Centralasiens energiomstilling er ikke et nyt emne. I løbet af de sidste to år har samtalen dog skiftet fra "planlægning" til "udbud".
I første halvår af 2026 udbød de fem centralasiatiske lande en kombineret 8,7 GW solcelle- og energilagringsprojekter, hvilket repræsenterer en år-til-år stigning på 127 %. Det samlede antal forventes at overstige 15 GW for hele året. For fem år siden ville de færreste have troet, at markedet kunne nå denne skala.
Denne artikel opdeler overgangskøreplanen i tre nøgleområder: installeret kapacitet og mål, de reelle flaskehalse i netinfrastruktur og strømbalancering og det undervurderede off-grid minemarked.
Installeret kapacitet og mål: Tallene først
Installeret kapacitet fra begyndelsen af 2026
Pr. 1. januar 2026 havde Kasakhstan cirka 3.746 MW installeret vedvarende energikapacitet, herunder 1.353 MW solcelleanlæg og 2.071 MW vindkraft.
I samme periode havde Usbekistan 3.347 MW solcelleanlæg, 1.652 MW vindkraft og 897 MW batterienergilagringskapacitet.
| Land | Solcellekapacitet (MW) | Vindkraftkapacitet (MW) | Energilagring (MW / MWh) | 2030 mål |
| Kasakhstan | 1,353 | 2,071 | — | Cirka 16 GW vedvarende energikapacitet, svarende til 15 % af energimixet |
| Usbekistan | 3,347 | 1,652 | 897 | 8,64 GW solcelleanlæg, 17 GW vindkraft og 7 GWh energilagring |
| Kirgisistan | 250 (planlagt kapacitet under udvikling) | — | — | Yderligere 3-4 GW i løbet af de næste 2-3 år |
| Tadsjikistan | 250 (planlagt til at komme online ved årets udgang) | — | — | Vandkraft er fortsat det primære fokus |
Mål er langt mere ambitiøse end den nuværende kapacitet
Kasakhstan planlægger at bringe ca. 16 GW vedvarende energikapacitet online i 2030, med mål om en andel på 15 % af vedvarende energi. Målet stiger til 50 % i 2050.
Usbekistan har endnu mere ambitiøse mål. I 2030 sigter det mod at nå op på 8,64 GW solcelle-PV og 17 GW vindkraft med en kombineret sol- og vindkapacitet på cirka 21 GW og en målandel på vedvarende energi på 54 %.
Ifølge offentlige erklæringer fra den usbekiske regering kan opnåelse af 2030-målene spare cirka 18 milliarder kubikmeter naturgas årligt og reducere emissionerne med omkring 25 millioner tons om året.
At øge kapaciteten fra 3 GW til 21 GW betyder en syvdobling. Denne vækst kan ikke blot tilføjes til det eksisterende net; transmissionsinfrastruktur og magtbalanceringskapacitet skal også opgraderes.
Virkeligheden af Centralasiens magtstruktur
Høj termisk effektafhængighed og begrænset fleksibilitet
Det Centralasiatiske Power System (CAPS) er primært afhængig af termisk kraft og vandkraft. Kulfyret produktion har historisk set tegnet sig for mere end 60% af Kasakhstans elektricitetsmix, mens Usbekistan er stærkt afhængig af naturgasfyret elproduktion.
Termiske kraftværker giver stærk basisbelastningskapacitet, men reagerer generelt langsommere på hurtige ændringer i efterspørgsel og udbud af elektricitet. Efterhånden som store mængder vind- og solenergi kommer ind i nettet, har systemet brug for hurtigere rampe- og balanceringsevner - netop dér, hvor den eksisterende kraftstruktur står over for sine største udfordringer.
Aldrende netinfrastruktur og sommerstrømmangel
Meget af Centralasiens transmissions- og distributionsinfrastruktur blev bygget under sovjettiden. Ældrende udstyr og transmissionstab er fortsat udbredte problemer. I løbet af sommerens hedebølger kombineres efterspørgsel efter aircondition med landbrugsvandingsbelastninger, og flere regioner har oplevet elektricitetsrestriktioner.
Dette er med til at forklare, hvorfor indkøb af energilager pludselig er blevet vigtigere. Driveren er ikke blot overholdelse af regeringens politikker. Uden tilstrækkelig opbevaring bliver det meget vanskeligere at integrere store vind- og solprojekter i elsystemet.
Ændringer i udbudsmarkedet for vedvarende energi
En kraftig stigning i projektskala
I første halvår af 2026 udbød de fem centralasiatiske lande 8,7 GW solcelle- og energilagringsprojekter, hvilket repræsenterer en år-til-år stigning på 127 %.
Fordelt på land udbød Kasakhstan uafhængigt tre integrerede sol-plus-opbevaringsprojekter i andet kvartal af 2026 med en samlet kapacitet på 2,3 GW og mere end 900 MWh understøttende energilagring. Usbekistans energiministerium annoncerede en indkøbspipeline, der dækker 3,1 GW kapacitet for 2026-2027.
Energilagring bliver standard i stedet for valgfrit
En vigtig ændring er, at omkostningerne til indkøb af energilager for første gang har oversteget 30 % af den samlede projektværdi.
| Planlagt kapacitet til at komme online i Usbekistan i 2026 | Kapacitet (MW) | Del |
| Solar PV | 2,800 | 41 % |
| Termisk kraft | 2,500 | 37 % |
| Vindkraft | 470 | 7 % |
| Vandkraft | 68 | 1 % |
| Energilagring | 884 | 13 % |
| I alt | 6,770 | 100 % |
Integrerede sol-plus-opbevaringsløsninger er ved at blive standard i hele regionen. For udstyrsleverandører betyder dette, at markedsmuligheden for at sælge solcellemoduler alene er ved at blive indsnævret. Leverandører, der er i stand til at levere en komplet løsning — PV-moduler + energilagring + understøttende strukturer + netintegration — er i stigende grad godt positionerede.
Minedrift og strøm uden for nettet: Et undervurderet marked
Centralasien har adskillige minedrift placeret i kanterne af elnettet, hvor nogle opererer helt uden for nettet. Disse websteder deler tre nøglekarakteristika:
- Kontinuerlig drift:Udstyr til minedrift og mineralforarbejdning kører ofte 24 timer i døgnet, hvilket skaber en relativt stabil efterspørgsel efter elektricitet.
- Høje krav til pålidelighed:Strømafbrydelser kan direkte resultere i produktionstab.
- Stor afhængighed af diesel:Off-grid miner er almindeligvis afhængige af dieselgeneratorsæt, mens brændstoftransport og logistik står for en betydelig del af driftsomkostningerne.
Økonomi betyder mere end miljømæssige fordele
For minedrift er den vigtigste drivkraft for at adoptere solcelleanlæg ikke kulstofreduktion - det er de udjævnede omkostninger til elektricitet.
Ved fjerntliggende miner, der ligger mere end 200 km fra den nærmeste netforbindelse, kan de samlede omkostninger for dieselproduceret elektricitet variere fra $0,40 til $1,00/kWh. For miner tættere på nettet kan omkostningerne variere fra $0,12 til $0,20/kWh. Når dieselgeneratorer kører ved lav belastning, kan brændstofspild nå op på 20%-40%.
Kombination af solceller og energilagring med eksisterende dieselgeneratorer i et hybridt mikronet kan reducere brændstofforbruget med cirka 40 %. Hvis økonomien virker, har projektet et stærkt kommercielt incitament til at komme videre.
Centralasiens ekstreme vintertemperaturer introducerer en anden kritisk faktor for mineprojekter. Udstyret skal være i stand til at starte og fungere pålideligt under -20°C, hvilket gør ydeevne ved lav temperatur til et væsentligt udvælgelseskriterium.
Muligheder og udfordringer for kinesiske virksomheder
Muligheden handler ikke kun om PV-modulpriser
Kinesisk PV-moduleksport til Centralasien steg med 180 % år-til-år i første halvdel af 2026. Modulpriserne er blevet meget gennemsigtige, hvilket efterlader begrænset plads til differentiering alene gennem priskonkurrence.
De reelle konkurrencefordele ligger i leveringsevner:
- Kan designteamet fremstille tegninger i overensstemmelse med lokale standarder, herunder europæiske, russiske eller nationale koder?
- Kan strukturelle komponenter sendes fuldt ud i henhold til projektplanen, hvilket minimerer forsinkelser på stedet?
- Kan installation på stedet gennemføres uden at være stærkt afhængig af højt kvalificerede lokale teknikere?
Tre praktiske barrierer for markedsadgang
Barriere 1: Standarder og koder. Centralasiatiske projekter kræver ofte overholdelse af europæiske standarder (EN 1993 / EN 1090) eller russiske standarder (SNiP). Tegninger og konstruktionsberegninger skal tilpasses det gældende kodesystem. Et designteams evne til at arbejde på tværs af flere standarder kan direkte afgøre, om en virksomhed er kvalificeret til et projekt.
Barriere 2: Logistik og toldbehandling. Centralasiatiske lande er uden land. Efter at være ankommet til en søhavn, skal last muligvis rejse mere end 2.000 km over land. Komponentdimensioner og emballage skal tage højde for jernbane- og vejtransportrestriktioner.
Barriere 3: Konstruktionsvinduer. Centralasien har lange vintre, og den effektive byggesæson varer typisk kun 6-8 måneder. Projektplaner skal tage højde for denne begrænsning i stedet for at følge konstruktionstidslinjer, der almindeligvis anvendes i tempererede områder.
Ofte stillede spørgsmål
Q1: Hvad er de vigtigste drivkræfter for Centralasiens solcelle-PV-marked?
Der er tre hoveddrivere: voksende efterspørgsel efter elektricitet, aldrende termisk elinfrastruktur og mangel på elektricitet om sommeren og klart definerede regeringskapacitetsmål og skatteincitamenter. Usbekistans elforbrug forventes at nå op på 123 milliarder kWh i 2035. Vedvarende energiprojekter i Usbekistan kan også kvalificere sig til fritagelse for ejendomsskat og grundskat i 10 år.
Q2: Hvorfor bliver energilagring så vigtig i Centralasien?
Efterhånden som andelen af vind- og solenergi stiger, har nettet brug for en hurtigere balanceringskapacitet. Energilagerindkøb, der overstiger 30 % af den samlede projektværdi, signalerer et skift fra en valgfri tilføjelse til en nøglekomponent i netintegration.
Q3: Hvad er en passende strømløsning til off-grid minedriftsprojekter?
Et hybridt mikronet, der kombinerer solceller, energilagring og eksisterende dieselgeneratorer bevaret som backup er en praktisk mulighed. Denne konfiguration kan reducere brændstofforbruget med cirka 40 % og potentielt reducere den nødvendige dieselgeneratorkapacitet til 30 %-50 % af det oprindelige niveau. Nøglen er et kontrolsystem, der er i stand til jævne overgange mellem strømkilder.
Q4: Hvem er de vigtigste konkurrenter til kinesiske virksomheder på det lokale marked?
De vigtigste konkurrenter omfatter europæiske, tyrkiske og sydkoreanske virksomheder samt lokale ingeniørfirmaer. Kinesiske virksomheder drager fordel af integrerede forsyningskæder og hurtig levering, men kan stå over for udfordringer relateret til lokaliserede tjenester og kendskab til lokale standarder.
Q5: Hvilke certificeringer kræves for at komme ind på det centralasiatiske marked?
Til stålkonstruktioner, kræver projekter almindeligvis EN 1090 (CE-mærkning) og ledelsessystemcertificeringer såsom ISO 9001, ISO 14001 og ISO 45001. PV-moduler kræver generelt IEC 61215 og IEC 61730 overensstemmelse. Nogle projekter kræver også tredjeparts fabriksrevisioner, såsom dem, der udføres af SGS eller BV.
Har du spørgsmål om energiprojekter i Centralasien? Kontakt os på info@xzbesta.com
