Análisis del tamaño y la cuota de mercado del sector eléctrico iraní: tendencias de crecimiento y previsiones (2025-2030)

Tendencias y perspectivas del mercado energético iraní

La creciente demanda de energía impulsa la expansión de la infraestructura.

La demanda máxima alcanzó los 67,012 MW en 2024, superando el récord anterior en 3,700 MW e indicando una fuerte recuperación demográfica e industrial. ^{[1] Iran Grid Management Company, “Boletín de demanda”, irangrid.ir} Las olas de calor, que impulsaron temperaturas por encima de los 41 °C, aumentaron las cargas de refrigeración, mientras que el uso de electricidad para la fabricación aumentó un 7.5 % interanual. El Ministerio de Energía tiene como objetivo agregar 35 GW de nueva capacidad en cuatro años, que comprenden 15 GW de turbinas de gas y 10 GW de fuentes de energía renovable, financiados por el Fondo Nacional de Desarrollo. Los planificadores de transmisión están fortaleciendo las redes troncales de 765 kV que transportan la producción de gas del sur a la capital, reduciendo así los riesgos de restricción. La Agencia Internacional de Energía estima la generación total en 382.87 TWh en 2023, un aumento del 4.3 % con respecto a 2022, lo que valida bases más sólidas para el mercado eléctrico iraní.

Las subastas aceleradas de capacidad renovable impulsan la transformación del mercado.

SATBA otorgó permisos para 29 GW de capacidad solar tras reducir los ciclos de licitación a 90 días e indexar las tarifas a la inflación al consumidor. La capacidad solar operativa alcanzó los 600 MW el año pasado, cuatro veces el promedio del período 2017-23, gracias a las exenciones de arrendamiento de terrenos y las extensiones de los contratos de compraventa de energía a diez años que atrajeron capital privado. Provincias como Semnan y Kerman albergan ahora líneas de módulos de alta tecnología respaldadas por China, lo que aumenta el contenido local y mejora la viabilidad financiera de los proyectos que abastecen al mercado eléctrico iraní. Un modelo de las Naciones Unidas indica que alcanzar el objetivo de 30 GW de energías renovables para 2030 requerirá aproximadamente entre 9 y 10 millones de dólares en inversión en la red, un nivel considerado factible al ritmo actual de las subastas. ^{[2] Naciones Unidas, “Hoja de ruta de las energías renovables 2030”, un.org}

Los programas de conversión de gas en energía abordan el desperdicio de recursos.

Irán quema 17.5 millones de m³ de gas anualmente, el segundo mayor del mundo, lo que ha provocado órdenes de captura obligatoria en los campos de South Pars y Rag-Sefid. ^{[3] Banco Mundial, “Estadísticas mundiales sobre la quema de gas”, worldbank.org} Los generadores piloto, que suman 250 MW, ya alimentan redes aisladas, ahorrando 180 millones de USD en importaciones de diésel cada año y reduciendo las emisiones de CO₂. Los estudios económicos indican que los costos de instalación son inferiores a 500 USD/kW cuando se reutilizan los gasoductos existentes, un punto de referencia que respalda un objetivo nacional de 3 GW para 2027. Estos proyectos mejoran la estabilidad de voltaje en las provincias productoras de petróleo, reforzando así la resiliencia del mercado eléctrico iraní.

El impulso a la energía solar distribuida cobra fuerza tras las reformas de las subvenciones.

La racionalización de los subsidios incrementó las tarifas domésticas hasta un 83 % en 2024, reduciendo la carga presupuestaria del Tesoro (entre 80 000 y 100 000 millones de dólares) y el plazo de amortización de las instalaciones solares en azoteas a menos de cinco años. Los hogares pueden conectarse a la red eléctrica con una capacidad de hasta 20 kW a una tarifa garantizada durante 20 años, y las familias nómadas reciben subvenciones del 90 % para kits portátiles de 800 W. Las instalaciones industriales obtienen exenciones de limitación de la producción si las energías renovables in situ cubren el 30 % de su consumo, lo que impulsó acuerdos de energía solar para autoconsumo por valor de 1.2 GW con empresas siderúrgicas y petroquímicas. Los bancos priorizan el crédito para las instalaciones solares en azoteas, ofreciendo préstamos al 4 % que incrementaron las instalaciones solares residenciales en 20 000 sistemas en 2024, ampliando así el acceso de los consumidores al mercado eléctrico iraní.

Las sanciones lideradas por Estados Unidos restringen la inversión extranjera y el acceso a la tecnología.

La inversión extranjera directa disminuyó a USD 5 mil millones en 2024, ya que las sanciones secundarias disuadieron a los prestamistas occidentales, exacerbando un déficit de capacidad de 14 GW. ^{[4] Investment Desk, “Sanctions impact update”, iraninternational.com} Las restricciones a las importaciones de palas de turbina y el seguro del proyecto retrasan los plazos de puesta en marcha en un 18%. Teherán compensa las brechas con acuerdos de trueque con proveedores chinos y rusos, aunque las primas inflan los costos EPC en un 12–15% en relación con pares regionales. Las empresas nacionales, como MAPNA, cubren el 5% de la demanda de la red con turbinas de clase F de producción local, protegiendo así el mercado eléctrico iraní de una dependencia externa total.

La volatilidad cambiaria incrementa los requisitos de gasto de capital.

El rial se depreció un 35% frente al dólar estadounidense en 2024, lo que elevó el costo de los módulos fotovoltaicos importados a 0.41 USD/W, en comparación con los 0.27 USD/W de la región. La SATBA ahora vincula los incrementos arancelarios al tipo de cambio promedio y respalda los bonos verdes exentos de impuestos para proteger a los desarrolladores. Una empresa conjunta en Isfahán produce 350 MW de módulos bifaciales al año, lo que reduce los gastos de capital del proyecto en un 8% y minimiza la fuga de divisas. El desarrollo de la energía eólica sigue siendo más lento debido a que aún predominan los controles de paso importados; sin embargo, las cadenas de suministro locales protegen el mercado eléctrico iraní de nuevas fluctuaciones de precios.

Análisis de segmento

Por fuente de energía: La fuerza térmica se une al impulso nuclear

El tamaño del mercado eléctrico iraní para activos de generación sigue estando dominado por las centrales térmicas, que suministraron el 83.8% de la electricidad en 2024. ^{[5] Administración de Información Energética de EE. UU., “Informe sobre Irán”, eia.gov} Las unidades de gas por sí solas representan el 25.3% de la capacidad, y un programa de conversión de 2.5 millones de dólares está modernizando siete centrales de ciclo único a ciclo combinado, añadiendo 2.5 GW y reduciendo las tasas de calor a 6,800 Btu/kWh. La escasez de agua, con los embalses de Teherán a solo el 13% de su capacidad útil, a veces obliga a depender del mazut, lo que aumenta las emisiones y los costos operativos.

La energía nuclear es la fuente de mayor crecimiento, con una tasa de crecimiento anual compuesto (TCAC) del 15.3 %. Las unidades 2 y 3 de Bushehr emplean a 5,000 trabajadores y se prevé que estén terminadas en esta década, mientras que la construcción del reactor modular pequeño de Karun, de 300 MW, comenzó en 2023. La Organización de Energía Atómica planea alcanzar los 20 GW para 2041, una ambición que, de lograrse, diversificará el mercado eléctrico iraní y sustituirá aproximadamente 140 millones de barriles de petróleo equivalente al año.

Las energías renovables complementan esta trayectoria. Se prevé que la capacidad solar aumente de 608 MW a 4 GW para marzo de 2026, impulsada por el parque Aftab-e-Sharq de 600 MW, donde se sincronizaron los primeros 20 MW en octubre de 2024. Actualmente, la energía solar representa el 60 % de las energías renovables operativas, la eólica el 2 % y la minihidráulica el 8 %. El impulso de la energía geotérmica está cobrando fuerza con la instalación de una unidad de 5 MW en Meshginshahr, la primera de un clúster proyectado de 250 MW.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por usuario final: Las empresas de servicios públicos anclan la demanda, las industrias se aceleran

Las empresas de servicios públicos aportaron el 58.0% de las ventas de 2024, lo que refleja el despacho centralizado por parte de 16 compañías regionales y 42 distribuidores que gestionan la mayor parte del mercado eléctrico iraní.^{[ 6 ]CIGRÉ, "Presentación PowerPoint", cigre.org} El despliegue de contadores inteligentes FAHAM abarca 8 millones de puntos de conexión y tiene como objetivo reducir las pérdidas técnicas por debajo del 10% para 2027.

Las instalaciones comerciales e industriales representaron el 41% del consumo y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 5.9%, ya que las exenciones para los autogeneradores protegen a las fábricas de los apagones programados. Contratos que suman 6 GW conectan las turbinas de MAPNA con clústeres metalúrgicos, petroquímicos y de centros de datos, lo que subraya la profunda integración industrial en el mercado eléctrico iraní. Los compradores residenciales representan aproximadamente el 24% de la energía suministrada; los aumentos tarifarios impulsan el ahorro energético y aceleran la adopción de energía solar fotovoltaica en los tejados, como lo demuestra la instalación de 20,000 nuevos sistemas residenciales en 2024.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Análisis geográfico

La provincia de Teherán representó casi una quinta parte de la demanda nacional en 2024, con un pico de consumo que aumentó 3 GW interanual. A pesar de las mejoras prioritarias, los distritos de bajos ingresos siguen sufriendo apagones de cuatro horas, mientras que las zonas acomodadas permanecen iluminadas, lo que pone de manifiesto los riesgos para la equidad social.

Juzestán alberga yacimientos de petróleo y gas, así como la central nuclear de Karun (300 MW), lo que la posiciona como un centro neurálgico tanto para los hidrocarburos como para la energía nuclear. Las centrales de gas de antorcha aportan 250 MW a la red eléctrica regional, reforzando la resiliencia del mercado eléctrico iraní.

Isfahán lidera el camino en energías renovables gracias al parque solar Aftab-e-Sharq de 600 MW, que, una vez finalizado, aumentará significativamente la penetración de energías renovables en la provincia por encima del 15 %. Las provincias del norte del Caspio se enfrentan a una disminución del 28 % en el caudal de los embalses, lo que dificulta tanto la refrigeración hidroeléctrica como la térmica, impulsando el intercambio de energía desde los centros de gas del sur.

Las regiones rurales y nómadas se han beneficiado de 28,000 kits solares portátiles distribuidos desde 2019, lo que ha elevado la electrificación rural al 83.9% y ha generado energía excedente para centrales eléctricas virtuales. Las zonas costeras del sur, que experimentan veranos con temperaturas de hasta 41 °C, ocupan el primer lugar en proyectos piloto de baterías a gran escala que reducen los picos de demanda vespertinos, lo que mejora la flexibilidad del mercado eléctrico iraní.