Mercado de centrales eléctricas de fuelóleo pesado y diésel Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de centrales eléctricas de fuelóleo pesado y diésel

El mercado de centrales eléctricas de fuelóleo pesado y diésel se valoró en 12,200 millones de USD en 2025 y se prevé que alcance los 16,900 millones de USD en 2035, con una expansión a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3,1% entre 2026 y 2035. Según el último informe publicado por Global Market Insights Inc., el valor correspondiente al primer año del período de previsión será de 12,800 millones de USD en 2026. La demanda se mantiene gracias a las aplicaciones en las que la disponibilidad de energía tiene un valor operativo directo: emplazamientos industriales remotos, sistemas insulares, capacidad de reserva de las empresas eléctricas e instalaciones críticas que no pueden tolerar interrupciones de la red.

El mercado abarca activos fijos y semifijos alimentados con HFO, diésel o configuraciones de combustible dual, desde grupos electrógenos comerciales de menos de 500 kW hasta centrales a escala de las empresas eléctricas de más de 250 MW. Incluye aplicaciones de emergencia, generación cautiva, cobertura de picos de demanda, carga base y cogeneración de calor y electricidad en los sectores eléctrico, industrial, extractivo, manufacturero, remoto y de defensa. El análisis excluye las tecnologías de generación que quedan fuera del alcance del HFO, el diésel y el combustible dual. La estimación de 2025 y la previsión para 2026–2035 evalúan la demanda por combustible, capacidad, tecnología, configuración, aplicación y región, y posteriormente contrastan esos resultados con las condiciones de la base instalada, la actividad de los proyectos y las evidencias aprobadas en materia de acceso a la energía, regulación y entorno macroeconómico.

El crecimiento del mercado no se basa en el regreso de una amplia capacidad térmica nueva de carga base, sino en el valor de la capacidad de despacho. Los motores alternativos pueden alcanzar la plena potencia en cuestión de segundos o minutos, por lo que desempeñan funciones de reserva, reducción de picos de demanda y emergencia que las centrales convencionales no pueden ofrecer con una intensidad de capital equivalente. Los sistemas híbridos están transformando esta función, en lugar de sustituirla: el almacenamiento en baterías absorbe las fluctuaciones de la carga y mejora el régimen de carga de los generadores, mientras que los equipos de HFO o diésel siguen proporcionando capacidad firme durante interrupciones prolongadas o episodios de debilidad de la red.

Principales factores de crecimiento

Los impactos previstos son indicativos y no estrictamente acumulativos. Reflejan el crecimiento de referencia, los efectos de la combinación de factores y las interacciones entre variables.

La demanda de cargas críticas es el impulsor más fiable del mercado a corto plazo. La configuración de reserva y respaldo representa el 30,7 % de los ingresos y crece a una TCAC del 3,6 %, respaldada por las ampliaciones de capacidad de los centros de datos en Asia-Pacífico y Oriente Medio. Los sectores sanitario, de telecomunicaciones y de servicios financieros también necesitan sistemas capaces de transferir rápidamente la carga cuando falla la red eléctrica. Para estos compradores, un grupo electrógeno constituye una infraestructura de mitigación de riesgos, ya que el coste de una interrupción suele ser superior al de mantener capacidad de reserva.

Las brechas de acceso a la electricidad sostienen una forma diferente de demanda. En 2024, alrededor de 675 millones de personas carecían de acceso a la electricidad, con las mayores concentraciones en el África subsahariana y algunas zonas del sur y el sudeste asiáticos.^{[1]International Energy Agency (IEA), https://www.iea.org/} La generación mediante diésel y HFO puede cubrir esa brecha antes de que llegue la infraestructura de transmisión, desde pequeños sistemas comunitarios hasta configuraciones insulares e industriales de mayor tamaño. La actividad de Energía Sostenible para Todos del Banco Mundial continúa cofinanciando programas de electrificación híbrida con diésel en mercados fronterizos.^{[2]World Bank, http://worldbank.org/} La oportunidad comercial no reside en la electrificación genérica, sino en el intervalo durante el cual las cargas industriales y comunitarias llegan más rápido que la capacidad fiable de la red.

Las actividades mineras, de petróleo y gas, y las instalaciones de fabricación remotas añaden una base de demanda de mayor duración. Los datos de la EIA identifican la generación industrial fuera de la red como un componente significativo del uso de diésel en el sector eléctrico.^{[3]U.S. Energy Information Administration (EIA), https://www.eia.gov/} La minería crece a una TCAC del 3,8 %, mientras que la fabricación lidera el crecimiento por uso final, con un 4,3 %. Estas instalaciones dependen del mantenimiento local, la disponibilidad de piezas de repuesto y unos tiempos de respuesta previsibles. Como resultado, el despliegue de equipos crea una segunda fuente de ingresos en servicios sobre el terreno y logística de piezas para los fabricantes de equipos originales (OEM) con redes localizadas.

La capacidad de arranque rápido amplía el mercado direccionable más allá del respaldo. Los activos reciprocantes permiten prestar servicios de reserva rodante, regulación de frecuencia y reducción de picos de demanda, a medida que una mayor penetración de energías renovables variables incrementa el valor de la capacidad gestionable. Esto resulta especialmente relevante en los sistemas eléctricos reestructurados de Europa y Norteamérica. También explica por qué los sistemas de generación de punta de doble combustible pueden conservar su función, incluso cuando los proyectos térmicos de carga base conectados a la red afrontan una presión de sustitución.

Principales restricciones

Los impactos previstos son indicativos, no estrictamente aditivos. Reflejan el crecimiento de referencia, los efectos de la combinación y las interacciones variables.

La normativa sobre emisiones limita el atractivo económico de la nueva capacidad de HFO y diésel, especialmente cuando las instalaciones son pequeñas o están conectadas a la red. La Directiva de la UE sobre instalaciones de combustión medianas, 2015/2193/UE, endurece progresivamente los límites de NOx, SO₂ y partículas para las plantas de entre 1 MW y 50 MW, con plazos de cumplimiento para las instalaciones existentes hasta 2030.^{[4]European Commission, https://commission.europa.eu/index_en} Los requisitos Tier 4 Final de la EPA añaden obligaciones de pos tratamiento para los motores diésel todoterreno aplicables.^{[5]U.S. Environmental Protection Agency (EPA), https://www.epa.gov}Los operadores pueden responder mediante la sustitución, la reducción catalítica selectiva y la modernización con filtros de partículas diésel, o mediante un cambio a la operación con doble combustible y en modo gas. Cada una de estas opciones añade costes, por lo que el cumplimiento normativo se convierte en un factor de selección del mercado y no en un simple ajuste técnico.

Las energías renovables y el gas natural reducen las oportunidades para nuevos proyectos de generación de carga base conectados a la red. IRENA registra costes de la energía solar fotovoltaica a gran escala inferiores a 0,05 USD/kWh en varios mercados durante 2023–2024.^{[6]International Renewable Energy Agency (IRENA), https://www.irena.org/} Las centrales de punta de gas natural también compiten en rangos de mayor potencia gracias a sus menores emisiones durante el ciclo de vida y a una flexibilidad de despacho comparable. El impacto varía según la geografía. Las minas remotas, las islas y los emplazamientos industriales aislados siguen valorando los sistemas de combustible líquido, ya que la alternativa pertinente no es la electricidad de red de bajo coste, sino el coste económico y operativo de no disponer de energía.

Análisis por segmentos del mercado de centrales eléctricas de fueloil pesado y diésel

Por combustible

El diésel es la mayor categoría de combustible, con una cuota del 56,2 %, y registra una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3,1 %, en línea con la media del mercado. Su posición se basa en una logística de combustible de alcance mundial, una amplia aplicabilidad en distintos rangos de potencia y una base de servicios consolidada para usos de reserva, mineros, cautivos y de emergencia. Los motores Caterpillar 3500 y 3600, así como las plataformas Cummins QSK60 y QSK95, ilustran la base de equipos que atiende estas aplicaciones. El diésel seguirá siendo la tecnología de referencia para la resiliencia basada en combustibles líquidos, aunque perderá impulso relativo frente a los sistemas capaces de cambiar de combustible.

El HFO representa una cuota del 21 % y registra una TCAC del 2,5 %. Su economía es más favorable por encima de 5 MW, donde la diferencia de costes del combustible puede justificar la infraestructura de pretratamiento y almacenamiento del combustible, así como de gestión de la combustión. Los motores Wärtsilä 46 y 50 y las plataformas GenSet de MAN Energy Solutions respaldan esta posición en grandes emplazamientos. El doble combustible representa una cuota del 22,9 % y registra una TCAC del 3,8 %, la tasa más alta entre los tipos de combustible, porque los sistemas Wärtsilä 31DF y 34DF y las variantes Rolls-Royce MTU Series 4000 permiten a los operadores gestionar la exposición a los precios y al cumplimiento normativo en función de la disponibilidad de diésel, HFO y gas.

Por capacidad

El mercado de centrales eléctricas de fueloil pesado y diésel en el rango de ≤500 kW representa una cuota del 36,3 % y es el mayor segmento de capacidad por volumen. Las instalaciones comerciales, los emplazamientos de telecomunicaciones, las pequeñas industrias y las instalaciones de respaldo distribuido favorecen este rango porque los equipos son modulares, se pueden desplegar con facilidad y cuentan con el respaldo de amplias redes de distribuidores. Las unidades comerciales de Caterpillar y los grupos electrógenos de Himoinsa ilustran el enfoque en la generación distribuida de este segmento.

Los demás rangos de capacidad aprobados son>500 kW-5 MW,>5 MW-50 MW,>50 MW-250 MW y>250 MW. Abarcan bloques modulares en contenedores, plantas industriales cautivas e infraestructuras a escala de red. Los sistemas Caterpillar XQP y las unidades Cummins C3500 D5 dan soporte a módulos de energía crítica, mientras que los sistemas de las series Wärtsilä 31, 34, 46 y 50 se utilizan en configuraciones de plantas de mayor tamaño. No se indica ningún valor ni ninguna tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) específicos por rango, ya que la evidencia aprobada no cuantifica esas métricas.

Por tecnología

Los motores de alta velocidad representan el 43,6 % del volumen de unidades y son especialmente relevantes por debajo de 5 MW, donde la rapidez de respuesta y el despliegue en paquetes integrados son factores importantes. Los sistemas Caterpillar 3500 y las familias Cummins QSK se utilizan en aplicaciones de respaldo, minería y comerciales dentro de esta categoría. Los motores de velocidad media concentran el 38,1 % de la capacidad instalada en aplicaciones de mayor exigencia, donde las horas de funcionamiento y la eficiencia térmica tienen mayor peso. Las unidades Bergen Engines B35:40 y C26:33 y las plataformas IHI Power Systems RK se utilizan en entornos de generación eléctrica, cogeneración y aplicaciones industriales.

Los motores de baja velocidad están incluidos en el alcance tecnológico aprobado, pero la evidencia no proporciona una cuota, una tasa de crecimiento ni una plataforma específica por separado. La distinción entre los motores de alta velocidad y los de velocidad media sigue siendo comercialmente útil: los primeros sustentan los volúmenes de unidades distribuidas y de energía crítica, mientras que los segundos respaldan la capacidad de funcionamiento prolongado en instalaciones de mayor tamaño.

Por configuración

La configuración de espera/respaldo es la mayor y la de crecimiento más rápido entre las configuraciones cuantificadas, con una cuota del 30,7 % y un crecimiento a una TCAC del 3,6 %. Los grupos electrógenos en contenedores Caterpillar XQP y los sistemas Cummins C3500 D5 dan soporte a centros de datos y otras instalaciones críticas mediante conmutación automática de transferencia, supervisión remota y capacidad de prueba de carga.

La carga base registra una cuota del 25,5 % y crece un 2,3 %; la generación cautiva representa el 20,5 % y crece un 3,4 %; la carga punta supone el 13,8 % y también crece un 3,4 %. La producción combinada de calor y electricidad representa el 9,4 % y crece un 2,9 %. La cogeneración se caracteriza por una mayor eficiencia de conversión térmica, del 75–85 %, frente al 35–45 % de las configuraciones de diésel destinadas exclusivamente a la generación eléctrica. Los sistemas Bergen Engines de las series B35:40 e IHI RK son ejemplos relevantes en los casos en que la recuperación de calor mejora la economía de las instalaciones.

Por aplicación

El alcance de las aplicaciones incluye los servicios públicos, la industria, el petróleo y el gas, la minería, la manufactura, las instalaciones remotas y en islas, los usos militares y de defensa, y otras aplicaciones. La manufactura es el segmento vertical de crecimiento más rápido, con una TCAC del 4,3 %, respaldada por la inversión en parques industriales del África subsahariana y Asia meridional. La minería crece un 3,8 % porque las instalaciones remotas suelen necesitar un suministro cautivo independiente de las redes nacionales. Los proyectos EPC de Doosan Enerbility y los equipos HiMSEN de Hyundai Heavy Industries atienden la mayor demanda industrial y de servicios públicos.

Los proyectos remotos y en islas priorizan la logística del combustible, el despliegue modular y la disponibilidad de servicios. Las flotas híbridas de diésel y BESS de Aggreko y las microrredes híbridas de GE Vernova muestran cómo la integración de baterías reduce el consumo de combustible sin eliminar la función del motor como fuente de potencia firme. La cobertura de la encuesta del primer semestre de 2026, realizada a 280 productores independientes de electricidad y contratistas EPC de 14 países, reveló que el 68 % esperaba que su próxima instalación aislada de nueva construcción combinara almacenamiento en baterías con generación diésel o de fueloil pesado, frente al 41 % de la encuesta comparable de 2023. Las plataformas Fairbanks Morse Defense Colt-Pielstick y de pistones opuestos atienden el segmento especializado militar y de defensa.

Análisis regional del mercado de centrales eléctricas de fueloil pesado y diésel

Asia-Pacífico es el mayor mercado regional, con el 29 % de los ingresos mundiales en 2025, mientras que Oriente Medio y África es la región de mayor crecimiento, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3,6 %. Esta diferencia responde a la fiabilidad de las redes eléctricas, la inversión industrial, la logística de combustibles, la aplicación de la normativa sobre emisiones y el volumen de demanda remota que no puede esperar a la ampliación de la transmisión eléctrica. América del Norte y Europa dependen cada vez más de la demanda de sustitución, cumplimiento normativo y resiliencia, mientras que Asia-Pacífico y Oriente Medio y África mantienen oportunidades más amplias para el despliegue industrial y fuera de la red.

América del Norte

América del Norte registra una cuota del 22 % y crece a una TCAC del 2,7 % hasta 2035. Estados Unidos está impulsado por la demanda de respaldo de centros de datos, instalaciones sanitarias y establecimientos comerciales, conforme a las normas EPA Tier 4 Final aplicables a los equipos diésel.⁵ Caterpillar y Cummins se benefician de redes densas de distribución y servicios, en las que los ingresos por piezas y servicios superan los ingresos por equipos nuevos en el parque instalado maduro. Canadá mantiene la demanda gracias a las operaciones mineras remotas y de arenas bituminosas, incluidos proyectos de Alberta con entre 50 MW y 500 MW de generación para autoconsumo. México sigue incluido en el alcance, aunque la información validada disponible no proporciona una estimación específica para el país.

Europa

Europa registra una cuota del 12 % y crece a una tasa del 2,2 %, la más baja entre las principales regiones. La normativa sobre emisiones y la penetración de las energías renovables limitan la nueva capacidad de carga base de fueloil pesado y diésel. La Directiva sobre instalaciones de combustión medianas está impulsando un ciclo estructurado de sustitución y modernización, mientras que los requisitos de resiliencia de los servicios esenciales respaldan los sistemas de emergencia y respaldo. Alemania, el Reino Unido y los mercados nórdicos se centran en la reserva para períodos punta, la capacidad de espera y las redes eléctricas insulares. Wärtsilä y Rolls-Royce MTU mantienen posiciones sólidas gracias a su apoyo en ingeniería y servicios. Francia, Italia, Noruega y España siguen incluidos en el alcance por países aprobado, sin estimaciones numéricas independientes.

Asia-Pacífico

Asia-Pacífico crece a una TCAC del 3,4 % hasta 2035. China necesita generación eléctrica cautiva resiliente en parques industriales e instalaciones de semiconductores, mientras que el programa de incentivos vinculados a la producción de India respalda la inversión manufacturera y las instalaciones de generación para autoconsumo de 5 MW a 50 MW en Andhra Pradesh, Gujarat y Rajastán.⁸ Una investigación del primer trimestre de 2026, en la que participaron 95 responsables de compras de electricidad de seis mercados del Sudeste Asiático, constató que el 74 % identificó la fiabilidad de la red como el principal motivo para mantener capacidad de respaldo diésel. Vietnam, Filipinas e Indonesia fueron los entornos de despliegue prioritarios para los 24 meses siguientes.

Mitsubishi Heavy Industries, Kawasaki Heavy Industries, IHI Power Systems Co., Doosan Enerbility y Hyundai Heavy Industries proporcionan cobertura regional de fabricación y servicios.Japón, Corea del Sur, Australia, Nueva Zelanda, Indonesia y Filipinas siguen incluidos en el alcance. La oportunidad regional combina la demanda convencional de energía crítica con las necesidades de las islas periféricas y de la industria, donde la rapidez de despliegue es tan importante como la eficiencia durante el ciclo de vida.

Oriente Medio y África

Oriente Medio y África crecen un 3,6 %, impulsados por la minería, el petróleo y el gas, la electrificación rural y la demanda industrial en zonas remotas. Nigeria es uno de los principales mercados emergentes, junto con Indonesia y Vietnam, ya que la expansión industrial y las condiciones de redes eléctricas débiles respaldan las necesidades de generación modular y cautiva. Las conversaciones con expertos del cuarto trimestre de 2025 con responsables de operaciones de seis centrales diésel a escala de red en África Oriental revelaron que la escasez de técnicos locales capacitados, más que la disponibilidad tecnológica, limitaba la adopción del mantenimiento predictivo. Esto convierte la prestación de servicios y el soporte remoto de expertos en factores diferenciadores competitivos relevantes.

Arabia Saudí, los EAU, Sudáfrica y Egipto están incluidos en el alcance aprobado. Su relevancia para el mercado responde a la combinación regional de infraestructuras críticas, actividad extractiva y desarrollo industrial.

América Latina

América Latina es relevante para la generación modular, de despliegue acelerado, minera e industrial remota. Brasil, Argentina y Chile se encuentran dentro de la geografía aprobada. La región también está identificada como un centro para la minería, el petróleo y el gas, y las operaciones remotas. No se indica el tamaño del mercado, la cuota ni la tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) de ningún país, ya que la evidencia aprobada no cuantifica esas cifras.

Cuota de mercado y panorama competitivo de las centrales eléctricas de fuelóleo pesado y diésel

El mercado presenta una concentración moderada. Caterpillar, Cummins, Everllence, Wärtsilä y Rolls-Royce MTU concentran conjuntamente el 50,5 % de los ingresos mundiales, y Caterpillar lidera con una cuota del 14,5 % en 2025. La cuota restante se distribuye entre más de 15 participantes. Esta estructura proporciona claras ventajas de servicio y distribución a los líderes por escala, al tiempo que deja margen para especialistas regionales, específicos de determinadas aplicaciones y competitivos en costes.

El liderazgo de Caterpillar se sustenta en una cartera que abarca desde unidades de menos de 100 kW hasta sistemas industriales de más de 16 MW, una cobertura de distribuidores en más de 190 países y los sistemas de diagnóstico Cat Connect. Wärtsilä lidera el segmento de centrales de más de 5 MW con las familias de motores 31, 34, 46 y 50, así como con servicios durante el ciclo de vida para más de 76,000 MW de capacidad instalada. Cummins es más sólida en aplicaciones de 10 kW a 2,5 MW gracias a las familias QSK, QSB y QSM y a los sistemas de control PowerCommand. Rolls-Royce MTU atiende el intervalo de 200 kW a 10 MW mediante los sistemas de las Series 2000, 4000 y 6000. Everllence compite mediante precios y la expansión de su red de servicios en aplicaciones de gama media de Asia y África.

Las entrevistas del tercer trimestre de 2025 con responsables de la cadena de suministro y de compras de organizaciones de fabricantes de equipos originales (OEM) y productores independientes de energía identificaron los servicios posventa y la monetización de plataformas digitales como las principales prioridades de ingresos hasta 2030. El 73 % de los encuestados identificó la expansión de los contratos de servicio como su iniciativa comercial de máxima prioridad. El centro de la competencia se está desplazando hacia la densidad de servicios, la integración digital y los acuerdos a largo plazo, en lugar de centrarse en el precio inicial de los equipos. La separación de GE Vernova de General Electric en abril de 2024 reforzó su enfoque basado en servicios en los mercados de generación distribuida.

Entre los principales actores del mercado se encuentran Aggreko, AKSA Power Generation, Bergen Engines, Caterpillar, Cummins, DAIHATSU INFINEARTH MFG. CO., Doosan Enerbility, Everllence, Fairbanks Morse Defense, GE Vernova, Himoinsa, Hyundai Heavy Industries, IHI Power Systems Co., Kawasaki Heavy Industries, Kirloskar Oil Engines, Mitsubishi Heavy Industries, Rolls-Royce MTU, Siemens Energy, Wärtsilä y YANMAR HOLDINGS CO.

Aggreko se diferencia por sus flotas de generación eléctrica temporal y modular, configuradas cada vez más con sistemas de almacenamiento en baterías. AKSA Power Generation y Himoinsa compiten en la generación distribuida con diésel y gas mediante una cobertura internacional de fabricación y distribución. Bergen Engines, DAIHATSU INFINEARTH MFG. CO., IHI Power Systems Co., Kawasaki Heavy Industries, Hyundai Heavy Industries, Mitsubishi Heavy Industries y YANMAR HOLDINGS CO. proporcionan soluciones especializadas de motores o plantas para la demanda asiática, insular, industrial y relacionada con el sector naval. Doosan Enerbility combina sistemas a gran escala con capacidad de EPC. Fairbanks Morse Defense presta servicio a aplicaciones militares y de defensa. Kirloskar Oil Engines mantiene una sólida posición en la generación distribuida en India. Siemens Energy se centra en la ampliación del ciclo de vida, la mejora del rendimiento y las modernizaciones digitales.

Desarrollos recientes del sector

• abr. 2026: Wärtsilä obtuvo un contrato de una empresa eléctrica insular del sudeste asiático por 100 MW, que combina grupos electrógenos de doble combustible y almacenamiento de energía, con la puesta en servicio prevista para finales de 2027. El proyecto muestra la evolución del mercado hacia sistemas integrados de potencia firme y almacenamiento.

• feb. 2026: Cummins amplió la capacidad de producción de Columbus, Indiana, para la plataforma QSK95, con el objetivo de atender a clientes de respaldo para centros de datos y del sector minero en Norteamérica y Australia. La inversión alinea la fabricación con la demanda de energía crítica y de industrias remotas.

• dic. 2025: Caterpillar mejoró Cat Connect para los grupos electrógenos XQ y C3500 mediante modelos de degradación térmica y alertas de diagnóstico del sistema de combustible. Este desarrollo refuerza el valor comercial de los datos de las flotas instaladas.

• oct. 2025: GE Vernova firmó un acuerdo de servicios plurianual para una flota existente de 80 MW alimentada con HFO en África Occidental. El acuerdo reafirma la importancia del soporte durante todo el ciclo de vida para el posicionamiento competitivo regional.

• ago. 2025: Rolls-Royce MTU presentó un software actualizado de gestión de la combustión para los motores de doble combustible de la Serie 4000, con el fin de mejorar la eficiencia en modo gas y reducir las emisiones de NOx. El lanzamiento respalda las adquisiciones de sistemas de doble combustible orientadas al cumplimiento normativo.

• jun. 2025: Aggreko desplegó un sistema híbrido de 45 MW compuesto por diésel y BESS en una mina de oro de África Occidental, lo que redujo el consumo de diésel aproximadamente un 22 % frente a la configuración convencional anterior. El proyecto demuestra la justificación operativa de la generación eléctrica temporal híbrida.

• mar. 2025: Doosan Enerbility firmó un contrato de EPC para una planta de 150 MW alimentada con HFO en el África subsahariana, con la puesta en servicio prevista para 2027 en el marco de un programa nacional de electrificación. El proyecto confirma la continuidad de la demanda de capacidad térmica de respaldo a gran escala.

• ene. 2025: AKSA Power Generation inauguró una planta de ensamblaje en Kenia, ampliando la capacidad regional de fabricación y servicio para grupos electrógenos comerciales e industriales.