Mercado de equipos de cogeneración Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de equipos de cogeneración

El mercado de equipos de cogeneración alcanzó los 12,500 millones de USD en 2026 y se prevé que llegue a 22,100 millones de USD en 2035, con un crecimiento a una TCAC del 6,5 % entre 2026–2035, según Global Market Insights Inc. La producción combinada de calor y electricidad, también denominada cogeneración, genera electricidad y energía térmica recuperable a partir de una única fuente de combustible. El mercado incluye equipos de cogeneración con motores de gas, turbinas de gas, turbinas de vapor, microturbinas y pilas de combustible, así como otros equipos de cogeneración y configuraciones de recuperación de calor. Queda excluida la generación independiente sin producción térmica recuperable. Los sistemas de cogeneración pueden convertir entre el 75 y el 80 % del combustible de entrada en energía útil, frente a aproximadamente el 36 % de la generación convencional de la red.^{[1]International Energy Agency - https://www.iea.org}

La base de 2025, de 11,600 millones de USD, refleja la demanda industrial de eficiencia energética in situ, mientras que el valor de 2026 refleja los pedidos de equipos que avanzan a través de carteras de proyectos ya establecidas. Las previsiones utilizan la triangulación de indicadores tecnológicos, de combustible, capacidad, aplicación, instalación y demanda regional. El mercado está pasando de los activos convencionales de combustible único a equipos preparados para el hidrógeno, con capacidad para utilizar combustibles renovables y sistemas de energía distribuida gestionados digitalmente.

Principales impulsores

Aumento de la demanda de eficiencia energética y ahorro de costes

La eficiencia energética es el principal impulsor comercial. La cogeneración puede convertir hasta el 80 % del combustible de entrada en calor y electricidad útiles, mejorando la rentabilidad de las instalaciones con carga continua de los sectores químico, de procesamiento de alimentos, papelero y farmacéutico. Los sistemas compactos de menos de 500 kW amplían la cogeneración a hospitales, establecimientos hoteleros, promociones residenciales multifamiliares y edificios comerciales. Los proyectos de motores de gas de escala intermedia pueden generar períodos de amortización de entre cuatro y siete años en jurisdicciones con tarifas elevadas y precios del gas estables.

Mayor atención a la descarbonización y la reducción de emisiones

La política de descarbonización refuerza esta justificación de la inversión. La Directiva 2023/1791 exige un análisis coste-beneficio para las nuevas instalaciones térmicas o aquellas sometidas a una rehabilitación sustancial cuya entrada térmica total supere los 20 MW, y establece un objetivo de reducción del consumo final de energía del 11,7 % en toda la UE para 2030.^{[2]European Commission – Energy - https://energy.ec.europa.eu} La cogeneración de alta eficiencia requiere un ahorro de energía primaria de al menos el 10 % frente a la producción separada de calor y electricidad. La asociación CHP Partnership de la EPA de EE. UU. y las iniciativas de despliegue del DOE también presentan la cogeneración como una medida de energía limpia y resiliencia.^{[3]US Environmental Protection Agency – CHP - https://www.epa.gov}

Expansión de la generación distribuida de energía

La energía distribuida amplía la demanda más allá de la industria pesada. El potencial técnico en EE. UU. supera los 240 GW en instalaciones industriales y comerciales, frente a aproximadamente 82 GW instalados en más de 4.700 emplazamientos operativos.³ La cogeneración con pilas de combustible puede abastecer a los centros de datos; Bloom Energy cita una referencia de densidad de potencia de 100 MW por acre para su plataforma Energy Server. El desarrollo industrial en China, India, Arabia Saudí y los EAU respalda la demanda en el intervalo de 1–50 MW.

Principales restricciones

Elevada inversión de capital inicial

Los costes de las instalaciones de cogeneración pueden oscilar entre 5 millones de USD y más de 200 millones de USD, en función de la capacidad, la complejidad del emplazamiento y la infraestructura de combustible.^{[4]IPIECA - https://www.ipieca.org} Esta carga puede limitar la adopción por parte de fabricantes medianos, operadores inmobiliarios y autoridades de redes de energía urbana. Los contratos de compraventa de electricidad, los contratos de suministro de calor y la financiación basada en el rendimiento reducen esta barrera, pero los sistemas de pilas de combustible siguen siendo más costosos por kilovatio que las alternativas basadas en motores de gas.

Requisitos complejos de regulación e interconexión a la red

La interconexión a la red añade riesgo de ejecución. Las aprobaciones en EE. UU. implican a la FERC y los procesos estatales de los servicios públicos, mientras que las instalaciones europeas deben cumplir las transposiciones nacionales de la Directiva 2023/1791. La exportación del excedente de electricidad puede añadir obligaciones de medición neta, equilibrado y servicios auxiliares. Estas restricciones favorecen a los promotores y fabricantes de equipos originales (OEM) con capacidad local de ingeniería y servicios.

Análisis de segmentos del mercado de equipos de cogeneración

Por tecnología

La cogeneración con motores de gas representó el 41,1 % de los ingresos del mercado de equipos de cogeneración en 2025 y crecerá a una TCAC del 6,5 % hasta 2035. Los sistemas Caterpillar Cat G3516 y G3600, los motores INNIO Jenbacher J920 FleXtra y J624, las unidades EC POWER XRGI y los productos de la serie Yanmar CP abarcan aplicaciones comerciales e industriales. Las turbinas de gas registraron una cuota del 28,1 % y crecerán a una tasa del 6.una TCAC del 8 %, impulsada por las turbinas GE Vernova 9HA y 7F y los sistemas SGT-800 de Siemens Energy para grandes proyectos industriales y de energía urbana. Las turbinas de vapor registraron una cuota del 17,8 % y crecen a una TCAC del 5,7 %, especialmente en aplicaciones industriales alimentadas con carbón y biomasa.

Las microturbinas registraron una cuota del 3,4 %, con sistemas Capstone C65 y C1000S destinados a instalaciones industriales remotas, emplazamientos de petróleo y gas y ubicaciones comerciales. La cogeneración con pilas de combustible registró una cuota del 7,3 % y es el segmento tecnológico de mayor crecimiento, con una TCAC del 7,7 %. Las plataformas SOFC Energy Server de Bloom Energy y SureSource MCFC de FuelCell Energy están orientadas a aplicaciones de alta fiabilidad y bajas emisiones de NOx. Las unidades 9HA.01 preparadas para hidrógeno de GE Vernova entraron en funcionamiento comercial en la planta de cogeneración de Guangdong Huizhou, de 1,34 GW, en julio de 2024, mientras que Caterpillar presentó un sistema de cogeneración de 2,0 MW que funcionaba con hidrógeno al 100 % en District Energy St. Paul.

Por combustible

El gas natural representó el 68,5 % de la cuota del mercado de equipos de cogeneración en 2025, ya que el acceso a los gasoductos, la familiaridad operativa y las flotas consolidadas de motores y turbinas de gas respaldan su uso. El biogás registró una cuota del 11,0 % y crece a una TCAC del 7,3 %, mientras que la biomasa registró una cuota del 8,4 % y crece a una TCAC del 7,5 %. IEA Bioenergy identifica una eficiencia total del 60–80 % para los sistemas de cogeneración de biomasa de pequeña y microescala correctamente integrados.^{[5]IEA Bioenergy - https://www.ieabioenergy.com} Alemania operaba más de 9.000 plantas de biogás en modo de cogeneración en 2024.^{[6]Eurostat - https://ec.europa.eu/eurostat}

El hidrógeno es el segmento de combustible de mayor crecimiento, con una TCAC del 7,9 %. MHIET lanzó el SGP M450 de 450 kW en julio de 2025, desarrollado con Toho Gas y configurado para una combustión conjunta de hidrógeno de hasta el 15 %. El J920 FleXtra de INNIO puede funcionar con hasta un 100 % de hidrógeno, y los grupos electrógenos de Caterpillar de 400 kW–4,5 MW ofrecen hardware de fábrica para utilizar hasta un 25 % de hidrógeno en volumen. El carbón sigue siendo una opción de combustible en declive, con una contracción a una TCAC del 2,5 %.

Por capacidad

El segmento de>1 MW–10 MW registró la mayor cuota, del 28,2 %, en 2025. Este rango se ajusta a las necesidades de calor de procesos continuos, parques industriales y cargas de energía urbana comercial. Los sistemas de ≤50 kW atienden aplicaciones en las que predomina la demanda de calor a escala de edificios mediante plataformas como EC POWER XRGI y Yanmar CP. El rango de>50 kW–500 kW incorpora sistemas de cogeneración con motores de gas en formato compacto para hospitales, hoteles y edificios residenciales multifamiliares.

Los rangos de>500 kW–1 MW y>1 MW–10 MW atienden cargas industriales distribuidas, mientras que los sistemas de>10 MW–50 MW y>50 MW respaldan proyectos petroquímicos, de refino, de servicios públicos y de energía urbana a gran escala. El despliegue de 1,34 GW de GE Vernova en Huizhou demuestra el extremo superior de la cogeneración a gran escala. La selección de la capacidad depende de la correspondencia entre la demanda eléctrica, la demanda de calor recuperable, la disponibilidad de combustible y las condiciones de interconexión a la red.

Por aplicación

La generación de electricidad representó el 38,0 % de la cuota del mercado de equipos de cogeneración en 2025 y crece a una TCAC del 6,6 %. El SOFC Energy Server de Bloom Energy y la serie CG de Caterpillar ilustran la generación eléctrica in situ con recuperación de calor. La calefacción de procesos registró una cuota del 31,2 % y crece a una TCAC del 6,4 %, atendiendo las operaciones de los sectores de alimentación y bebidas, químico, farmacéutico y de pasta y papel.

La calefacción urbanaregistró una cuota de mercado del 21,8 % y crece a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 6,8 %. Los motores Wärtsilä W31 y W34 y los sistemas mtu Series 4000 de Rolls-Royce aparecen en aplicaciones europeas de calefacción urbana. La Directiva 2023/1791 aumenta el papel de las energías renovables y del calor residual en las redes de calefacción urbana a partir de 2028. La trigeneración registró una cuota de mercado del 9,0 % y crece a una TCAC del 6,2 %; FuelCell Energy y Toyota Motor North America lanzaron un sistema de trigeneración en el puerto de Long Beach en 2024.

Por instalación

Las nuevas instalaciones se concentran en zonas industriales, plantas de procesamiento, microrredes, centros de datos y ampliaciones de redes de energía urbana. Las instalaciones de modernización aprovechan la base instalada de motores y turbinas que requieren repotenciación, una recuperación de calor mejorada, controles digitales o capacidad de combustión conjunta con hidrógeno. Los trabajos de modernización de INNIO y Clarke Energy en Constanza y Arad utilizan ocho motores Jenbacher J920 FleXtra Ready for H2 para proporcionar una capacidad de 85 MW eléctricos y 80 MW térmicos.

Análisis regional del mercado de equipos de cogeneración

América del Norte

América del Norte registró una cuota de mercado del 22,9 % en 2025 y crece a una TCAC del 5,9 % hasta 2035. Estados Unidos sustenta la demanda mediante la asociación de cogeneración de la EPA y una base instalada de aproximadamente 82 GW en más de 4.700 instalaciones. El acuerdo de Bloom Energy con AEP de noviembre de 2024 contempla hasta 1 GW de productos SOFC, incluido un pedido inicial de 100 MW para atender la demanda de centros de datos de inteligencia artificial. La actividad de cogeneración con biogás de Canadá cuenta con el respaldo de programas provinciales de eficiencia y del marco de la norma de combustibles limpios.

Europa

Europa registró una cuota de mercado del 25,2 % y crece a una TCAC del 6,3 %. Alemania, los Países Bajos y Dinamarca se benefician de redes consolidadas de calefacción urbana y de una infraestructura de cogeneración desarrollada. La Directiva 2023/1791 establece la base regulatoria para la evaluación de la cogeneración de alta eficiencia. En enero de 2026, la Comisión Europea aprobó ayudas estatales españolas por valor de 3,1 mil millones de euros para respaldar los costes de CO₂ de los productores de electricidad cogenerada.^{[7]European Commission - https://ec.europa.eu} El proyecto EET Hydrogen Power del Reino Unido en Stanlow está diseñado como un sistema de cogeneración escalonado de 49,5 MW a 200 MW, con la puesta en servicio de la primera fase prevista para 2027.

Asia-Pacífico

Asia-Pacífico lideró el mercado con una cuota del 39,6 % y crece a una TCAC del 7,1 %. China, India y Japón son los principales mercados. El proyecto de Guangdong Huizhou suministra hasta 1,34 GW de electricidad y vapor de proceso a un complejo químico. La demanda de India está vinculada a la fabricación de azúcar, productos químicos y textiles, mientras que el marco de políticas GX de Japón respalda la integración del hidrógeno. El SGP M450 de MHIET ofrece una capacidad de mezcla de hidrógeno del 15 % para compradores industriales japoneses.

Oriente Medio y África

Oriente Medio y África es la región de mayor crecimiento, con una TCAC del 8,1 %. Arabia Saudí y los EAU respaldan la demanda mediante el desarrollo de zonas industriales, incluidos NEOM y King Salman Energy Park, así como a través de inversiones manufactureras. Sudáfrica, Egipto y Turquía constituyen mercados regionales adicionales. El despliegue depende de la fiabilidad de la red, la demanda de calor de proceso y la expansión industrial, más que de un marco normativo regional uniforme.

América Latina

Brasil, Argentina y Chile son los mercados latinoamericanos mencionados. La oportunidad regional se centra en la energía distribuida para instalaciones industriales y en la cogeneración con combustibles renovables cuando existen recursos de biogás y biomasa. La logística de los combustibles, las normas de la red y el acceso a la financiación siguen siendo factores fundamentales para la viabilidad de los proyectos y la selección de equipos.

Cuota de mercado y panorama competitivo de los equipos de cogeneración

El sector de los equipos de cogeneración presenta una concentración moderada. Caterpillar lidera con una cuota del 10,5 % en 2025, mientras que GE Vernova, Caterpillar, Siemens Energy, Bloom Energy y Mitsubishi Heavy Industries concentran conjuntamente el 40,5 %. El 59,5 % restante se distribuye entre proveedores especializados y regionales. La competencia se centra en la amplitud tecnológica, la preparación para el hidrógeno, la flexibilidad en el uso de combustibles renovables, las plataformas digitales de operación y mantenimiento y la cobertura geográfica de los servicios.

GE Vernova compite mediante las turbinas de gas 9HA, 7F, 6F y LM para aplicaciones de cogeneración industriales, de servicios públicos y de energía urbana. Los motores de gas G3500, G3600 y CG de Caterpillar abarcan desde 400 kW hasta más de 10 MW. Siemens Energy ofrece las turbinas SGT-800, SGT-600, SGT-400 y SGT-300, e incorpora capacidades de motores alternativos de Guascor. Bloom Energy se diferencia por su tecnología SOFC, su escala de fabricación y su software de servicio para flotas. Mitsubishi Heavy Industries combina turbinas de gas de gran bastidor con sistemas de cogeneración basados en motores alternativos de MHIET.

Evolución reciente del sector

Ene. de 2026: La Comisión Europea aprobó ayudas estatales españolas por valor de 3,100 millones de euros para compensar los costes de CO₂ de los productores de electricidad mediante cogeneración. La decisión refuerza el papel de la cogeneración de alta eficiencia en la política industrial europea.^{[8]US Department of Energy - https://www.energy.gov"""}

Jul. de 2025: MHIET lanzó el sistema de cogeneración de gas SGP M450 de 450 kW, con hasta un 15 % de combustión conjunta de hidrógeno. El producto vincula la flota industrial japonesa de cogeneración con su programa de transición GX.

Jul. de 2025: FuelCell Energy firmó un acuerdo de repotenciación de 10 MW y siete años de duración con CGN-Yulchon Generation en Corea del Sur. El acuerdo respalda la continuidad de la cogeneración MCFC en un importante corredor industrial.

Abr. de 2025: Bloom Energy y Conagra Brands anunciaron un acuerdo de compraventa de energía (PPA) a 15 años para aproximadamente 6 MW de electricidad SOFC en Ohio, con una previsión de reducción del 19 % de las emisiones de gases de efecto invernadero a nivel de la instalación. El proyecto demuestra el uso de la cogeneración con pilas de combustible en la industria manufacturera.