El auge de las energías renovables en Uzbekistán choca con los límites de la red, con repercusiones regionales

Miles de millones de kilovatios-hora de electricidad limpia podrían quedar sin utilizar

Uzbekistán podría tener que dejar sin utilizar 3.500 millones de kilovatios-hora de electricidad renovable en 2028, ya que la expansión de las nuevas plantas solares y eólicas supera la capacidad de las redes para transportar su producción, según el Banco Euroasiático de Desarrollo (BED). El país cuenta con 23,1 gigavatios de los 38,6 gigavatios de capacidad instalada de generación del Sistema Eléctrico de Asia Central, por lo que las limitaciones de su red también afectan a sus vecinos.

El informe del banco, «Energía sin fronteras: la arquitectura de la interconexión eléctrica en Asia Central», elaborado junto con la Comisión Económica y Social de las Naciones Unidas para Asia y el Pacífico, describe un centro eléctrico sometido a presiones en varias direcciones. Uzbekistán recibe electricidad de Turkmenistán, intercambia energía con el sur de Kazajistán, recibe energía hidroeléctrica en verano de Kirguistán y Tayikistán, y está conectado con Afganistán.

La nueva capacidad de generación aumenta más rápido que la capacidad del sistema para transportar electricidad entre esos lugares. Según los proyectos examinados por el banco, la capacidad renovable de Uzbekistán podría alcanzar los 11,4 gigavatios en 2028, junto con 4,3 gigavatios de almacenamiento en baterías. Los planes nacionales anunciados prevén 25 gigavatios de energías renovables para 2030.

Demir Kabylbayev, analista sénior del BED, describió la posición del país:

«Uzbekistán es un importante centro de demanda y actualmente el principal centro de despliegue de energías renovables».

Para los hogares, las fábricas y los inversionistas, el desafío práctico consiste en hacer llegar la electricidad adonde se necesita y en el momento adecuado. Una tarde soleada puede producir más energía de la que las redes cercanas pueden transportar, mientras que una fría noche de invierno puede dejar a las centrales de gas con poco combustible. Ambos problemas requieren cambios que van más allá de construir más centrales eléctricas.

Por qué la electricidad disponible no alcanza la capacidad instalada

Al 1 de enero de 2025, la capacidad de generación de Uzbekistán incluía 17,54 gigavatios de energía térmica, 2,26 gigavatios de energía hidroeléctrica, 900 megavatios de energía eólica y 2,4 gigavatios de energía solar. El total representaba cerca del 60% de la capacidad instalada del sistema interconectado.

La capacidad mide cuánta energía puede producir un equipo en un momento determinado. La generación eléctrica mide la producción a lo largo del tiempo. Una central con una potencia nominal de un gigavatio produciría mil millones de kilovatios-hora si funcionara a plena capacidad durante 1.000 horas. La escasez de combustible, las reparaciones, la disponibilidad de agua y la congestión de las líneas afectan a la cantidad de electricidad que realmente llega a los consumidores.

El sistema regional experimentó esas limitaciones durante el pico de demanda del 10 de diciembre de 2024, cuando, según el BED, alrededor de 6,6 gigavatios de capacidad no estaban disponibles o tenían restricciones. Solo las limitaciones de combustible redujeron en 1.081 megavatios la capacidad disponible en la región.

Uzbekistán puede tener un excedente teórico de generación de entre 600 y 1.300 megavatios incluso en condiciones invernales extremas y, aun así, sufrir escasez. Cuando bajan las temperaturas, los hogares y las empresas consumen más gas. La menor presión en los gasoductos puede impedir entonces que las centrales eléctricas aumenten la producción durante los picos vespertinos, lo que genera déficits de entre 100 y 400 megavatios.

Los motores de gas flexibles y las turbinas de gas han ayudado a las centrales térmicas convencionales a funcionar de manera más estable. El BED informa de reducciones de hasta el 30% en los arranques, las paradas y las interrupciones de estas centrales tras la incorporación de instalaciones flexibles. Para que estos equipos puedan atender la demanda, siguen siendo necesarios un suministro fiable de combustible y una capacidad de transmisión accesible.

Por qué puede reducirse la producción eólica y solar

La reducción de la generación significa disminuir la producción de electricidad porque el sistema no puede absorber ni transportar toda la energía disponible. Las centrales convencionales tienen niveles mínimos de funcionamiento, mientras que las plantas solares pueden generar mucha energía al mismo tiempo en una zona extensa. Sin suficiente demanda, almacenamiento o capacidad de exportación, los operadores deben pedir a algunos generadores que reduzcan su producción.

El BED prevé que se dejen sin utilizar aproximadamente 2.200 millones de kilovatios-hora de generación renovable en 2026 y 3.000 millones en 2027. Los cálculos del Centro de Coordinación y Despacho Energia arrojan cifras ligeramente inferiores: 2.100 millones y 2.900 millones, respectivamente. Ambas previsiones llegan a 3.500 millones en 2028.

Las cifras de Energia combinan la estimación de 2028 de la generación renovable que se dejaría sin utilizar con 22.100 millones de kilovatios-hora de electricidad renovable aprovechada. En conjunto, esas cifras indican que se dejaría de utilizar alrededor del 14% de la producción potencial. Los cálculos, elaborados en 2024, también muestran una presión estacional mucho mayor: la reducción de la generación prevista alcanza el 45,7% en septiembre y el 37,5% en mayo.

Kabylbayev explicó la magnitud de la estimación anual:

«Según una evaluación conservadora, quizá haya que dejar sin utilizar uno de cada siete kilovatios-hora en 2028».

Los acuerdos de compra de energía pueden convertir esa producción perdida en un problema financiero. Según sus condiciones, los generadores podrían recibir una compensación por la electricidad que se les haya exigido no producir. Los compradores de electricidad, los operadores del sistema o los consumidores podrían asumir esos costos, aunque la energía nunca haya llegado a la red.

Las rutas congestionadas trasladan la presión de un país a otro

El parque eólico Bash, de 500 megavatios, ilustra cómo una nueva central puede modificar los flujos más allá de su punto de conexión. Según el BED, su puesta en marcha aumentó la carga entre Samarcanda y Bujará y redujo las importaciones de electricidad de Turkmenistán.

Las mediciones citadas en el informe muestran flujos de 2.940 megavatios a través del centro eléctrico de Fergana, cerca del 113% del límite aplicable de 2.600 megavatios. El tramo nacional Sogdiana–Guzar–Talimarjan transportó 1.570 megavatios, frente al límite permitido de 1.500. Las restricciones en Fergana afectan tanto a la red interna de Uzbekistán como al suministro a Kirguistán y al norte de Tayikistán.

Kabylbayev también describió la congestión en el centro de Surjandaria, que obligó a redirigir dentro de Tayikistán alrededor del 40% de las entregas de energía hidroeléctrica previstas para el verano. Por tanto, no toda la electricidad disponible en un país pudo llegar a los consumidores previstos al otro lado de la frontera.

Varias mejoras propuestas buscan resolver estos problemas específicos. La reconstrucción de la línea Kristall–Yulduz forma parte de la primera fase del programa de Interconexión y Comercio del Mercado Eléctrico Regional del Banco Mundial, conocido como REMIT. Otras propuestas incluyen una nueva línea de 220 kilovoltios y conexiones que abarcarían el corredor Datka–Sughd.

También se estudia una segunda conexión con la subestación Shymkent de Kazajistán. La segunda fase de REMIT incluye una ruta desde la central termoeléctrica de Tashkent, mientras que el Ministerio de Energía de Uzbekistán prefiere la línea Khalka–Shymkent debido a las limitaciones de la central y a los flujos previstos hacia Khalka. Una línea propuesta entre Muruntau y Shymkent podría transportar el excedente de electricidad uzbeko al sur de Kazajistán y, al mismo tiempo, aliviar la congestión interna.

Qué pueden aportar las baterías y el almacenamiento por bombeo

Uzbekistán está explorando varias formas de trasladar la electricidad de las horas de excedente a las horas de mayor necesidad. Las baterías pueden responder rápidamente a los cambios en la oferta y la demanda, contribuir a mantener la frecuencia de la red y cubrir los picos vespertinos. La frecuencia es el ritmo de un sistema de corriente alterna, que los operadores deben mantener estable a medida que varían la generación y el consumo.

El BED afirma que las baterías por sí solas no podrán absorber todo el excedente solar previsto durante el día. Su utilidad depende tanto de la potencia que pueden suministrar como de la cantidad de energía que pueden almacenar. La previsión nacional de 4,3 gigavatios se refiere a la capacidad de potencia; la duración del funcionamiento depende de la energía almacenada correspondiente.

El almacenamiento por bombeo ofrece otra opción. Este sistema utiliza electricidad sobrante para bombear agua cuesta arriba y luego la libera a través de turbinas cuando se necesita electricidad. El banco estima que el potencial de Uzbekistán es de 5.030 megavatios en 16 instalaciones, cerca del 46% de ellos en la región de Tashkent.

Cuatro propuestas, Upper Pskem, Khodjikent, Karateren y Aydarkul, suman 1.600 megavatios y requieren una inversión estimada de 2.167 millones de dólares. Para determinar su valor, todavía hace falta calcular en detalle cómo funcionarían dentro del sistema eléctrico. Coordinarlas con las redes de los países vecinos podría ampliar el mercado para la electricidad almacenada y mejorar su aprovechamiento.

Nukus 2 combina generación, almacenamiento e inversión en la red

En Karakalpakistán, el proyecto Nukus 2 combina un parque eólico de 200 megavatios con baterías capaces de almacenar 100 megavatios-hora. Desarrollado por ACWA a través de su filial local, el proyecto también incluye una nueva línea de transmisión de 44 kilómetros y mejoras de la infraestructura eléctrica existente.

Un informe de avance del 26 de octubre indicó que la construcción estaba completada en un 94,2% y que 25 de los 26 aerogeneradores producían electricidad. Se preveía completar la puesta en marcha de las baterías para finales de noviembre de 2026. El director del proyecto, Sardorbek Mahmudov, estimó que las baterías podrían suministrar electricidad durante tres o cuatro horas, según la demanda.

Es importante distinguir entre la potencia nominal del parque eólico y la capacidad energética de las baterías. Una batería completamente cargada que almacena 100 megavatios-hora podría suministrar teóricamente 25 megavatios durante cuatro horas, sin tener en cuenta los límites operativos ni las pérdidas. La duración varía según la potencia que se extraiga.

El proyecto, valorado en 232 millones de euros, cuenta con un acuerdo de compra de energía firmado en marzo de 2024 y con una duración de 25 años. Se prevé que genere casi 728.000 megavatios-hora al año. En septiembre de 2025, el Banco Asiático de Desarrollo y un fondo que administra firmaron un acuerdo de financiación por unos 46 millones de euros; por separado, el Banco Asiático de Inversión en Infraestructuras aprobó unos 67 millones de euros.

Mahmudov dijo que durante la construcción trabajaron entre 750 y 800 personas, incluidas más de 400 personas y especialistas locales. El proyecto también cuenta con procedimientos para presentar quejas y recibir compensaciones, además de vigilar sus posibles efectos sobre las tierras y la fauna. La combinación de generación, baterías y transmisión muestra la variedad de trabajos necesarios para incorporar más electricidad renovable aprovechable.

La flexibilidad hidroeléctrica implica obligaciones relacionadas con el agua

Kirguistán y Tayikistán pueden contribuir a equilibrar la generación variable de energía solar y eólica porque la producción hidroeléctrica de los embalses puede ajustarse a los cambios en la demanda eléctrica. La energía hidroeléctrica representaba 3,26 gigavatios de los 4,13 gigavatios de capacidad de Kirguistán y 5,8 gigavatios de los 6,55 gigavatios de Tayikistán.

Sin embargo, las necesidades internas están creciendo. El consumo eléctrico de Kirguistán aumentó de 14.600 millones de kilovatios-hora en 2014 a 19.300 millones en 2025, un incremento de cerca del 32%. Esto reduce el excedente disponible para los países vecinos. La central hidroeléctrica Kambarata-1, cuya construcción está prevista, podría reforzar el suministro y respaldar la operación del embalse de Toktogul.

Tayikistán reanudó su funcionamiento en paralelo con el Sistema Eléctrico de Asia Central el 7 de junio de 2024. Según los acuerdos vigentes, suministra electricidad a Uzbekistán entre junio y septiembre y la recibe durante noviembre y diciembre y entre marzo y abril. Las entregas de verano duplican o triplican las del invierno.

Toktogul, la cascada del Naryn, Nurek y el proyecto Rogun, en desarrollo, podrían aportar una valiosa flexibilidad a la región. La liberación de agua de los embalses también responde a necesidades de riego y producción de alimentos, y a acuerdos interestatales sobre el agua. El BED recomienda pagar por servicios de equilibrio medibles, de modo que los países que aportan flexibilidad reciban compensación por los costos y las limitaciones que asumen.

Kazajistán y Turkmenistán completan el panorama regional

El sur de Kazajistán recibe cantidades aproximadamente iguales de electricidad de la generación local y de las transferencias desde el norte del país. Durante el invierno de 2024-2025, el corredor Norte–Sur transportó 2.395 megavatios, frente al límite permitido de 2.100 megavatios. Una desconexión de emergencia podría interrumpir flujos de unos 2.000 megavatios hacia el sur.

Kazajistán también intercambia electricidad estacionalmente con Kirguistán y transporta hasta ese país suministros procedentes de Rusia. Ese tránsito ruso asciende a unos 30 millones de kilovatios-hora al mes y está limitado por la capacidad de transmisión. Entre los posibles proyectos a más largo plazo figura una conexión de corriente continua de alta tensión, de unos 1.500 kilómetros, desde la central Ekibastuz GRES-1 hacia Zhambyl o Shymkent, con una capacidad de 2.000 megavatios.

Turkmenistán tiene un sistema operativo diferente. Su red funciona por separado del principal sistema interconectado, aunque algunas instalaciones de generación le suministran electricidad mediante configuraciones aisladas. Las reservas estacionales de generación oscilan entre el 15% y el 50%, según las exportaciones y otras condiciones.

La electricidad de las centrales térmicas Mary y Lebap de Turkmenistán puede llegar a Kirguistán a través de Uzbekistán. Los límites de transmisión internos y transfronterizos restringen estos intercambios, lo que subraya la importancia de la red de tránsito uzbeka para países que pueden estar a varias conexiones de distancia.

Mejores datos pueden ayudar a decidir dónde instalar nuevas plantas solares

La hoja de ruta para la energía solar de la Agencia Internacional de la Energía recomienda publicar más información sobre la generación y la carga de la red, para que los desarrolladores puedan ubicar los proyectos allí donde la electricidad tenga mayor valor. Su marco de planificación anterior planteaba objetivos de energía solar de 4 gigavatios para 2026 y 5 gigavatios para 2030, mientras que la cifra más reciente del BED, de 25 gigavatios, abarca la capacidad renovable en general.

La AIE recomienda coordinar el desarrollo de la energía solar con planes de expansión de la red que se actualicen regularmente y con procedimientos de conexión transparentes. Señala que las interconexiones con cinco países vecinos pueden aportar flexibilidad. Estas recomendaciones responden al mismo desafío práctico que reflejan las cifras de congestión del BED: la ubicación de la nueva generación importa tanto como su tamaño.

Las instalaciones de menor tamaño y los sitios hidroeléctricos existentes ofrecen otras opciones. La hoja de ruta describe un programa para instalar 150.000 sistemas en tejados, con una potencia de entre 2 y 3 kilovatios. También señala 25 embalses que ocupan 1.500 kilómetros cuadrados, incluidos cuatro embalses hidroeléctricos que suman 890 kilómetros cuadrados, como posibles ubicaciones para evaluar la instalación de paneles solares flotantes que podrían aprovechar la infraestructura eléctrica existente.

La integración requiere reglas de pago, además de líneas eléctricas

El sistema interconectado generó 125.400 millones de kilovatios-hora en 2024 y consumió 142.200 millones. El comercio regional alcanzó los 12.100 millones de kilovatios-hora, frente a los 2.500 millones de 2010, y representó alrededor del 8,5% del consumo. El BED calcula que una mejor coordinación permitiría otros 6.000 millones de kilovatios-hora de intercambios anuales, casi la mitad del volumen de 2024.

Las proyecciones preliminares sitúan los beneficios netos anuales en 118 millones de dólares con una integración parcial y en 123 millones con una integración más profunda. Una arquitectura más avanzada generaría unos 40 millones de dólares una vez descontados los mayores costos de infraestructura y ejecución. Los beneficios brutos estimados ascienden a un máximo de 640 millones de dólares. Las ganancias reales dependerán de los costos, la utilización y la coordinación; también se necesitarán mecanismos de compensación cuando los países asuman costos desiguales.

La demanda añade urgencia. Arman Akhunbayev, director del Centro de Análisis Sectorial del BED, presentó una previsión de crecimiento del 27% en Asia Central para 2030, sin especificar el punto de partida. Una proyección distinta, publicada en marzo, situó el consumo regional total en 370.000 millones de kilovatios-hora para 2030, casi un 40% por encima de los aproximadamente 270.000 millones de 2024.

El banco propone un calendario gradual para hacer más fiables los intercambios de electricidad:

• 2026-2028: mejorar la medición comercial, el intercambio seguro de datos, la coordinación del despacho y la liquidación de las diferencias entre el suministro programado y el real.
• 2028-2030: modernizar la transmisión y la automatización, poner a prueba un mercado de electricidad con entrega al día siguiente e introducir pagos por servicios de equilibrio.
• Después de 2030: estudiar mercados de equilibrio en tiempo real, evaluaciones regionales de la capacidad de generación firme y nuevas conexiones transfronterizas.

Para Uzbekistán, la tarea inmediata consiste en vincular la construcción de instalaciones renovables con la inversión en transmisión, una operación flexible y reglas de comercio viables. Para sus vecinos, los mismos cambios podrían mejorar el acceso a la electricidad, reducir los riesgos de emergencia y aprovechar mejor los recursos compartidos.

Puntos clave

• Uzbekistán concentra alrededor del 60% de la capacidad de generación instalada del Sistema Eléctrico Interconectado de Asia Central.
• La reducción de la generación renovable podría alcanzar los 3.500 millones de kilovatios-hora en 2028.
• Los problemas de presión del gas en invierno pueden limitar la generación uzbeka entre 100 y 400 megavatios.
• Las mejoras de transmisión, el almacenamiento y la remuneración de los servicios hidroeléctricos de equilibrio son fundamentales para aprovechar más energía renovable.
• Las proyecciones del BED estiman unos 120 millones de dólares en beneficios netos regionales anuales gracias a una integración parcial o más profunda.
• La hoja de ruta propuesta comienza con la medición y la coordinación, y luego contempla un mercado piloto entre 2028 y 2030.