Visión general del mercado
| Periodo de estudio | 2020 - 2030 |
|---|---|
| Año base para la estimación | 2024 |
| Período de datos de pronóstico | 2025 - 2030 |
| Volumen de mercado (2025) | 25.29 gigavatio |
| Volumen de mercado (2030) | 44.33 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2025 - 2030) | 11.88% CAGR |
| Concentración de mercado | Alto |
Principales actores *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular Imagen © Mordor Intelligence. Reutilización permitida bajo la licencia CC BY 4.0. | |
Análisis del mercado eléctrico de Uzbekistán por Mordor Intelligence
Se espera que el tamaño del mercado energético de Uzbekistán en términos de base instalada crezca de 25.29 gigavatios en 2025 a 44.33 gigavatios en 2030, a una CAGR del 11.88 % durante el período de pronóstico (2025-2030).
El aumento de la actividad industrial, el rápido crecimiento demográfico y los mandatos presidenciales que buscan una penetración del 40 % de energías renovables mantienen el ciclo alcista. Si bien los activos térmicos aún dominan la distribución, el proceso de subastas ha comprimido las tarifas de energía solar y eólica por debajo de los 0.02 USD por kWh, atrayendo capital hacia las energías renovables a gran escala. [1] Masdar, “Masdar firma un acuerdo para desarrollar un proyecto solar de 1.5 GW en Uzbekistán”, masdar.ae. Los desarrolladores se apresuran a asegurar acuerdos de compra de energía a largo plazo antes de que las pérdidas en la red y la volatilidad de los precios del combustible reduzcan la rentabilidad. La rápida electrificación comercial e industrial, especialmente en los clústeres textiles y mineros, está fragmentando las previsiones de carga e intensificando la presión sobre la inversión en transmisión. [2] Banco Mundial, “Panorama general de Uzbekistán”, worldbank.org
Conclusiones clave del informe
- Por fuente de energía, la generación térmica representó el 74.6% de la participación en el mercado energético de Uzbekistán en 2024; se prevé que las energías renovables crezcan a una CAGR del 20.3% hasta 2030.
- Por usuario final, las empresas de servicios públicos representaron una participación del 72.5% del tamaño del mercado energético de Uzbekistán en 2024, mientras que el segmento comercial e industrial avanza a una CAGR del 14.1% hasta 2030.
Tendencias y perspectivas del mercado energético de Uzbekistán
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Objetivos gubernamentales en materia de energías renovables y subastas competitivas | + 3.2% | Nacional, con concentración en las regiones de Bujará, Samarcanda y Navoi | Mediano plazo (2–4 años) |
| Creciente demanda de electricidad debido al crecimiento poblacional e industrial | + 2.8% | Nacional, con avances tempranos en Tashkent, el valle de Fergana y Andiján | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Financiación internacional para modernizar la flota de gas | + 1.9% | Nacional, centrado en los complejos termales de Syrdarya y Tashkent | Corto plazo (≤ 2 años) |
| El alto potencial de recursos solares y eólicos reduce el LCOE | + 2.1% | Bukhara, Navoi y Karakalpakstán para la energía solar; Tierras altas de Zarafshan para el viento | Mediano plazo (2–4 años) |
| Comercio regional de energía a través de las actualizaciones del sistema eléctrico de Asia Central | + 0.9% | Frontera con Tayikistán, Kirguistán y Afganistán vía CASA-1000 | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Microrredes piloto de blockchain para aldeas remotas | + 0.3% | Karakalpakstán rural, Surkhandarya y Kashkadarya | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Objetivos gubernamentales de energía renovable y subastas competitivas
El Decreto Presidencial 60 de enero de 2024 creó una prima de alimentación y exigió un 40 % de capacidad renovable para finales de la década, lo que provocó la firma de acuerdos por valor de 4.5 millones de dólares en 12 meses. [3] Oficina del Presidente, “Decreto Presidencial 60 sobre la aceleración del desarrollo de la energía renovable”, president.uz El diseño de la subasta, una oferta inversa con PPA respaldados por el Estado a 25 años, elevó la tarifa solar de 1.5 GW de Masdar en Samarcanda a 0.0165 dólares por kWh, un 40 % por debajo de los costes marginales de la generación a gas. El tramo eólico paralelo de 1.5 GW de ACWA Power en Bujará y Navoi profundizó la producción variable, empujando al operador de la red hacia proyectos piloto de almacenamiento que aún no cuentan con financiación. La ausencia de un mercado de certificados renovables limita a los compradores corporativos, pero las ofertas para la ronda de 2025 de Total Eren y SkyPower sugieren que la cartera sigue sobresuscrita. [4] Total Eren, “Total Eren seleccionada para desarrollar un proyecto solar de 500 MW en Uzbekistán”, total-eren.com
Creciente demanda de electricidad debido al crecimiento poblacional e industrial
La población ascendió a 36.6 millones en 2024, y el PIB per cápita aumentó un 22 % en términos reales, impulsando la posesión de electrodomésticos y la penetración del aire acondicionado en las zonas urbanas. El consumo industrial de electricidad se disparó un 31 % entre 2020 y 2024, impulsado por las fábricas textiles que quintuplicaron el consumo en el valle de Ferganá. La minería en Navoi y Zarafshan ahora absorbe el 18 % de la carga industrial, operando las 24 horas del día e intensificando las necesidades de carga base. El Marco de Política Industrial 2024-2026 prevé 3.5 GW de capacidad cautiva, aunque solo el 40 % está financiado. Las tarifas subvencionadas, con un promedio de 0.03 USD por kWh, frenan las inversiones en eficiencia, un obstáculo que el proyecto piloto de contadores inteligentes de Tashkent pretende superar para 2026.
Financiamiento internacional para modernizar la flota de vehículos a gas
El préstamo de 500 millones de dólares del Banco Mundial y la línea de crédito concesional de 300 millones de dólares del Banco Asiático de Desarrollo están canalizando capital hacia la modernización de la red y las turbinas, lo que aumenta la eficiencia y reduce el consumo de gas. El paquete SGT-800 de 280 millones de euros de Siemens Energy en Syrdarya busca aumentar la eficiencia del ciclo al 58 % y reducir el consumo de combustible en 1.2 millones de m³ al año. GE Vernova y Mitsubishi Heavy Industries buscan mejoras similares, sujetas a importaciones de gas asequibles de Turkmenistán. La producción nacional disminuyó un 6 % en 2024, lo que expuso a las plantas a importaciones al contado con precios un 30 % superiores a los precios locales en boca de pozo.
Alto potencial de recursos solares y eólicos que reduce el LCOE
Bujará y Navoi reciben entre 2,800 y 3,100 kWh/m² anuales, lo que permite que los módulos bifaciales alcancen un factor de capacidad del 28 % sin seguidores. Los precios de los paneles cayeron un 22 % interanual, hasta los 0.11 USD por W, en el tercer trimestre de 2024, lo que redujo el periodo de recuperación de la inversión a 6-7 años. La velocidad media del viento en Zarafshan es de 7.5 a 8.2 m/s a una altura de buje de 100 m, lo que permite alcanzar un factor de capacidad del 35 % al 38 % para las turbinas modernas. La planta híbrida de 500 MW de Total Eren combina 100 MWh de almacenamiento para estabilizar la producción y reducir las comisiones de compensación en un 18 %.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Envejecimiento de la infraestructura de la red y pérdidas técnicas | -2.4% | Nacional, aguda en el valle de Fergana y Karakalpakstán | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Exposición a la volatilidad del precio del gas natural | -1.7% | Nacional, concentrado en regiones dependientes del calor (Syrdarya, Tashkent) | Mediano plazo (2–4 años) |
| Riesgo de escasez de agua para activos térmicos e hidroeléctricos | -1.1% | Cuenca del mar de Aral, sistemas fluviales Amu Darya y Syr Darya | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Incertidumbre regulatoria sobre el acceso abierto y las tarifas de los IPP | -0.9% | Nacional, que afecta a los consumidores comerciales e industriales. | Mediano plazo (2–4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Envejecimiento de la infraestructura de la red y pérdidas técnicas
Las pérdidas de transmisión y distribución promediaron entre el 15 % y el 20 % en 2024, el doble de las de referencia de sus pares, debido a la corrosión de los conductores de aluminio y a la obsolescencia de las líneas de 110 kV. El 62 % de la red nacional, de 38 000 km, es anterior a 1995 y carece de detección digital de fallos. Las caídas de tensión superiores al 10 % en el valle de Ferganá obligan a las fábricas a adquirir bancos de condensadores privados, lo que añade entre 50 000 y 80 000 USD por kW a la inversión en capital. El Plan de Modernización de la Red 2024-2028 destina 1200 millones de USD a la modernización de 240 subestaciones; sin embargo, los retrasos en las adquisiciones han retrasado la implementación hasta finales de 2025.
Exposición a la volatilidad del precio del gas natural
La producción nacional se redujo a 48 mil millones de m³ en 2024, mientras que las importaciones desde Rusia costaban 250 USD por 1,000 m³, lo que redujo los márgenes de las centrales de gas y provocó un aumento del 12 % en las tarifas industriales. Las negociaciones con Turkmenistán para obtener 5 mil millones de m³ anuales se estancaron debido a la fijación de precios, lo que afectó el riesgo del combustible a factores geopolíticos. Los proyectos de modernización con un precio de gas de 200 USD ahora enfrentan posibles sobrecostos que podrían retrasar la puesta en marcha y frenar el ciclo de inversión a corto plazo del mercado eléctrico de Uzbekistán.
Análisis de segmento
Por fuente de energía: El aumento de las energías renovables redefine el orden de mérito de despacho
Las energías renovables instaladas se expandieron a una CAGR del 20.3 % entre 2024 y 2030, el ritmo más rápido entre los grupos de combustibles, elevando su contribución al 40 % de la capacidad proyectada y comprimiendo el despacho de gas durante las horas de luz diurna. El tamaño del mercado eléctrico de Uzbekistán para energías renovables superará al carbón y se acercará a los volúmenes de gas para 2028. Los activos térmicos, que aún mantienen el 74.6 % de la capacidad instalada en 2024, enfrentan turbinas envejecidas y aumento de los costos del combustible importado que erosionan su participación en el mercado eléctrico de Uzbekistán durante la generación solar máxima. [5] Banco Asiático de Desarrollo, “Uzbekistán: Proyecto de Desarrollo del Sector Eléctrico”, adb.org La huella de 2.1 GW de energía hidroeléctrica sufre recortes estacionales, mientras que la planta nuclear de 2.4 GW de Rosatom más un SMR de 330 MW reforzará la carga base nocturna después de 2030.
Un cambio de segundo orden radica en los sistemas híbridos de energía solar, eólica y almacenamiento, como el complejo Karakalpakstán de 500 MW de Total Eren, que alcanza un factor de capacidad del 65 % y desplaza a las centrales diésel de punta en zonas remotas. La única unidad Angren de 600 MW, de carbón, está programada para su retirada en 2028, según la hoja de ruta de descarbonización, lo que liberará ancho de banda de transmisión para las energías renovables variables. En consecuencia, el mercado eléctrico de Uzbekistán está evolucionando hacia un orden de mérito más plano que premia los servicios de flexibilidad, como el almacenamiento en baterías y la respuesta a la demanda.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
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Por usuario final: el segmento comercial e industrial supera al de servicios públicos
Las empresas de servicios públicos absorbieron el 72.5 % de la electricidad en 2024, pero los compradores comerciales e industriales están creciendo 2.3 puntos porcentuales más rápido, lo que refleja el cambio estructural del mercado eléctrico de Uzbekistán hacia las exportaciones de valor añadido. Tan solo las fábricas textiles del valle de Fergana y Andiján quintuplicaron su demanda entre 2020 y 2024, mientras que las minas de Navoi y Zarafshan representan ahora el 18 % de la demanda industrial. El tamaño del mercado eléctrico de Uzbekistán dedicado a C&I podría dispararse una vez que las normas de acceso abierto permitan la compra directa a los promotores de energías renovables; las iniciativas de cabildeo se centran en lograr este objetivo para 2026.
El consumo residencial promedia 1,800 kWh per cápita, un 40 % menos que en Kazajistán, lo que implica un potencial alcista latente una vez que el crecimiento de los ingresos y la reforma tarifaria impulsen la penetración de los electrodomésticos. Se espera que el proyecto piloto de contadores inteligentes en Tashkent migre a 500,000 hogares a precios que reflejen los costos para 2026, reduciendo la demanda máxima y liberando margen para la expansión industrial. Las soluciones cautivas de energía solar y almacenamiento, presentadas por SkyPower Global y Helios Energy, están a punto de acelerarse una vez que se aclare la legislación sobre las tarifas de transporte.
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Análisis geográfico
Taskent y el Valle de Ferganá consumen en conjunto el 52% de la electricidad nacional, pero ocupan tan solo el 38% de la superficie, lo que pone de relieve el desajuste espacial entre los centros de suministro y de carga. Los centros de datos y oficinas de Taskent generan el 28% de la demanda total y sobrecargan los alimentadores de 220 kV por encima de su capacidad de diseño durante el calor del verano. Las industrias textiles del Valle de Ferganá, repartidas entre Ferganá, Andiján y Namangán, sufren caídas de tensión crónicas debido a subestaciones anticuadas.
Samarcanda y Bujará, antaño bastiones agrícolas, se están transformando en centros de energía renovable gracias al desarrollo de 1.5 GW de energía solar en Masdar y al tramo eólico de 1.5 GW de ACWA Power, que exportará 4.2 TWh anuales para 2027. La escasa demanda de Karakalpakstán obliga a modernizar la línea de 500 kV para que el complejo híbrido de Total Eren pueda suministrar energía a Tashkent. La escasez de agua en la cuenca del mar de Aral ya ha obligado a una reducción del 12% en la producción hidroeléctrica durante el verano de 2024, lo que ilustra la sensibilidad climática del suministro.
Los corredores comerciales regionales amplifican la resiliencia del sistema. CASA-1000 permitirá 1,000 MW de comercio bidireccional para 2027, y las conversaciones con Kazajistán buscan liberar el Sistema Energético Unificado de Rusia para las importaciones de invierno y las exportaciones de verano, lo que podría reducir entre un 8 % y un 10 % las necesidades de margen de reserva. Uzbekistán exportó 1.2 TWh a Afganistán en 2024, generando ingresos por 72 millones de dólares, aunque el riesgo de pagos continuos limita la expansión.
Panorama competitivo
Las empresas estatales JSC Thermal Power Plants, Uzbekhydroenergo y la Red Eléctrica Nacional de Uzbekistán aún dominan la carga base y la red de suministro, pero su participación agregada está disminuyendo a medida que los productores internacionales de energía independientes despliegan 4.5 GW de energías renovables adjudicadas en subastas entre 2024 y 2027. Masdar, ACWA Power y Total Eren impulsan conjuntamente la construcción de plantas solares y eólicas que desplazarán el uso de aproximadamente 3200 millones de m³ de gas al año, lo que erosionará los ingresos estatales por generación térmica. La construcción nuclear de Rosatom, valorada en 11 000 millones de dólares, posiciona a la empresa rusa como proveedor de carga base a largo plazo, diversificando el riesgo de los recursos y reduciendo el consumo de gas nocturno.
Los proveedores de equipos Siemens Energy, GE Vernova y Mitsubishi Heavy Industries buscan 800 millones de dólares en modernizaciones de ciclos combinados, basándose en contratos de combustible asequibles con Turkmenistán o Rusia. SkyPower Global y Helios Energy buscan sistemas de energía en tejados de 200 a 500 kW para fábricas textiles, ofreciendo contratos de servicio energético a 15 años que rebajan las tarifas de la red eléctrica en un 20 %. Las microrredes blockchain, financiadas con una subvención de 50 millones de dólares del Banco Mundial, podrían abrir una nueva franquicia rural si los entornos de pruebas regulatorios permiten el comercio tokenizado entre pares.
Líderes de la industria energética de Uzbekistán
Mitsubishi Industrias Pesadas Ltda.
Compañía de energía limpia de Masdar
Helios Energy Ltda.
Sky Power Ltd
Compañía Federal de Hidrogeneración RusHydro PAO
- *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular
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Desarrollos recientes de la industria
- Abril de 2025: El Banco Asiático de Desarrollo (BAsD), el Banco Asiático de Inversión en Infraestructura (BAII) y los Ministerios de Energía de Azerbaiyán, Kazajstán y Uzbekistán firmaron un Memorando de Entendimiento (MOU) para apoyar el Estudio de Viabilidad del Proyecto del Corredor de Energía Verde del Caspio.
- Marzo de 2025: Voltalia ha conseguido un acuerdo de compra de energía (PPA) de 25 años para su proyecto híbrido solar-eólico de 526 MW en Uzbekistán, que incluye un sistema de almacenamiento de energía en baterías de 1 GWh.
- Diciembre de 2024: Masdar ha puesto en funcionamiento el parque eólico Zarafshan de 500 MW en Uzbekistán, capaz de abastecer de electricidad a 500,000 hogares. Se espera que el proyecto evite la emisión de 1.1 millones de toneladas de dióxido de carbono al año. Es el parque eólico más grande de Asia Central.
- Octubre de 2024: ACWA Power y Sumitomo Corporation se asocian para desarrollar proyectos solares y eólicos por valor de 4.2 millones de dólares en las regiones de Samarcanda y Karakalpakstán en Uzbekistán.
Alcance del informe sobre el mercado eléctrico de Uzbekistán
La industria energética, a menudo denominada sector eléctrico, abarca toda la cadena de valor de la electricidad, desde la generación y la transmisión hasta la distribución y la venta. Este sector integra organizaciones, tecnologías e infraestructura, garantizando que las fuentes de energía primaria se transformen de forma eficiente y segura en energía eléctrica para los usuarios finales.
El mercado eléctrico uzbeko está segmentado por fuentes de energía, usuarios finales y nivel de tensión de transmisión y distribución (T&D) (solo análisis cualitativo). Por fuente de energía, el mercado se segmenta en térmica, nuclear y renovable. Por usuario final, se clasifica en servicios públicos, comercial e industrial, y residencial. Además, el informe profundiza en los niveles de tensión de transmisión y distribución (T&D), ofreciendo información cualitativa sobre la transmisión de alta tensión, la subtransmisión, la distribución de media tensión y la distribución de baja tensión.
Por fuente de energía
| Térmica (carbón, gas natural, petróleo y diésel) |
| Nuclear |
| Energías renovables (solar, eólica, hidroeléctrica, geotérmica, biomasa y residuos, mareomotriz) |
Por usuario final
| Servicios públicos |
| Comercial e Industrial |
| Residencial |
Por nivel de voltaje T&D (solo análisis cualitativo)
| Transmisión de alto voltaje (más de 230 kV) |
| Subtransmisión (69 a 161 kV) |
| Distribución de media tensión (13.2 a 34.5 kV) |
| Distribución de baja tensión (hasta 1 kV) |
| Por fuente de energía | Térmica (carbón, gas natural, petróleo y diésel) |
| Nuclear | |
| Energías renovables (solar, eólica, hidroeléctrica, geotérmica, biomasa y residuos, mareomotriz) | |
| Por usuario final | Servicios públicos |
| Comercial e Industrial | |
| Residencial | |
| Por nivel de voltaje T&D (solo análisis cualitativo) | Transmisión de alto voltaje (más de 230 kV) |
| Subtransmisión (69 a 161 kV) | |
| Distribución de media tensión (13.2 a 34.5 kV) | |
| Distribución de baja tensión (hasta 1 kV) |
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Preguntas clave respondidas en el informe
¿Qué tamaño tendrá el mercado energético de Uzbekistán en 2025?
El tamaño del mercado energético de Uzbekistán es de 25.29 GW y está en camino de alcanzar los 44.33 GW en 2030.
¿Qué impulsa la inversión en energías renovables en Uzbekistán?
Un decreto presidencial que exige una penetración de energía renovable del 40% para 2030 y tarifas de subasta inferiores a USD 0.02 por kWh están acelerando el desarrollo de energía solar y eólica.
¿Qué segmento está creciendo más rápido?
La demanda comercial e industrial se está expandiendo a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 14.1%, superando a los servicios públicos gracias a la electrificación textil y minera.
¿Cómo afectará la planta nuclear de Rosatom al mix de generación?
La planta VVER-1200 de 2.4 GW más un SMR de 330 MW agregarán el 11% de la capacidad proyectada para 2030 y reducirán el consumo de gas durante la noche.
¿Qué desafíos podrían frenar el crecimiento?
Las elevadas pérdidas de la red, la volatilidad del precio del gas, la escasez de agua y las normas de acceso abierto inciertas amenazan la ejecución oportuna del proyecto.
¿Qué tan competitivas son las tarifas solares en Uzbekistán?
La subasta solar de Samarcanda se cerró a 0.0165 dólares por kWh, lo que supone un descuento del 40% en el coste variable de la generación a gas.
