Análisis del tamaño y la participación del mercado energético de Omán: tendencias de crecimiento y pronóstico (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado energético de Omán

Aceleración del desarrollo de energía solar fotovoltaica a escala de servicios públicos

OPWP cuenta con 1.6 GW de capacidad solar y eólica en proceso de licitación activa para 2026, liderada por la planta solar de Al Kamil y los parques eólicos de Mahoot y Sadah.^{[ 2 ]Redacción de Oman Observer, “Se acelera la previsión de capacidad instalada en proyectos solares”, Oman Observer, omanobserver.om} El proyecto Ibri III, de 500 MW, que combina energía solar y una batería de 100 MWh, adjudicado en septiembre de 2025, introdujo el primer sistema de almacenamiento de energía a gran escala de Omán y ofreció un LCOE inferior a 2.5 centavos de dólar estadounidense por kWh. Esta tarifa es inferior al coste marginal de la energía generada con gas subvencionada, lo que acelera el cierre forzoso de las unidades de ciclo combinado más antiguas. Las centrales Manah I y II, puestas en marcha en 2025, elevaron la capacidad de energía renovable a 1.7 GW y suministraron el 11.5 % de la generación en mayo de 2025.^{[ 3 ]Masdar, "Masdar firma un PPA para el proyecto solar Ibri III de 500 MW en Omán", masdar.ae} Para alcanzar su objetivo de 6 GW de energía solar para 2030-2031, OPWP debe añadir más de 1 GW anualmente, un ritmo que exige un gran esfuerzo a la capacidad de contratación de empresas nacionales y que refuerza el papel de contratistas extranjeros con experiencia en proyectos de varios gigavatios. El consiguiente flujo de inversión de capital posiciona a los participantes del mercado eléctrico de Omán para la localización de la cadena de suministro de módulos, inversores y servicios de integración a la red.

Interconexión norte-sur de 400 kV: Impulsando los corredores de energías renovables

La fase 1 del programa “Rabt” de OETC finalizó en noviembre de 2023 con 670 km de líneas de 400 kV, y los contratos de la fase 2, por un valor de 322 millones de riales omaníes, se firmaron en marzo de 2024 con el objetivo de completarla en 2027.^{[ 4 ]Compañía de Transmisión de Electricidad de Omán, “Adjudicación de la Fase 2 del Programa Rabt”, OETC, oetc.om} La red principal conecta las zonas eólicas interiores de Duqm, Mahoot y Sadah con los centros de demanda costeros y se estima que impulsará el crecimiento a largo plazo. Una interconexión independiente de 1,600 MW con la red GCC, prevista para el cuarto trimestre de 2026, permite la exportación del excedente de energía solar invernal y la importación de capacidad térmica regional durante los picos de demanda de aire acondicionado en verano en Omán. Con la interconexión en marcha, OPWP puede gestionar una cartera de equilibrio similar a la participación de Dinamarca en la red nórdica, suavizando la variabilidad de las energías renovables en una mayor extensión geográfica. Las actualizaciones del código de red, incluyendo la compensación de potencia reactiva y los requisitos de tolerancia a fallos, retrasaron varios proyectos eólicos, pero una vez cumplidas, la arquitectura permitirá una red autorreparable que aspira a una penetración de energías renovables del 30 % para 2030.

Megaproyectos basados ​​en hidrógeno verde impulsan nueva demanda de electricidad

Las nueve concesiones de Hydrom apuntan a 1.5 millones de toneladas anuales de hidrógeno para 2030, un proyecto que requiere aproximadamente 35 GW de energías renovables dedicadas. La planta de amoníaco Duqm de ACME consumirá 1.2 GW de energía solar y eólica cuando la Fase 1 entre en funcionamiento en el cuarto trimestre de 2026. La primera fase de Hyport Duqm, con una capacidad de 50 000 toneladas anuales, y los tres complejos de acero verde anunciados se traducen en un incremento de 3-4 GW de carga de electrolitos y hornos, lo que sitúa al centro de Duqm en un perfil de carga base más pico que no se observa en las zonas industriales tradicionales. Los licitadores en la próxima Ronda 3 de Hydrom deben obtener financiación para el proyecto sin garantías soberanas, lo que pone a prueba los indicadores de solvencia en un contexto de evolución de las normas de importación de amoníaco de la UE. Un cierre financiero exitoso generará señales de demanda a largo plazo para los desarrolladores de energía solar y eólica en los corredores del mercado eléctrico de Omán.

Adiciones rápidas de carga al centro de datos y a la minería de Bitcoin

Omán ocupaba el sexto lugar mundial en minería de Bitcoin para enero de 2026, albergando el 3% del hashrate global, alrededor de 32 EH/s, y explotando el arbitraje de gas natural no disponible en los mercados liberalizados. La expansión de Green Data City a 400 MW y el plan de Alps Blockchain para hasta 400 MW en conjunto se acercan al 5% de la capacidad instalada, presionando las redes de distribución de Mascate y Sohar diseñadas para cargas industriales de menor intensidad. Debido a que OPWP socializa los costos fijos de generación a través de PPA a largo plazo, la demanda incremental de computación reduce las tarifas promedio del sistema, subsidiando involuntariamente proyectos de alta energía pero bajo empleo. Los operadores de distribución han instalado 1.13 millones de medidores inteligentes, 75% de cobertura nacional, pero las subestaciones rurales aún carecen de integración SCADA completa, lo que retrasa el monitoreo remoto de la distorsión armónica y las caídas de voltaje. Las medidas de mitigación a corto plazo se centran en la mejora de los bancos de condensadores y los filtros armónicos activos, pero la estabilidad a largo plazo depende de tarifas que reflejen los costes y que controlen las cargas de criptomonedas no planificadas.

Salidas limitadas de capital privado debido al modelo de comprador único.

La compra de monopsonios y los PPA a 20 años de OPWP restringen la liquidez del mercado secundario. Los patrocinadores de capital privado que se deshacen de activos saudíes tras 5-7 años no encuentran un camino similar en Omán, donde la ausencia de exposición al mercado libre reduce las tasas internas de retorno a cifras de un solo dígito. Centrales como Sohar Power (585 MW) y Barka II (673.5 MW) entraron en modo de preservación al expirar sus PPA, lo que subraya la falta de subastas de capacidad o mercados al contado que pudieran reciclar activos varados. El estancado proyecto de ley para un mercado de capacidad basado en el RPM de PJM mantiene a los fondos de pensiones y seguros al margen. Hasta que mejoren las opciones de salida, el reciclaje de capital hacia la nueva generación sigue siendo lento en todo el mercado eléctrico de Omán.

Los subsidios prolongados a las tarifas eléctricas retrasan la fijación de precios que reflejen los costos

Tras la reforma de enero de 2025, las tarifas residenciales se mantuvieron limitadas a entre 3 y 4 centavos de dólar estadounidense por kWh, muy por debajo del LCOE de entre 8 y 9.7 centavos de dólar estadounidense para un sistema típico de 2.2 kWp en azoteas de Mascate. Este desajuste retrasa la adopción del programa Sahim, con instalaciones insignificantes a pesar de que el 95 % expresó su disposición en encuestas de consumidores publicadas en 2023. Los subsidios también distorsionan la ubicación industrial, atrayendo plantas de alto consumo energético que posteriormente presionan en contra de la reforma, lo que genera exposición fiscal y resta aproximadamente un punto porcentual al crecimiento. El aplazamiento de la eliminación total de los subsidios hasta 2031 indica que las preocupaciones por la estabilidad social prevalecerán sobre la alineación tarifaria durante al menos otro ciclo presupuestario, posponiendo el punto de inflexión de la generación distribuida en el sector eléctrico de Omán. Las exenciones para grandes consumidores desequilibran aún más la base de costos, subsidiando de hecho las cargas de computación con un valor añadido doméstico mínimo.

Análisis de segmento

Por fuente de energía: El predominio de la energía térmica se enfrenta a la aceleración de las energías renovables.

La generación térmica capturó el 87.55% de la cuota de mercado eléctrico de Omán en 2025. Las nuevas plantas de ciclo combinado de Misfah y Duqm, diseñadas para una mezcla de hidrógeno del 30%, garantizan la capacidad de despacho hasta 2029, pero también fijan la demanda de gas procedente de los campos de Khazzan y Ghazeer de BP. Las energías renovables, lideradas por la energía solar fotovoltaica, contribuyeron con el 11.5% de la generación en mayo de 2025 y se prevé que superen los 9 GW en 2030. Se proyecta que el tamaño del mercado eléctrico de Omán para energías renovables crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 24.69% entre 2026 y 2031, a medida que la interconexión Norte-Sur elimine los cuellos de botella en la transmisión. Los parques eólicos de Duqm y Mahoot cuentan con factores de capacidad del 35-40%, pero el cierre financiero depende de las mejoras en la potencia reactiva que se están estandarizando en las revisiones del código de red. La energía nuclear sigue siendo comercialmente inviable con los costes actuales, y el carbón queda descartado por el compromiso de Omán de alcanzar las cero emisiones netas para 2050, lo que preserva el gas y las energías renovables como los dos pilares de la generación de energía.

Los efectos de segundo orden refuerzan el cambio de rumbo. Los precios de los módulos solares cayeron por debajo de 0.15 USD por vatio en 2025, lo que redujo el capex (incluido el EPC) a menos de 600 USD por kW y aplanó la curva de costos de las empresas de servicios públicos. Los costos de las baterías siguieron la misma tendencia, lo que permitió a las plantas híbridas, como Ibri III, proporcionar servicios de rampa que antes eran suministrados por turbinas de gas de ciclo abierto. El mercado eléctrico de Omán ahora ve a los licitadores ofreciendo PPA de energía solar con almacenamiento a menos de 3 centavos de dólar estadounidense por kWh, en comparación con los 4-5 centavos para las nuevas CCGT. A medida que se endurecen los ajustes fronterizos del carbono en Europa, las turbinas preparadas para el hidrógeno adquieren relevancia estratégica; las plantas que no pueden modernizarse corren el riesgo de quedar obsoletas antes de que finalice el plazo del PPA.

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 lideran, la electrificación industrial se acelera.

Las empresas de servicios públicos suministraron el 55.3 % de la electricidad en 2025 a través de tres distribuidores regionales que atienden a 1.35 millones de clientes. Sin embargo, las grandes industrias impulsan el crecimiento más rápido, y se espera que el segmento crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 13.5 % a medida que las acerías electrifican sus hornos y los productores de hidrógeno ponen en marcha electrolizadores. Se prevé que el tamaño del mercado eléctrico de Omán para la demanda comercial e industrial se expanda de un estimado de 6.4 GW en 2026 a casi 12 GW para 2031, lo que refleja el auge del hidrógeno verde. Solo las instalaciones de minería de Bitcoin podrían superar los 800 MW para 2028, una carga equivalente a la de la central de ciclo combinado Duqm, creando una nueva categoría de carga base que desafía las estructuras tarifarias existentes.

Las ventas residenciales experimentan un crecimiento moderado del 5-6% en medio de la casi saturación del aire acondicionado. La penetración de contadores inteligentes, que supera el 75%, permite tarifas por franjas horarias que, de aplicarse a nivel nacional, reducirían entre un 10% y un 15% los picos de consumo vespertinos. La energía solar con almacenamiento en las instalaciones del cliente sigue sin ser rentable con las subvenciones actuales, pero podría experimentar un auge una vez que Sahim II autorice la financiación por parte de terceros. Los clientes comerciales, especialmente hoteles y centros comerciales, muestran una mayor elasticidad tarifaria y son pioneros en la adopción de contratos de respuesta a la demanda que otorgan ahorros en la factura del 15-20% por derechos de reducción de consumo. En general, la electrificación de la siderurgia, la industria química, la desalinización y la computación impulsa un cambio estructural en la forma de la carga, mejorando el factor de carga del sistema y reduciendo el coste medio de generación en todo el mercado eléctrico de Omán.

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

Análisis geográfico

La gobernación de Mascate y el corredor de Batinah representaron aproximadamente el 65 % de la capacidad instalada en 2025; sin embargo, se prevé que la Zona Económica Especial de Duqm y Dhofar registren el mayor crecimiento de la demanda hasta 2031. La interconexión de Rabt, al permitir el cierre de 14 plantas de diésel, redirigió 175 millones de litros de diésel al año y redujo 474 000 toneladas de emisiones de CO₂. Con la Fase 2 en marcha para 2027, la energía solar y eólica del interior ahora cuenta con una vía de evacuación clara hacia las zonas costeras.

Duqm se consolida como un centro energético industrial. La planta de amoníaco de ACME, Hyport Duqm, con una capacidad de 100 000 toneladas anuales, y tres proyectos de acero verde requieren en conjunto más de 4 GW de energía dedicada, una magnitud que exige la construcción acelerada de ramales de 400 kV y subestaciones que aún no están presupuestadas en el plan de inversión de OETC. La falta de sincronización entre la construcción de la red de transmisión y los hitos del proyecto conlleva el riesgo de activos de generación inactivos y retrasos en los ingresos por exportación de hidrógeno, lo que introduce un riesgo de retraso en el mercado eléctrico de Omán. Mientras tanto, la gobernación de Dhofar aprovecha los 121 596 contadores inteligentes de Nama Dhofar y el IPP Salalah-2 para integrar hasta 300 MW de energía eólica costera una vez que se complete el refuerzo de 132 kV en 2028.

En el norte, el enclave industrial de Sohar consumió aproximadamente 2.5 GW en 2025 y añadirá otro 1 GW para 2030 a medida que avancen las expansiones de GNL a metanol y aluminio. Se están instalando equipos de soporte de voltaje para mantener el corredor de 220 kV dentro de ±5 % del valor nominal. Las regiones interiores, como Al Wusta, adoptan estrategias de microrredes centradas en sistemas híbridos de energía solar y baterías que reducen el uso de diésel hasta en un 90 %, disminuyendo el LCOE a menos de 10 centavos de dólar estadounidense por kWh. Una vez que la interconexión del CCG entre en funcionamiento en el cuarto trimestre de 2026, Omán espera importar capacidad durante los picos de verano y exportar los excedentes de energía eólica y solar en invierno, posicionando al mercado eléctrico de Omán como un futuro centro de equilibrio para la red más amplia del CCG.