fontes de geração importa tanto quanto seu tamanho.

Instalações menores e usinas hidrelétricas existentes oferecem outras possibilidades. O roteiro descreve um programa que prevê 150 mil sistemas em telhados, com potência de 2 a 3 quilowatts. Também identifica 25 reservatórios que cobrem 1.500 quilômetros quadrados, incluindo quatro reservatórios hidrelétricos com área total de 890 quilômetros quadrados, como oportunidades para avaliar a instalação de painéis solares flutuantes que aproveitem a infraestrutura elétrica existente.

Integração também depende de regras de remuneração, além de linhas de transmissão

O sistema interligado gerou 125,4 bilhões de quilowatts-hora em 2024 e consumiu 142,2 bilhões. O comércio regional chegou a 12,1 bilhões de quilowatts-hora, ante 2,5 bilhões em 2010, e correspondeu a cerca de 8,5% do consumo. O EDB estima que uma coordenação melhor poderia permitir mais 6 bilhões de quilowatts-hora em transações anuais, quase metade do volume de 2024.

Cenários preliminares estimam benefícios líquidos anuais de US$ 118 milhões com a integração parcial e US$ 123 milhões com uma integração mais profunda. Uma estrutura mais avançada gera cerca de US$ 40 milhões após custos mais altos de infraestrutura e implementação. Os benefícios brutos estimados chegam a até US$ 640 milhões. Os ganhos reais dependem dos custos, do uso da infraestrutura e da coordenação, além de acordos de compensação para os casos em que os países tenham custos desiguais.

A demanda aumenta a urgência. Arman Akhunbayev, chefe do Centro de Análise Setorial do EDB, apresentou uma previsão de crescimento de 27% em toda a Ásia Central até 2030, sem especificar a base de comparação. Uma projeção separada, divulgada em março, estimou que o consumo regional mais amplo chegaria a 370 bilhões de quilowatts-hora até 2030, quase 40% acima dos cerca de 270 bilhões registrados em 2024.

O banco propõe um cronograma escalonado para tornar mais confiáveis as trocas de eletricidade:

• 2026–2028: melhorar a medição comercial, o intercâmbio seguro de dados, a coordenação do despacho e a liquidação das diferenças entre o fornecimento programado e o efetivo.
• 2028–2030: modernizar a transmissão e a automação, testar um mercado de eletricidade para entrega no dia seguinte e introduzir pagamentos por serviços de equilíbrio.
• Após 2030: considerar mercados de equilíbrio em tempo real, avaliações regionais da capacidade de geração confiável e novas conexões transfronteiriças.

Para o Uzbequistão, a tarefa imediata é combinar a construção de fontes renováveis com investimentos em transmissão, operação flexível e regras comerciais viáveis. Para seus vizinhos, as mesmas mudanças podem melhorar o acesso à eletricidade, reduzir riscos de emergência e permitir o melhor aproveitamento dos recursos compartilhados.

Principais pontos

• O Uzbequistão concentra cerca de 60% da capacidade instalada de geração do Sistema Elétrico interligado da Ásia Central.
• Os cortes de eletricidade renovável podem chegar a 3,5 bilhões de quilowatts-hora em 2028.
• Problemas de pressão do gás no inverno podem restringir a geração uzbeque em 100 a 400 megawatts.
• Melhorias na transmissão, armazenamento e remuneração de serviços hidrelétricos são fundamentais para absorver mais geração renovável.
• Cenários do EDB estimam benefícios líquidos regionais anuais de cerca de US$ 120 milhões com a integração parcial ou mais profunda.
• O roteiro proposto começa com medição e coordenação, seguidas por um projeto-piloto de mercado entre 2028 e 2030.