De acordo com um relatório do Banco de Desenvolvimento da Eurásia (EDB), o Uzbequistão tornou-se um centro chave de demanda, geração, trânsito e integração de fontes de energia renovável no sistema energético interligado da Ásia Central. No entanto, o rápido crescimento das capacidades de geração solar e eólica excede a capacidade da rede elétrica de absorver nova produção.
Em seu estudo 'Energy Without Borders: The Architecture of Energy Connectivity in Central Asia', o banco aponta para sérios problemas no setor elétrico do Uzbequistão, incluindo escassez de gás no inverno, sobrecarga das linhas de transmissão e a crescente redução na geração de fontes renováveis.
Principais Indicadores do Setor Energético
O Uzbequistão fornece 23,1 GW da capacidade instalada total de 38,5 GW do sistema interligado da Ásia Central, tornando-o o maior país gerador neste agrupamento regional. Em 1º de janeiro de 2025, a capacidade instalada do Uzbequistão era de 17,5 GW de geração térmica, 2,25 GW de energia hidrelétrica, 0,9 GW de energia eólica e 2,4 GW de energia solar.
Outros participantes do sistema possuem uma capacidade de geração significativamente menor: Tajiquistão — 6,5 GW, Cazaquistão do Sul — 4,77 GW e Quirguistão — 4,13 GW. Os recursos energéticos principais do Uzbequistão são a geração térmica, que inclui usinas de turbina a gás, turbinas a gás e motores a gás, bem como instalações de energias renováveis (ER) e sistemas de armazenamento de energia (BESS).
Problemas de Geração e Consumo
O analista sênior do EDB, Demir Kabylbayev, observou que o Uzbequistão é um grande centro de demanda e atualmente um centro de implementação de ER. Apesar da capacidade instalada significativa, o Uzbequistão enfrenta limitações na produção de eletricidade no outono e inverno devido à escassez de gás natural e gargalos internos de transmissão.
O relatório avalia o déficit de geração relacionado ao gás em 100–400 MW. Kabylbayev explicou que a demanda sazonal por gás natural está crescendo em todos os grupos de consumidores, levando à insuficiência de combustível nas usinas quando há um aumento acentuado na demanda por eletricidade. Consequentemente, a capacidade de geração é limitada pela pressão disponível do gás nos gasodutos.
No pico de carga anual em 2024, o sistema interligado da Ásia Central tinha uma capacidade instalada de 36,4 GW, mas apenas 28,8 GW estavam disponíveis para geração. As restrições de combustível em toda a região reduziram a capacidade disponível em 1.081 MW. Kabylbayev alertou que a construção de usinas adicionais pode não resolver o problema da escassez se os novos projetos estiverem localizados fora dos pontos de transmissão sobrecarregados ou não receberem gás suficiente nos horários de pico.
Desafios Relacionados às ER
A expansão das energias renováveis representa outro desafio. De acordo com os planos estratégicos do Uzbequistão, a capacidade de ER pode atingir 25 GW até 2030. Dos 62,8 GW de nova capacidade de geração anunciada pelos países da Ásia Central até 2035, o Uzbequistão é responsável por 25 GW. Previsões conservadoras sugerem que até 2028, a capacidade de ER do Uzbequistão atingirá 11,4 GW, e a capacidade dos sistemas de armazenamento de energia será de 4,3 GW.
No entanto, espera-se que essa expansão aumente o volume de eletricidade renovável que o sistema não conseguirá absorver. De acordo com os cálculos do Centro de Coordenação e Despacho de Energia, em 2026, o Uzbequistão deverá usar 13,1 bilhões de kWh de energia renovável, com uma redução de 2,1 bilhões de kWh. Em 2027, prevê-se o uso de 18,5 bilhões de kWh, com uma redução de 2,9 bilhões de kWh. Até 2028, essas métricas devem aumentar para 22,1 bilhões de kWh e 3,5 bilhões de kWh, respectivamente. A redução é prevista como particularmente significativa nos meses de transição, podendo atingir 45,7% em setembro e 37,5% em maio.
Kabylbayev observou que os cálculos foram feitos em 2024, enquanto o Uzbequistão tem aumentado a geração de ER mais rapidamente do que o esperado desde então, o que provavelmente levará a um excedente das metas iniciais. Um dos desafios fundamentais é a variabilidade da geração solar e eólica, que não pode ser controlada da mesma forma que as usinas tradicionais. Kabylbayev explicou: 'Não sabemos quando haverá sol ou vento.'
Coordenação Regional e Infraestrutura
O relatório do EDB alerta que a redução da geração de ER diminui a quantidade efetivamente utilizada de eletricidade, prejudica a economia dos projetos e aumenta os requisitos de capacidade de geração de reserva. Os compromissos de pagamento sob acordos de compra de eletricidade de longo prazo podem permanecer válidos mesmo com a redução da geração, o que potencialmente transfere custos adicionais aos compradores de eletricidade, operadores do sistema ou consumidores.
O banco define a coordenação regional como um meio potencial para reduzir esses riscos. Conexões transfronteiriças mais fortes, acesso à geração hidrelétrica flexível, armazenamento de energia e sinais de preços de mercado mais precisos poderiam permitir a absorção de eletricidade renovável excedente em um mercado regional mais amplo.
A sobrecarga das linhas de transmissão já afeta vários pontos importantes da rede do Uzbequistão. Os fluxos entre o Uzbequistão e o Quirguistão através do Nó Energético de Fergana atingiram 2.940 MW contra níveis permitidos de 1.800 MW ou 2.600 MW, representando 113% do limite aplicável. O trecho interno da linha de transmissão Sagniana–Guzar–Talimarjan operou a 105% da capacidade permitida, transmitindo 1.570 MW com um limite de 1.500 MW.
A sobrecarga da rede também limita a capacidade do Uzbequistão de importar energia hidrelétrica de países vizinhos. Segundo Kabylbayev, o Tajiquistão já se tornou um recurso de equilíbrio para a geração solar do Uzbequistão, com fornecimentos de energia no verão para o Uzbequistão superando os do inverno em dois a três vezes. No entanto, as restrições nas redes de 220 kV impedem que parte dessa eletricidade chegue ao destino pretendido. Kabylbayev mencionou o Nó de Fergana em Surkhandarya, onde a sobrecarga exigiu o redirecionamento de cerca de 40% dos fornecimentos planejados de energia hidrelétrica do Tajiquistão para outras regiões do Tajiquistão.
Propostas para Melhorar a Integração
Para melhorar a integração de ER, o EDB sugere combinar sistemas de armazenamento de energia em baterias para balanceamento rápido, energia hidrelétrica tradicional para regulação operacional e flexibilidade sazonal, e usinas de bombeamento hidrelétrico para transferir eletricidade renovável excedente diurna para períodos de alta demanda. Estima-se que o potencial de usinas de bombeamento hidrelétrico do Uzbequistão seja de 5.030 MW em 16 instalações em sete regiões. A região de Tashkent fornece 46% desse potencial, o que equivale a 2,3 GW.
Entre os projetos propostos estão a usina de bombeamento hidrelétrico Verkhniy Pskem de 600 MW com custo estimado de US$ 1,02 bilhão, o projeto Khojkent de 200 MW com custo estimado de US$ 320 milhões. O projeto Karateren fornecerá 500 MW por US$ 477 milhões, e o projeto Aidarkul terá 300 MW e custará US$ 350 milhões. Juntos, estes quatro projetos representam uma capacidade planejada de 1.600 MW e investimentos estimados de US$ 2,167 bilhões, com uma produção anual potencial de até 2,8 bilhões de kWh. O relatório adverte que o valor desses projetos deve ser confirmado por cálculos detalhados da operação do sistema de energia.
Kabylbayev explicou que as usinas de bombeamento hidrelétrico utilizam eletricidade excedente para bombear água para uma altura maior, permitindo que ela seja liberada para geração de eletricidade quando necessário. Ele afirmou: 'Estes 5 GW funcionarão de forma mais eficiente se tivermos coordenação regional.'
Projetos de Infraestrutura Prioritários
O EDB também destacou uma série de projetos prioritários em infraestrutura de transporte que afetam diretamente o Uzbequistão. O primeiro grupo de prioridades, que deve trazer benefícios relativamente rápidos e está ligado ao programa REMIT do Banco Mundial, inclui a reconstrução da conexão Kristall–Yulduz com o segundo circuito de 220 kV entre o Uzbequistão e o Quirguistão através do Nó de Fergana. Também inclui a segunda linha de transmissão de 500 kV entre Shymkent e a Usina Termelétrica de Tashkent, conectando o Uzbequistão e o Cazaquistão. Uma rota alternativa entre Shymkent e a subestação Khalka está sendo considerada.
Os projetos de segunda prioridade incluem a conexão transitória Datka–Sugd com conexão nas subestações Lochin, o projeto Syrdarya/ACWA–Sugd, financiado pelo Banco Asiático de Desenvolvimento, e a conexão Muruntau–Shymkent. O projeto Muruntau–Shymkent foi proposto pelo Centro Nacional de Controle e pelas Redes Elétricas Nacionais do Uzbequistão para reduzir a sobrecarga nos setores de transmissão sudoeste.
As terceiras opções estratégicas incluem as conexões Atamirat–Guzar e Dashoguz–Muruntau–Kyzylorda, destinadas a facilitar a transmissão de capacidade de geração da Turcomenistão. O EDB estima que uma integração mais ampla dos sistemas energéticos da Ásia Central pode gerar uma receita regional bruta de até US$ 640 milhões anualmente. Os benefícios líquidos com integração parcial e mais profunda são estimados em cerca de US$ 120 milhões. Os autores enfatizam que os benefícios da integração regional não serão distribuídos uniformemente entre os países participantes.
