Usbekistans Boom bei erneuerbaren Energien stößt an Netzgrenzen – mit Folgen für die gesamte Region

Milliarden Kilowattstunden sauberen Stroms drohen abgeregelt zu werden

Usbekistan könnte 2028 gezwungen sein, 3,5 Milliarden Kilowattstunden Strom aus erneuerbaren Energien abzuregeln, weil neue Solar- und Windparks schneller entstehen als die Netze ausgebaut werden, die ihren Strom transportieren müssen. Das geht aus einem Bericht der Eurasischen Entwicklungsbank (EDB) hervor. Das Land verfügt über 23,1 Gigawatt der insgesamt 38,6 Gigawatt installierten Erzeugungskapazität des Stromverbundsystems Zentralasiens. Engpässe im usbekischen Netz betreffen daher auch die Nachbarländer.

Der Bericht der Bank mit dem Titel „Energy Without Borders: The Architecture of Power Connectivity in Central Asia“, der gemeinsam mit der Wirtschafts- und Sozialkommission der Vereinten Nationen für Asien und den Pazifik erstellt wurde, beschreibt ein Stromdrehkreuz, auf das verschiedene Kräfte einwirken. Usbekistan bezieht Strom aus Turkmenistan, tauscht Elektrizität mit dem Süden Kasachstans aus, erhält im Sommer Wasserkraftstrom aus Kirgisistan und Tadschikistan und ist mit Afghanistan verbunden.

Die Erzeugungskapazität wächst schneller als die Fähigkeit des Systems, Strom zwischen diesen Orten zu transportieren. Im Rahmen der von der Bank untersuchten Projekte könnte Usbekistans Kapazität aus erneuerbaren Energien bis 2028 auf 11,4 Gigawatt steigen, ergänzt um 4,3 Gigawatt Batteriespeicher. Die angekündigten nationalen Pläne sehen bis 2030 insgesamt 25 Gigawatt aus erneuerbaren Energien vor.

Demir Kabylbayev, leitender Analyst der EDB, beschrieb die Rolle des Landes:

Usbekistan ist ein wichtiger Verbrauchsschwerpunkt und derzeit das Zentrum des Ausbaus erneuerbarer Energien.

Für Haushalte, Fabriken und Investoren besteht die praktische Herausforderung darin, Strom zur richtigen Zeit dorthin zu bringen, wo er gebraucht wird. An einem sonnigen Nachmittag kann mehr Strom erzeugt werden, als die nahegelegenen Netze transportieren können, während an einem kalten Winterabend den Gaskraftwerken der Brennstoff ausgehen kann. Beide Probleme lassen sich nicht allein durch den Bau weiterer Kraftwerke lösen.

Warum die nutzbare Strommenge hinter der installierten Kapazität zurückbleibt

Usbekistans Kraftwerkspark umfasste am 1. Januar 2025 17,54 Gigawatt Wärmekraft, 2,26 Gigawatt Wasserkraft, 900 Megawatt Windkraft und 2,4 Gigawatt Solarenergie. Damit entfielen rund 60 Prozent der installierten Kapazität des Verbundsystems auf das Land.

Die Kapazität gibt an, wie viel Leistung eine Anlage zu einem bestimmten Zeitpunkt erzeugen kann. Die Stromerzeugung misst die produzierte Menge über einen längeren Zeitraum. Ein Kraftwerk mit einer Nennleistung von einem Gigawatt würde eine Milliarde Kilowattstunden erzeugen, wenn es 1.000 Stunden lang mit voller Leistung liefe. Brennstoffknappheit, Reparaturen, die Wasserverfügbarkeit und überlastete Leitungen beeinflussen, wie viel Strom die Kunden tatsächlich erreicht.

Die Grenzen des Systems wurden während der Lastspitze am 10. Dezember 2024 deutlich. Damals waren laut EDB rund 6,6 Gigawatt Kapazität nicht verfügbar oder nur eingeschränkt nutzbar. Allein Brennstoffbeschränkungen verringerten die verfügbare Leistung in der Region um 1.081 Megawatt.

Usbekistan kann selbst bei strengen Winterbedingungen theoretisch einen Überschuss von 600 bis 1.300 Megawatt haben und dennoch mit Engpässen konfrontiert sein. Sinkt die Temperatur, verbrauchen Haushalte und Unternehmen mehr Gas. Der dadurch sinkende Druck in den Leitungen kann Kraftwerke daran hindern, während der abendlichen Spitzenlast mehr Strom zu erzeugen. So entstehen Fehlmengen von 100 bis 400 Megawatt.

Flexible Gasmotoren und Gasturbinen haben dazu beigetragen, dass konventionelle Wärmekraftwerke gleichmäßiger laufen. Nach Angaben der EDB gingen durch den Einsatz solcher flexiblen Anlagen die Zahl der Anfahrvorgänge, Abschaltungen und Ausfälle um bis zu 30 Prozent zurück. Damit diese Anlagen den Bedarf decken können, bleiben zuverlässige Brennstofflieferungen und ausreichende Übertragungskapazitäten erforderlich.

Warum Solar- und Windstrom abgeregelt werden könnten

Abregelung bedeutet, die Stromerzeugung zu reduzieren, weil das System die verfügbare Leistung nicht aufnehmen oder transportieren kann. Konventionelle Kraftwerke haben eine Mindestleistung, während Solarparks in einem großen Gebiet gleichzeitig viel Strom erzeugen können. Fehlen ausreichend Nachfrage, Speicher oder Exportkapazitäten, müssen Betreiber einige Erzeuger auffordern, ihre Produktion zu senken.

Die EDB prognostiziert, dass 2026 rund 2,2 Milliarden Kilowattstunden und 2027 drei Milliarden Kilowattstunden erneuerbarer Strom abgeregelt werden. Berechnungen des Koordinierungs- und Dispatchzentrums Energia kommen auf etwas niedrigere Werte von 2,1 Milliarden beziehungsweise 2,9 Milliarden Kilowattstunden. Für 2028 ergeben beide Prognosen 3,5 Milliarden Kilowattstunden.

In Energies Berechnung stehen den für 2028 prognostizierten 3,5 Milliarden Kilowattstunden abgeregeltem Strom 22,1 Milliarden Kilowattstunden genutzter Strom aus erneuerbaren Energien gegenüber. Zusammengenommen bedeutet das, dass rund 14 Prozent der möglichen Erzeugung abgeregelt würden. Die 2024 erstellten Berechnungen zeigen außerdem deutlich stärkere saisonale Engpässe: Die prognostizierte Abregelung erreicht im September 45,7 Prozent und im Mai 37,5 Prozent.

Kabylbayev erläuterte die Größenordnung der jährlichen Schätzung:

Bei einer vorsichtigen Schätzung muss 2028 möglicherweise jede siebte Kilowattstunde abgeregelt werden.

Stromabnahmeverträge können die entgangene Erzeugung zu einem finanziellen Problem machen. Je nach Vertragsbedingungen können Erzeuger eine Entschädigung für Strom erhalten, den sie auf Anweisung nicht einspeisen durften. Die Kosten könnten dann bei den Stromabnehmern, Netzbetreibern oder Verbrauchern landen, obwohl die Energie nie ins Netz gelangt ist.

Überlastete Leitungen verteilen den Druck über die Grenzen hinweg

Der 500-Megawatt-Windpark Bash veranschaulicht, wie ein neues Kraftwerk die Stromflüsse über seinen Netzanschluss hinaus verändern kann. Seine Inbetriebnahme erhöhte laut EDB die Auslastung der Leitungen zwischen Samarkand und Buchara und verringerte die Stromimporte aus Turkmenistan.

Die im Bericht angeführten Messungen zeigen einen Stromfluss von 2.940 Megawatt durch den Stromnetzknoten Fergana. Das entspricht rund 113 Prozent des geltenden Grenzwerts von 2.600 Megawatt. Der usbekische Abschnitt Sogdiana–Guzar–Talimarjan transportierte 1.570 Megawatt gegenüber einer zulässigen Höchstleistung von 1.500 Megawatt. Engpässe in Fergana betreffen sowohl das usbekische Netz als auch die Stromversorgung Kirgisistans und des Nordens Tadschikistans.

Kabylbayev beschrieb zudem Engpässe am Netzknoten Surkhandarya, die dazu führten, dass rund 40 Prozent der geplanten sommerlichen Wasserkraftlieferungen innerhalb Tadschikistans umgeleitet werden mussten. In einem Land verfügbarer Strom konnte so nicht vollständig die vorgesehenen Abnehmer jenseits der Grenze erreichen.

Mehrere geplante Netzausbauten zielen auf diese konkreten Probleme ab. Die Erneuerung der Leitung Kristall–Yulduz ist in der ersten Phase des Weltbankprogramms zur regionalen Vernetzung und zum Stromhandel enthalten, das unter dem Namen REMIT bekannt ist. Weitere Vorschläge umfassen eine zusätzliche 220-Kilovolt-Leitung und Verbindungen im Korridor Datka–Sughd.

Auch eine zweite Verbindung zum Umspannwerk Schymkent in Kasachstan wird erwogen. Die zweite REMIT-Phase sieht eine Leitung vom Wärmekraftwerk Taschkent vor. Das usbekische Energieministerium bevorzugt jedoch die Strecke Khalka–Schymkent, da das Kraftwerk Einschränkungen aufweist und Stromflüsse in Richtung Khalka erwartet werden. Eine geplante Leitung Muruntau–Schymkent könnte überschüssigen usbekischen Strom in den Süden Kasachstans transportieren und zugleich Engpässe im heimischen Netz lindern.

Was Batterien und Pumpspeicherkraftwerke leisten können

Usbekistan verfolgt mehrere Ansätze, um Strom aus Zeiten des Überschusses in Zeiten höheren Bedarfs zu verlagern. Batterien können rasch auf Veränderungen bei Angebot und Nachfrage reagieren, die Netzfrequenz stabilisieren und die abendliche Spitzenlast abdecken. Die Frequenz gibt den Takt eines Wechselstromsystems vor. Netzbetreiber müssen sie stabil halten, wenn sich Erzeugung und Verbrauch verändern.

Nach Einschätzung der EDB können Batterien allein die prognostizierten Solarstromüberschüsse am Tag nicht vollständig aufnehmen. Ihr Nutzen hängt sowohl davon ab, wie viel Leistung sie abgeben können, als auch davon, wie viel Energie sie speichern können. Die nationale Prognose von 4,3 Gigawatt bezeichnet die Leistungskapazität; wie lange die Anlagen Strom liefern können, hängt von der zugehörigen Speicherkapazität ab.

Pumpspeicherkraftwerke bieten einen weiteren Ansatz. Sie nutzen überschüssigen Strom, um Wasser bergauf zu pumpen, und lassen es bei Strombedarf durch Turbinen ab. Die Bank schätzt das Potenzial Usbekistans auf 5.030 Megawatt verteilt auf 16 Anlagen. Rund 46 Prozent davon entfallen auf die Region Taschkent.

Vier Vorhaben, Upper Pskem, Khodjikent, Karateren und Aydarkul, kommen zusammen auf 1.600 Megawatt und geschätzte Investitionen von 2,167 Milliarden US-Dollar. Ihr Nutzen muss noch anhand detaillierter Berechnungen für den Betrieb innerhalb des Stromsystems ermittelt werden. Eine Abstimmung mit den Netzen der Nachbarländer könnte den Absatzmarkt für gespeicherten Strom vergrößern und die Auslastung verbessern.

Nukus 2 bündelt Stromerzeugung, Speicherung und Netzinvestitionen

In Karakalpakstan verbindet das Projekt Nukus 2 einen 200-Megawatt-Windpark mit Batterien, die 100 Megawattstunden speichern können. Das von ACWA über ihre lokale Tochtergesellschaft entwickelte Projekt umfasst außerdem eine 44 Kilometer lange neue Übertragungsleitung und den Ausbau bestehender elektrischer Infrastruktur.

Ein Fortschrittsbericht vom 26. Oktober bezifferte den Baufortschritt auf 94,2 Prozent. 25 der 26 Windkraftanlagen erzeugten bereits Strom. Die Inbetriebnahme der Batterien sollte bis Ende November 2026 abgeschlossen sein. Projektleiter Sardorbek Mahmudov schätzte, dass die Batterien je nach Nachfrage drei bis vier Stunden lang Strom liefern könnten.

Der Unterschied zwischen der Leistungsangabe des Windparks und der Energiemenge der Batterie ist entscheidend. Eine vollständig geladene Batterie mit 100 Megawattstunden könnte theoretisch vier Stunden lang 25 Megawatt abgeben, bevor Betriebsgrenzen und Verluste berücksichtigt werden. Die Dauer hängt davon ab, wie viel Leistung abgerufen wird.

Für das 232 Millionen Euro teure Projekt wurde im März 2024 ein 25-jähriger Stromabnahmevertrag unterzeichnet. Die erwartete jährliche Erzeugung liegt bei knapp 728.000 Megawattstunden. Im September 2025 vereinbarten die Asiatische Entwicklungsbank und ein von ihr verwalteter Fonds eine Finanzierung von rund 46 Millionen Euro. Die Asiatische Infrastruktur-Investitionsbank genehmigte separat rund 67 Millionen Euro.

Mahmudov zufolge waren während der Bauarbeiten 750 bis 800 Menschen beschäftigt, darunter mehr als 400 lokale Arbeitskräfte und Fachleute. Für Beschwerden und Entschädigungen gibt es ebenfalls Verfahren; zugleich werden mögliche Auswirkungen auf Land und Tierwelt überwacht. Die Kombination aus Stromerzeugung, Batterien und Übertragung verdeutlicht, welche Arbeit nötig ist, um mehr nutzbaren Strom aus erneuerbaren Energien bereitzustellen.

Die Flexibilität der Wasserkraft ist an Wasserverpflichtungen gebunden

Kirgisistan und Tadschikistan können dazu beitragen, die schwankende Stromerzeugung aus Solar- und Windenergie auszugleichen, weil sich die Leistung von Speicherkraftwerken an den Strombedarf anpassen lässt. Wasserkraft machte 3,26 Gigawatt der Gesamtkapazität Kirgisistans von 4,13 Gigawatt und 5,8 Gigawatt der insgesamt 6,55 Gigawatt Tadschikistans aus.

Der heimische Bedarf wächst jedoch. Der Stromverbrauch Kirgisistans stieg von 14,6 Milliarden Kilowattstunden im Jahr 2014 auf 19,3 Milliarden im Jahr 2025, also um rund 32 Prozent. Damit steht den Nachbarländern weniger Überschuss zur Verfügung. Das geplante Wasserkraftwerk Kambarata-1 könnte die Versorgung stärken und den Betrieb des Toktogul-Stausees unterstützen.

Tadschikistan nahm am 7. Juni 2024 den Parallelbetrieb mit dem zentralasiatischen Stromverbund wieder auf. Nach den bestehenden Vereinbarungen liefert das Land von Juni bis September Strom an Usbekistan und erhält im November und Dezember sowie im März und April Strom zurück. Die sommerlichen Lieferungen sind zwei- bis dreimal so hoch wie die winterlichen.

Toktogul, die Naryn-Kaskade, Nurek und das im Bau befindliche Projekt Rogun könnten wertvolle Flexibilität für die gesamte Region bieten. Die Abgabe von Wasser aus den Stauseen dient zugleich der Bewässerung, der Lebensmittelproduktion und zwischenstaatlichen Wasservereinbarungen. Die EDB empfiehlt, messbare Ausgleichsleistungen zu vergüten, damit Länder, die Flexibilität bereitstellen, für die damit verbundenen Kosten und Einschränkungen entschädigt werden.

Kasachstan und Turkmenistan vervollständigen das regionale Bild

Der Süden Kasachstans bezieht ungefähr gleich viel Strom aus lokaler Erzeugung und über Lieferungen aus dem Norden des Landes. Im Winter 2024/2025 transportierte der Nord-Süd-Korridor 2.395 Megawatt gegenüber einer zulässigen Höchstleistung von 2.100 Megawatt. Bei einer Notabschaltung könnten Stromflüsse von rund 2.000 Megawatt in den Süden unterbrochen werden.

Kasachstan tauscht außerdem saisonal Strom mit Kirgisistan aus und leitet russische Lieferungen dorthin weiter. Dieser russische Transit beläuft sich auf rund 30 Millionen Kilowattstunden im Monat und ist durch die Übertragungskapazität begrenzt. Ein mögliches längerfristiges Projekt ist eine rund 1.500 Kilometer lange Verbindung mit Hochspannungs-Gleichstromübertragung von Ekibastuz GRES-1 in Richtung Zhambyl oder Schymkent, mit einer Kapazität von 2.000 Megawatt.

Turkmenistan hat eine andere Betriebsstruktur. Sein Netz wird getrennt vom wichtigsten Verbundsystem betrieben, einzelne Erzeugungsanlagen versorgen es jedoch in isolierten Konfigurationen. Die saisonalen Erzeugungsreserven liegen je nach Exporten und anderen Bedingungen zwischen 15 und 50 Prozent.

Strom aus den Wärmekraftwerken Mary und Lebap in Turkmenistan kann über Usbekistan nach Kirgisistan gelangen. Begrenzte Übertragungskapazitäten im Inland und an den Grenzen schränken diesen Austausch ein. Das unterstreicht die Bedeutung des usbekischen Transitnetzes für Länder, die mehrere Verbindungen entfernt liegen können.

Bessere Daten können bei der Standortwahl für neue Solaranlagen helfen

Der Fahrplan für Solarenergie der Internationalen Energieagentur (IEA) empfiehlt, mehr Informationen über Stromerzeugung und Netzauslastung zu veröffentlichen, damit Entwickler Projekte dort ansiedeln können, wo ihr Strom den größten Nutzen hat. Der zuvor erstellte Planungsrahmen sah Solarziele von vier Gigawatt bis 2026 und fünf Gigawatt bis 2030 vor. Die neuere Angabe der EDB von 25 Gigawatt umfasst dagegen die Kapazität erneuerbarer Energien insgesamt.

Die IEA empfiehlt, den Ausbau der Solarenergie mit regelmäßig aktualisierten Netzausbauplänen und transparenten Anschlussverfahren abzustimmen. Sie sieht Verbindungen zu fünf Nachbarländern als Flexibilitätsquelle. Diese Empfehlungen betreffen dieselbe praktische Herausforderung, die in den Zahlen der EDB zu Netzengpässen sichtbar wird: Der Standort neuer Anlagen ist ebenso wichtig wie ihre Größe.

Kleinere Anlagen und bestehende Wasserkraftstandorte bieten weitere Möglichkeiten. Der Fahrplan beschreibt ein Programm mit 150.000 Dachanlagen mit einer Leistung von jeweils zwei bis drei Kilowatt. Außerdem nennt er 25 Stauseen mit einer Gesamtfläche von 1.500 Quadratkilometern, darunter vier Wasserkraft-Stauseen mit zusammen 890 Quadratkilometern, als mögliche Standorte für schwimmende Solaranlagen, die bestehende elektrische Infrastruktur nutzen könnten.

Für die Integration braucht es neben Leitungen auch Regeln für die Vergütung

Das Verbundsystem erzeugte 2024 insgesamt 125,4 Milliarden Kilowattstunden und verbrauchte 142,2 Milliarden. Der regionale Stromhandel stieg von 2,5 Milliarden Kilowattstunden im Jahr 2010 auf 12,1 Milliarden und machte rund 8,5 Prozent des Verbrauchs aus. Die EDB schätzt, dass eine bessere Koordination weitere sechs Milliarden Kilowattstunden Handel pro Jahr ermöglichen könnte, also fast die Hälfte des Volumens von 2024.

Vorläufige Szenarien beziffern den jährlichen Nettovorteil einer teilweisen Integration auf 118 Millionen US-Dollar und den einer umfassenderen Integration auf 123 Millionen US-Dollar. Eine weiter fortgeschrittene Architektur bringt nach höheren Infrastruktur- und Umsetzungskosten rund 40 Millionen US-Dollar. Der geschätzte Bruttonutzen beträgt bis zu 640 Millionen US-Dollar. Die tatsächlichen Vorteile hängen von Kosten, Auslastung und Koordination ab. Wo Länder ungleich hohe Kosten tragen, sind Ausgleichsregelungen nötig.

Der steigende Bedarf erhöht den Handlungsdruck. Arman Akhunbayev, Leiter des Zentrums für Sektoranalyse der EDB, legte eine Prognose vor, der zufolge der Bedarf in Zentralasien bis 2030 um 27 Prozent wächst, ohne die Bezugsgröße zu nennen. Eine separate Prognose vom März bezifferte den gesamten regionalen Verbrauch bis 2030 auf 370 Milliarden Kilowattstunden, knapp 40 Prozent mehr als die rund 270 Milliarden im Jahr 2024.

Die Bank schlägt einen schrittweisen Zeitplan vor, um den Stromhandel verlässlicher zu machen:

• 2026–2028: Abrechnungsmessung verbessern, sicheren Datenaustausch gewährleisten, den Kraftwerkseinsatz koordinieren und Abweichungen zwischen geplantem und tatsächlichem Stromangebot ausgleichen.
• 2028–2030: Übertragungsnetze und Automatisierung ausbauen, einen Markt für Stromlieferungen am Folgetag erproben und Vergütungen für Ausgleichsleistungen einführen.
• Nach 2030: Echtzeit-Ausgleichsmärkte, regionale Bewertungen der gesicherten Erzeugungskapazität und weitere grenzüberschreitende Verbindungen prüfen.

Für Usbekistan besteht die unmittelbare Aufgabe darin, den Ausbau erneuerbarer Energien mit Investitionen in Übertragungsnetze, flexible Betriebsweisen und praktikable Handelsregeln zu verbinden. Für die Nachbarländer könnten dieselben Veränderungen den Zugang zu Strom verbessern, das Risiko von Versorgungsnotfällen verringern und die gemeinsame Nutzung von Ressourcen effizienter machen.

Die wichtigsten Punkte

• Usbekistan verfügt über rund 60 Prozent der installierten Erzeugungskapazität des zentralasiatischen Stromverbundsystems.
• Die Abregelung von Strom aus erneuerbaren Energien könnte 2028 drei Milliarden Kilowattstunden erreichen.
• Probleme mit dem Gasdruck im Winter können die Stromerzeugung Usbekistans um 100 bis 400 Megawatt einschränken.
• Netzausbau, Speicher und vergütete Wasserkraft-Ausgleichsleistungen sind entscheidend, um mehr Strom aus erneuerbaren Energien aufzunehmen.
• EDB-Szenarien beziffern den jährlichen regionalen Nettovorteil einer teilweisen oder umfassenderen Integration auf rund 120 Millionen US-Dollar.
• Der vorgeschlagene Fahrplan beginnt mit besserer Messung und Koordination. Darauf soll zwischen 2028 und 2030 ein Pilotmarkt folgen.