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Tendencias e información del mercado de energías renovables de Irán

El objetivo gubernamental de 10 GW cataliza la transformación regulatoria

Un objetivo de referencia de 10 GW para 2025 reformó la cultura de autorización de permisos en Irán, reduciendo los ciclos de aprobación solar de años a meses y desbloqueando 29.000 MW de proyectos fotovoltaicos solo en el primer trimestre de 2025.^{[1]Tehran Times, "Irán concede permisos para 29 GW de energía solar", tehrantimes.com} SATBA opera ahora una plataforma de ventanilla única que emite garantías de conexión a la red junto con licencias de uso de suelo, reduciendo drásticamente la incertidumbre legal y los costos de transacción de los desarrolladores. La supervisión presidencial otorga al objetivo un peso político que trasciende los cambios ministeriales, integrando las energías renovables en los cálculos de seguridad energética nacional. El impulso político aumenta el riesgo de ejecución en el lado de la red, ya que las actualizaciones de transmisión deben mantener el ritmo del aluvión de proyectos; de no lograrlo, podría dejar varados aproximadamente un tercio de los megavatios autorizados para 2027. No obstante, el mercado de energías renovables iraní se beneficia de la mayor visibilidad prospectiva que ha experimentado en dos décadas, lo que desencadena adquisiciones de largo ciclo e inversiones en manufactura local que anteriormente no eran viables.

La alta disponibilidad de recursos solares y eólicos permite una generación competitiva en costos

Más de 300 días soleados al año y corredores eólicos que registran velocidades constantes de 7 m/s ofrecen ventajas de costos naturales que pocos mercados similares pueden igualar. Las Naciones Unidas estiman el potencial eólico explotable del país en cerca de 20 GW, mientras que las oportunidades de biomasa se sitúan en torno a 800 MW, ofreciendo diversificación más allá del crecimiento solar principal.^{[2]Naciones Unidas, "Hoja de ruta renovable para Irán", un.org} El Parque Eólico Mil Nader de MAPNA verificó el potencial teórico, registrando un factor de capacidad del 85,49% en junio de 2024, un récord mundial y una demostración práctica de que los activos eólicos iraníes pueden comportarse como plantas de carga base. Los costos nivelados de electricidad solar ya se sitúan dentro de la banda de tarifas de combustibles fósiles subsidiados en Yazd y Kerman, eliminando la prima histórica que obstaculizaba la bancabilidad. La concentración de recursos, sin embargo, impone un dilema de transmisión norte-sur; la región de Sistán y Baluchistán, rica en recursos eólicos, sigue estando lejos de los centros de carga de Teherán, lo que presiona a los responsables de políticas a priorizar la expansión de la red troncal de 400 kV. Las perspectivas geotérmicas emergen en Azerbaiyán Occidental, donde la perforación exploratoria ha confirmado temperaturas de yacimiento superiores a 120 °C, suficientes para unidades de potencia de ciclo binario según datos preliminares de SATBA publicados en 2024 en el Tehran Times.

El aumento de la demanda eléctrica transforma el cálculo de seguridad energética

La carga máxima superó los 72.000 MW en 2023, dejando a los operadores con un déficit de 14.000 MW durante las olas de calor de julio y obligando a quemar mazut de emergencia que deterioró la calidad del aire urbano. La demanda está aumentando en aproximadamente 5.000 MW al año, superando el ritmo de construcción de las grandes centrales térmicas que requieren largos plazos de ejecución. En consecuencia, los responsables de políticas han reencuadrado el mercado de energías renovables iraní como un instrumento de confiabilidad más que como un lujo medioambiental. Los déficits de los embalses de energía hidroeléctrica, que han caído al 40% del almacenamiento promedio, agudizan aún más la urgencia. Las plantas solares y eólicas modulares, desplegables en 12-18 meses, funcionan ahora como primera línea de defensa contra los apagones regionales, alineando los intereses de los inversores con los imperativos de estabilidad de la red.

La diversificación climática crea oportunidades de autonomía estratégica

El compromiso de Irán en el marco del Acuerdo de París, alcanzar el pico de emisiones antes de 2030, se superpone con la escasez de capital impulsada por las sanciones en el sector de hidrocarburos, elevando las energías renovables de una opción política a una necesidad estratégica. La Visión 2031 escala la ambición a 30 GW de capacidad limpia, un salto de 13 veces respecto a las instalaciones de 2021. Los modelos del Ministerio de Trabajo sugieren que cada gigavatio de energía solar y eólica apoya 45.000 años-trabajo en manufactura y construcción, vinculando la descarbonización con la creación de empleo. Los acuerdos bilaterales con China suministran polisilicio, seguidores solares y servicios de balance de planta que los proveedores occidentales no pueden exportar bajo las sanciones vigentes, lo que permite a la industria de energías renovables iraní cubrir el riesgo tecnológico y construir clústeres de fabricación local. Los borradores de políticas emergentes proponen centros de hidrógeno que aprovechan la salmuera geotérmica de baja temperatura, con ventanas de costos objetivo de entre 0,59 y 5,97 dólares por kilogramo para 2035, según escenarios de investigación publicados en el International Journal of Hydrogen Energy.

Las tarifas de combustibles fósiles subsidiados distorsionan la economía de las energías renovables

La electricidad minorista promedia 0,014 dólares por kWh, muy por debajo del punto de recuperación de costos de 0,035 dólares para la generación a gas, desplazando a los contratos de compra de energía solar a tarifa plena. Los modelos del Tesoro estiman que el gasto en subsidios representa cerca del 11% de los ingresos fiscales en 2025, aunque la reforma gradual sigue siendo políticamente delicada dado el estancamiento salarial y una inflación superior al 35%. Los usuarios industriales de electricidad gozan de descuentos más profundos, lo que coloca a las licitaciones de energías renovables a escala de servicios públicos en una desventaja estructural. Un borrador de reforma del precio de la energía presentado al parlamento en abril de 2025 propone tarifas escalonadas que elevarían las tasas para grandes usuarios en un 60% para 2028, un cambio que podría acelerar la adopción en el mercado de energías renovables iraní si se promulga.^{[3]JPIA, "Energy-subsidy reform scenarios", jpia.princeton.edu}

La volatilidad cambiaria infla los gastos de capital del proyecto

Una caída real del 28% frente al dólar estadounidense entre enero de 2024 y marzo de 2025 infló los precios de los módulos fotovoltaicos importados en términos locales en un 34%, a pesar de las caídas de costos a nivel global. Los desarrolladores compiten ahora por adelantar la adquisición de divisas extranjeras o negociar contratos de ingeniería, adquisición y construcción indexados, ambas tácticas que incrementan los requisitos de capital de trabajo. El paso de SATBA a pagar las tarifas de compra de energías renovables en riales vinculados a divisas duras estabiliza los flujos de caja futuros, pero no protege a los patrocinadores durante la construcción. La localización alivia el problema, pero no puede cubrir todos los componentes, dejando al mercado de energías renovables iraní expuesto a perturbaciones cambiarias periódicas que reducen las carteras de proyectos.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de segmentos

Por tecnología: la energía geotérmica irrumpe en un panorama dominado por la energía hidroeléctrica

La energía hidroeléctrica representó el 88,65% de la participación del mercado de energías renovables de Irán en 2025, reflejo de medio siglo de construcción de represas. Sin embargo, las disminuciones de afluencia impulsadas por la sequía y la sedimentación ahora reducen la producción energética anual un 12% por debajo de la capacidad nominal, revelando brechas de confiabilidad. En contraste, se proyecta que la energía geotérmica crezca a una CAGR del 55,9% hasta 2031, aprovechando los campos de alta entalpía en Azerbaiyán Occidental, donde los pozos delgados piloto registraron gradientes de 120-150 °C. Una unidad de demostración de ciclo binario de 5 MW prevista para 2026 pondrá a prueba la sostenibilidad del yacimiento bajo extracción comercial, y el éxito podría desbloquear una construcción provincial de 250 MW para 2030, según el expediente de viabilidad de SATBA. La energía solar goza de un sólido impulso político: se proyecta que el tamaño del mercado de energías renovables iraní para la energía fotovoltaica supere los 7,9 GW para 2031, impulsado por una construcción de 600 MW solo en 2024 y una cartera de permisos sin precedentes de 29 GW. La energía eólica sigue siendo el referente de rendimiento; el factor de capacidad del 85,49% de Mil Nader valida la ingeniería de turbinas y la selección de emplazamientos, posicionando las flotas terrestres como complementos despachables para los picos solares del mediodía. El papel de nicho de la bioenergía se amplió en abril de 2024, cuando una planta de residuos a energía de 10 MW entró en operación comercial cerca de Teherán, desviando 400 toneladas por día de residuos municipales de los vertederos y promoviendo los objetivos de la economía circular.

La complementariedad emerge a medida que los desarrolladores coubican instalaciones fotovoltaicas en los embalses de energía hidroeléctrica, utilizando la energía solar diurna para conservar el agua para el pico vespertino. Aftab-e-Sharq, el complejo solar más grande de Irán, ejemplifica las economías de escala: una construcción total de 600 MW, patrocinada por Mobarakeh Steel Company, abastecerá la demanda de carga base para un comprador industrial cautivo, creando una plantilla para la integración vertical. De cara al futuro, los pilotos de energía fotovoltaica flotante en las represas hidroeléctricas y las configuraciones híbridas de energía fotovoltaica-geotérmica en Kurdistán podrían diversificar el riesgo de recursos al tiempo que mejoran la eficiencia térmica, acelerando la migración del mercado de energías renovables de Irán hacia una cartera multitecnológica.

Nota: Las participaciones de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles al comprar el informe

Por usuario final: los compradores comerciales e industriales aceleran la generación distribuida

Las empresas de servicios públicos siguen dominando el tamaño del mercado de energías renovables iraní con una participación del 58,85% en 2025, gracias a mandatos exclusivos de proyectos a escala de red y acuerdos de compra garantizada. Su cartera incluye 600 plantas renovables en construcción que totalizan 13,5 GW, lo que refleja el papel central de la empresa pública de servicios públicos en la planificación de la capacidad. Sin embargo, la adquisición por parte del sector comercial e industrial es la que crece más rápidamente, expandiéndose a una CAGR del 14,85%, a medida que los objetivos corporativos de descarbonización y la cobertura ante apagones reconfiguran el cálculo de inversión. El patrocinio del sector siderúrgico en el proyecto Aftab-e-Sharq ilustra cómo la industria pesada considera ahora la autogeneración como estratégica para mantener la competitividad exportadora ante los inminentes ajustes por carbono en la frontera de los mercados de destino. Los compradores más pequeños del sector comercial e industrial aprovechan la energía fotovoltaica en techos y marquesinas de aparcamiento financiada mediante contratos de arrendamiento con opción a compra a cinco años, con períodos de recuperación comprimidos por debajo de cuatro años en zonas de alta irradiación una vez descontados los ahorros de autoconsumo. El segmento residencial queda rezagado debido a las tarifas minoristas ultrabajas, aunque los hogares sin acceso a la red en Kerman y Hormozgan demuestran un apetito latente cuando la paridad de costos se alinea con el ahorro en gasóleo.

Los cambios de política pueden acelerar el crecimiento del sector comercial e industrial: el decreto de SATBA de febrero de 2025 permite contratos de compra de energía bilaterales directos entre generadores y grandes consumidores, evitando la intermediación de las empresas de servicios públicos. Los primeros adoptantes incluyen dos plantas cementeras que contratan un total de 80 MW de energía eólica para estabilizar el suministro eléctrico a los hornos. Si las penalizaciones por uso de la red de transmisión se mantienen moderadas, los analistas esperan que la participación del sector comercial e industrial escale al 24% del mercado de energías renovables iraní para 2031, lo que indicaría un reequilibrio estructural de los centros de demanda.

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Análisis geográfico

Las provincias centrales, Isfahan, Fars e Yazd, representan aproximadamente el 36% de la cartera solar activa, gracias a niveles de irradiación superiores a 2.200 kWh/m² y la proximidad a compradores industriales. En mayo de 2025, se inició la construcción de un tramo de 297 MW de proyectos solares en estas tres provincias, respaldados por un fondo de capital plurianual de 96.000 millones de dólares aprobado por la Organización de Planificación y Presupuesto. Más al sur, la franja costera de Hormozgan alberga la primera estación fotovoltaica a escala de servicios públicos acoplada con baterías del país, una instalación de 50 MW emparejada con 25 MWh de almacenamiento de litio diseñada para suavizar la rampa de subida vespertina.

Sistán y Baluchistán destaca por la energía eólica: el potencial técnico modelado supera los 10 GW, aunque solo hay 180 MW en operación debido a cuellos de botella en la transmisión. La región es, no obstante, el ancla de las narrativas del mercado de energías renovables de Irán, dada la existencia de registros de rendimiento que rivalizan con los mejores emplazamientos terrestres del mundo. La asignación gubernamental de bonos soberanos para financiar una línea de doble circuito de 400 kV hacia Kerman subraya el reconocimiento de que el desajuste entre recursos y red es un lastre económico. Las provincias norteñas de Gilan y Mazandarán aprovechan los activos hidroeléctricos, pero ahora están pilotando la energía fotovoltaica flotante en los embalses de las represas para combatir las pérdidas por evaporación, añadiendo generación mientras se preservan los niveles del agua para el riego y el suministro de agua potable. Azerbaiyán Occidental emerge como la frontera geotérmica; un grupo de 30 manantiales termales cerca de la ciudad de Khoy posiciona a la provincia para la producción de energías renovables en carga base, una vez que el riesgo de perforación se mitigue mediante un próximo estudio geofísico conjunto entre Japón e Irán programado para 2026.

Las provincias fronterizas remotas adoptan modelos fuera de la red. Desde 2019, 28.000 hogares nómadas recibieron kits solares subsidiados, y el Ministerio de Agricultura ahora planea integrar bombas de riego por goteo en una segunda fase de despliegue, vinculando el acceso a la energía con los objetivos de seguridad alimentaria. En conjunto, estos enfoques específicos por geografía tejen un mosaico de activos que en conjunto fortalecen el mercado general de energías renovables iraní frente a la volatilidad hidrológica y los picos estacionales de demanda.