Wird Usbekistan 2030 und 2035 über ausreichend Strom verfügen?

Hintergrund

Usbekistan verzeichnet durch Wirtschafts- und Bevölkerungswachstum sowie Industrialisierung und Elektrifizierung einen starken Anstieg der Stromnachfrage. GET prognostiziert einen Verbrauchszuwachs von 81 TWh im Jahr 2023 auf 117 TWh im Jahr 2030 und 137 TWh im Jahr 2035, was einer jährlichen Wachstumsrate von durchschnittlich 4,5% entspricht. Angesichts einer alternden Infrastruktur hat sich die Gewährleistung einer zuverlässigen Stromversorgung in den vergangenen Jahren als zunehmend herausfordernd erwiesen.

Derzeit dominiert Erdgas den Strommix Usbekistans. 2024 entfielen von insgesamt fast 19 GW installierter Erzeugungskapazität 14 GW auf Gaskraftwerke. Weitere wichtige Erzeugungsquellen sind Kohle (2,5 GW) und Wasserkraft (2,2 GW). Da die heimische Gasförderung zurückgeht, sucht die Regierung nach Alternativen, um den Gasverbrauch zu senken.

Um die zukünftige Nachfrage zu decken und gleichzeitig den Gasverbrauch zu senken, wurden ehrgeizige Investitionspläne zum Ausbau der Stromerzeugung und -übertragung entwickelt. Die Erzeugungskapazität soll bis 2030 auf 62 GW steigen, mit einem starken Fokus auf Wind- (21 GW) und Solarenergie (9 GW).

Da Stromsysteme zu jedem Zeitpunkt Angebot und Nachfrage ausgleichen müssen, stellt sich die Frage, ob der starke Ausbau nicht steuerbarer erneuerbarer Energien die Nachfrage in den kommenden Jahren zuverlässig decken kann.

Das Modell

GET untersucht diese Frage für 2030 und 2035 auf Grundlage staatlicher Investitionspläne und eines detaillierten Modells des usbekischen Stromsystems. Mit PyPSA, einer Open-Source-Modellierungsplattform, simulieren wir das Stromnetz Usbekistans für die fünf Stromregionen und berücksichtigen den grenzüberschreitenden Handel mit Tadschikistan, Kirgisistan und dem Süden Kasachstans. Auf Grundlage einer zehnjährigen Nachfrageprognose sowie den Ausbauplänen für Erzeugungskapazitäten in Usbekistans und der Nachbarländer haben wir die stündliche Einspeisung der verschiedenen Kraftwerke simuliert.

Modellergebnisse

Die Modellergebnisse zeigen, dass der geplante Kraftwerkspark Usbekistans den zukünftigen Strombedarf decken wird, und erneuerbare Energien den Großteil des Strombedarfs abdecken werden.

Stromexporte und -importe sowie die Netzintegration mit den Nachbarländern werden ebenfalls zum Vorteil aller Beteiligten deutlich zunehmen. Die aktuellen Pläne führen zudem zu einer starken Reduzierung des Gasverbrauchs und der damit verbundenen CO₂-Emissionen. Die Ergebnisse zeigen für 2035 jährliche Gaseinsparungen von 13 Mrd. m³ – ein Rückgang von 85% im Stromsektor gegenüber 2024. Dies bedeutet eine Reduktion der CO₂-Emissionen um 28 Mio. t CO₂, ein Rückgang von 80% der Stromsektoremissionen gegenüber 2024.

Die Analyse zeigt jedoch auch Einschränkungen bei der regionalen Ausgleichung von Erzeugung und Nachfrage. Trotz Ausbau des Stromnetzes führen Engpässe zur Abregelung von Windenergie in den westlichen Regionen und zu einer wachsenden Abhängigkeit von Importen zur Deckung der Strommachfrage in den Wintermonaten im Osten. Zudem haben die geplanten Investitionen mit 74 Mrd. USD bis 2030 einen erheblichen Umfang. Das impliziert jährlichen Kosten inklusive Betriebskosten von 10 Mrd. USD und wirft die Frage auf, ob die Mittel effizient eingesetzt werden.

Kostenoptimale Alternative

Unter vollständiger Ausschöpfung der Modellkapazitäten haben wir simuliert, wie eine kostenoptimale Ausgestaltung der Erzeugungs- und Übertragungskapazitäten aussehen könnte. Die Ergebnisse gewährleisten eine vollständige Deckung der Stromnachfrage und liefern ähnliche Ergebnisse bei Gas- und CO₂-Einsparungen wie die Pläne der Regierung. Die Analyse zeigt, dass eine regionale Umverteilung der geplanten thermischen Erzeugungskapazitäten sowie einer Erhöhung der Solarleistung auf 21 GW bis 2035 bei gleichzeitiger Reduzierung der geplanten Windkraftkapazität von 21 GW auf 17 GW die jährlichen Kosten im Vergleich zu den Regierungsplänen um rund 30% sinken würden. Insofern sehen wir Potenzial eine zuverlässige Versorgung zu deutlich geringeren Kosten zu erreichen.

Modellbeschränkungen

Modellierungsergebnisse sollten stets mit Vorsicht betrachtet werden, da sie die Realität nicht vollständig abbilden können. Zu den Einschränkungen unseres Modells zählt, dass keine Versorgung in kleineren Perioden als einer Stunde und keine Frequenzregelung des Netzes modelliert werden. Das führt wahrscheinlich zu einer Unterschätzung des Speicherbedarfs im kostenoptimalen Szenario. Darüber hinaus berücksichtigt die Analyse nicht die sogenannten Take-or-Pay-Verträge Usbekistans, die eingeführt wurden, um private Investitionen in die Stromerzeugung zu fördern. Diese verpflichten den Staat zur Bezahlung vordefinierter Strommengen, auch wenn diese nicht erzeugt werden. Solche Vereinbarungen verändern die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen der Stromerzeugung und können die kostenoptimale Ausgestaltung von Kraftwerkskapazitäten sowie die Gesamtkosten erheblich beeinflussen.

Schlussfolgerungen und Empfehlungen

Die Modellergebnisse bestätigen, dass die aktuellen Ausbaupläne für Stromerzeugung und Übertragungsnetz die gegenwärtigen und zukünftigen Herausforderungen im usbekischen Stromsystem bewältigen werden. Sie decken den prognostizierten Strombedarf, verringern Netzengpässe und reduzieren die Abhängigkeit vom knappen Erdgas. Dennoch besteht Verbesserungspotenzial, um die Kosten deutlich zu senken und gleichzeitig vergleichbare Gas- und CO₂-Einsparungen zu erzielen. Für ein widerstandsfähiges Stromsystem empfehlen wir die Entwicklung eines Systemplans für 2035 sowie den Aufbau eigener Modellierungskapazitäten, um die Planung kontinuierlich überprüfen und anpassen zu können.

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Dieser Newsletter basiert auf der Policy Study Modelling Uzbekistan’s Power System in 2030 and 2035