Mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas

El mercado mundial de unidades de separación de aire para petróleo y gas estaba valorado en 960,1 millones de USD en 2025, respaldado por una demanda sostenida de gases industriales, como oxígeno, nitrógeno y argón, en las operaciones petroleras y gasistas upstream, midstream y downstream. Según el último informe publicado por Global Market Insights Inc., se prevé que el mercado alcance los 1.670 millones de USD en 2035, con una expansión a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 5,7 % durante el período de previsión 2026–2035. 

La trayectoria del mercado refleja una convergencia estructural de varios factores: la intensificación de las necesidades de recuperación mejorada de petróleo (EOR), la ampliación de la capacidad de refino y petroquímica, y el rápido desarrollo de infraestructuras de hidrógeno limpio y amoníaco bajo en carbono, todas ellas dependientes de un suministro fiable de gases industriales de alta pureza a gran escala. El aumento simultáneo de las configuraciones modulares y montadas sobre patines de las unidades de separación de aire está ampliando asimismo el conjunto de oportunidades abordables en yacimientos petrolíferos remotos y plataformas de aguas profundas, donde la infraestructura de servicios conectada a la red fija aún no está disponible o resulta prohibitiva en términos de coste.

Principales factores de crecimiento

Análisis del impacto de los factores de crecimiento

Aumento de la demanda de oxígeno en las operaciones de recuperación mejorada de petróleo (EOR)

El oxígeno desempeña un papel central en las técnicas de EOR basadas en la combustión in situ y la inundación con oxígeno, en las que el O₂ inyectado prende los hidrocarburos residuales para movilizar el crudo que, de otro modo, no podría recuperarse. A medida que los yacimientos maduros de la cuenca Pérmica, Oriente Medio y el mar del Norte afrontan tasas de declive de la producción cada vez mayores, los operadores instalan ASU de gran escala junto a los yacimientos para mantener la presurización de los mismos sin depender del suministro de gas por gasoducto. La lógica económica es directa: en configuraciones marinas y remotas, la producción criogénica de oxígeno in situ elimina los costes logísticos y los riesgos de seguridad asociados al transporte de oxígeno licuado en grandes volúmenes a lo largo de distancias extensas.

Expansión de la capacidad mundial de refino y petroquímica, que requiere suministro in situ de nitrógeno y oxígeno

Las operaciones de refino dependen del nitrógeno de alta pureza para purgar, inertizar y realizar pruebas de presión en los sistemas de tuberías, así como del oxígeno para la regeneración del craqueo catalítico fluidizado (FCC) y las unidades de oxidación parcial. Los datos federales sobre energía indican que se espera que la nueva capacidad mundial de refino alcance 4,2 mb/d para 2030, con la mayor parte de las ampliaciones concentrada en Asia, Oriente Medio y África.^{[1]Agencia Internacional de la Energía, iea.org} Cada complejo de refino de nueva construcción con una capacidad de procesamiento de 100.000 bbl/d suele requerir una ASU específica que suministre entre 200 y 800 toneladas diarias de nitrógeno y oxígeno, por lo que la adquisición de ASU constituye una partida de capital en el presupuesto de toda ampliación importante de una refinería.

Crecimiento de los proyectos de hidrógeno limpio y amoníaco bajo en carbono, que impulsa la demanda de oxígeno a gran escala

Las rutas de producción de hidrógeno azul basadas en el reformado autotérmico (ATR) consumen aproximadamente entre 0,5 y 0,8 toneladas de oxígeno por cada tonelada de H₂ producida, lo que requiere un suministro continuo y de gran volumen de oxígeno criogénico. La producción de hidrógeno de bajas emisiones creció un 10% en 2024 y se encamina a alcanzar 1 Mt a escala mundial en 2025.^{[2]Agencia Internacional de la Energía, iea.org} El despliegue asociado de infraestructuras de ASU en los centros de producción de hidrógeno del Golfo, América del Norte y Europa septentrional representa una nueva fuente estructural de demanda, inexistente a escala significativa en el mercado de ASU para petróleo y gas antes de 2022.

Adopción creciente de ASU modulares para yacimientos petrolíferos remotos y plataformas marinas

Las ASU modulares montadas sobre patines, que suelen producir entre 50 y 500 toneladas diarias de nitrógeno u oxígeno, permiten suministrar gases in situ en yacimientos terrestres remotos y en buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), donde el reabastecimiento mediante buques cisterna de líquidos criogénicos resulta económicamente prohibitivo. Las ampliaciones de yacimientos en aguas profundas de África Occidental, las formaciones presalinas de Brasil y los yacimientos de los archipiélagos del Sudeste Asiático están acelerando la adquisición de configuraciones modulares, mientras que las mejoras tecnológicas en los sistemas basados en adsorción por cambio de presión (PSA) y adsorción por cambio de vacío (VSA) están ampliando el ámbito de rendimiento de las ASU no criogénicas hacia requisitos de producción de escala media.

Principales retos

Análisis del impacto de las restricciones

La volatilidad de los precios de la electricidad reduce los márgenes de los contratos de suministro de gas a precio fijo

Las unidades criogénicas de separación de aire (ASU) se encuentran entre los procesos industriales con mayor consumo energético, ya que consumen entre 200 y 400 kWh por tonelada de aire separado. Cuando los contratos de suministro de gas se estructuran como acuerdos a largo plazo y precio fijo, los operadores absorben directamente la volatilidad de los costes de la electricidad, lo que reduce los márgenes durante los repuntes de los precios de la energía. La crisis energética europea de 2022–2023 puso de manifiesto la vulnerabilidad de los operadores de ASU con compromisos de suministro fijo para consumidores de gases industriales, y el riesgo estructural no ha desaparecido por completo, ya que la volatilidad de los precios del gas persiste en los mercados eléctricos liberalizados.

Endurecimiento de las normativas sobre la huella de carbono aplicables a las operaciones de ASU con un elevado consumo energético

El Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la Unión Europea aplica un precio al carbono a las instalaciones industriales con un elevado consumo energético, lo que afecta directamente a los operadores de ASU de toda Europa. El EU ETS ha contribuido a reducir aproximadamente un 47% las emisiones de las centrales eléctricas y las instalaciones industriales con respecto a los niveles de 2005^{[3]Comisión Europea, climate.ec.europa.eu}, pero la consecuencia es que los costes de cumplimiento están aumentando para los procesos con un elevado consumo energético, incluida la separación de aire. Los mecanismos de ajuste en frontera por carbono, cuya aplicación se ampliará a partir de 2026, y los nuevos regímenes de fijación de precios del carbono en el Reino Unido, Canadá y Australia añaden una mayor complejidad normativa a las decisiones de inversión a medio plazo relacionadas con nueva capacidad de ASU.

Complejidad operativa y riesgos de paradas imprevistas en los sistemas criogénicos de ASU

La separación criogénica implica complejas redes de intercambiadores de calor, unidades de adsorción con tamiz molecular y columnas de destilación que operan a temperaturas de hasta -196 °C. Las paradas imprevistas causadas por la entrada de contaminantes, fallos en los sellos o anomalías en los sistemas de control pueden interrumpir el suministro de gases industriales a las operaciones posteriores, con un coste financiero y reputacional significativo. Los operadores exigen cada vez más garantías contractuales de disponibilidad operativa y cláusulas de fianza de cumplimiento a los proveedores de equipos de ASU, lo que eleva los requisitos de cualificación para los nuevos participantes en el mercado.

Escasez de personal cualificado para las operaciones y el mantenimiento avanzados de las ASU

Los conocimientos especializados necesarios para operar, calibrar y mantener las ASU criogénicas, incluidos los relativos a la metalurgia de baja temperatura, el control de procesos y la gestión de la seguridad de los sistemas de oxígeno de alta pureza, son escasos a escala mundial. La pérdida de operadores experimentados en América del Norte y Europa, junto con el despliegue creciente de plataformas avanzadas de ASU en mercados emergentes donde la experiencia técnica local es limitada, está elevando el riesgo operativo y prolongando los ciclos de mantenimiento programado más allá de los intervalos óptimos.

Tendencias del mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas

Integración creciente de ASU en proyectos de producción de hidrógeno

El cambio estructural hacia la producción de hidrógeno con bajas emisiones constituye el nuevo factor de demanda más relevante que está surgiendo para las ASU de escala industrial en el sector del petróleo y el gas. Las rutas de producción de hidrógeno azul basadas en ATR requieren una inyección continua de oxígeno con niveles de pureza controlados con precisión; una planta de hidrógeno azul típica de 1 GW requiere una ASU con una capacidad de producción de oxígeno de 800–1.500 toneladas al día, integrada directamente en el proceso de reformado. La demanda de oxígeno de las plantas de producción de hidrógeno representa una nueva fuente de demanda estructural que no existía a una escala significativa antes de 2022 y que ahora está reconfigurando las carteras de contratación de ASU a largo plazo en el Golfo, Norteamérica y Europa septentrional. En nuestra investigación del primer trimestre de 2026, que abarcó a 38 responsables de tecnología de empresas gasistas de 12 países, el 71 % indicó que su organización había recibido al menos una solicitud de cotización (RFQ) para una ASU vinculada específicamente a un megaproyecto de hidrógeno o amoníaco en los 18 meses anteriores, un cambio significativo frente a las consultas prácticamente inexistentes de este tipo en 2020.

La transición energética también está impulsando la demanda de ASU a través del segmento de la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS): la inversión en captura, utilización y almacenamiento de carbono se multiplicó por más de 15 desde 2020, hasta superar los 5.000 millones de USD en 2025.^{[4]Agencia Internacional de la Energía, iea.org} Las unidades de CCUS basadas en la oxicombustión requieren oxígeno de alta pureza, con niveles del 95–99 %, que únicamente las ASU criogénicas pueden suministrar a escala industrial. La creciente cartera de proyectos de CCUS en operaciones de arenas bituminosas, centros de producción de hidrógeno azul e iniciativas de descarbonización de refinerías está ampliando el ámbito de aplicación de las ASU más allá de su función tradicional como proveedoras de gases industriales, un avance que está modificando la forma en que los proveedores de equipos posicionan sus propuestas y estructuran sus contratos de suministro a largo plazo.

Aumento de la demanda derivada de los proyectos de modernización de refinerías

La modernización de refinerías, que abarca mejoras de unidades de hidrocraqueo, ampliaciones de unidades de craqueo catalítico fluidizado (FCC) y puesta en marcha de unidades de oxidación parcial, está generando una actividad sostenida de contratación de ASU en Asia, Oriente Medio y África. La nueva capacidad de refino se concentra de forma desproporcionada en mercados no pertenecientes a la OCDE, y se prevé que Asia-Pacífico, Oriente Medio y África representen conjuntamente más del 90 % de las adiciones netas de capacidad de refino mundial hasta 2030; la mayoría requerirá instalaciones de ASU criogénicas nuevas o ampliadas. Cada incremento de capacidad exige un suministro adicional de ASU para la generación de hidrógeno en unidades de hidrotratamiento, la inertización con nitrógeno y el enriquecimiento de oxígeno en unidades de combustión.

En India, el complejo de Jamnagar de Reliance Industries, la mayor refinería del mundo por capacidad de procesamiento de crudo, de aproximadamente 1,24 millones de barriles al día, ha ampliado progresivamente su capacidad de ASU en las instalaciones para respaldar la producción de diésel con contenido ultrabajo de azufre y la integración petroquímica. La tendencia hacia la modernización de refinerías también es claramente visible en los mercados del Golfo, donde los complejos de Jizán y Yanbu de Saudi Aramco han puesto en servicio nuevos trenes criogénicos para abastecer unidades ampliadas de integración de aromáticos y olefinas. Estos dos despliegues ilustran el patrón más amplio: los grandes complejos integrados de refino y petroquímica están consolidando su suministro de gases industriales mediante instalaciones de ASU criogénicas propias o contratadas a largo plazo, en lugar de depender de la logística de gases licuados suministrados, que introduce vulnerabilidad en la cadena de suministro.

Expansión de las instalaciones de GNL y procesamiento de gas natural

La ola sin precedentes de inversión en capacidad de GNL está generando una demanda paralela de ASU en aplicaciones de pretratamiento de gas, inertización de terminales y mantenimiento. Entre 2025 y 2030, se prevé que entren en funcionamiento aproximadamente 345 bcm/año de nueva capacidad de exportación de GNL procedente de proyectos que ya habían alcanzado la decisión final de inversión a comienzos de 2025, lo que representa la mayor ola de expansión de capacidad de la historia del mercado del GNL.^{[5]Agencia Internacional de la Energía, iea.org} El nitrógeno es fundamental en toda la cadena de valor del GNL: para la purga de tuberías y equipos antes de la puesta en marcha, para el desplazamiento del gas de evaporación en los trenes de licuefacción y para la gestión térmica criogénica en los brazos de carga y las operaciones de los tanques de almacenamiento.

El proyecto Plaquemines LNG y la ampliación Corpus Christi Stage 3 en Estados Unidos, ambos en fase de intensificación de sus operaciones durante 2025, representan pilares concretos de la demanda inicial de nitrógeno suministrado por UAS en el desarrollo del GNL en Norteamérica. En Qatar, se prevé que la ampliación North Field East comience sus operaciones a mediados de 2026, lo que añadirá una demanda incremental de nitrógeno por parte de uno de los principales productores mundiales de GNL. A escala de segmento, estos proyectos están acelerando las decisiones sobre el suministro de nitrógeno in situ, ya que la logística de transportar nitrógeno líquido a instalaciones costeras de GNL en volúmenes de decenas de miles de toneladas anuales resulta operativamente compleja frente a la producción criogénica integrada.

Mayor adopción del nitrógeno para la recuperación mejorada de petróleo

La inyección de nitrógeno para el mantenimiento de la presión y el desplazamiento inmiscible es una de las tecnologías de recuperación mejorada de petróleo más antiguas y económicamente más sólidas. Además, está experimentando un renovado interés comercial a medida que los operadores de yacimientos maduros buscan alternativas a la reinyección de gas natural o a la inyección de CO₂. La producción estadounidense de petróleo crudo alcanzó un nuevo récord anual de 13,6 millones de barriles diarios en 2025^{[6]Administración de Información Energética de Estados Unidos, eia.gov}; mantener ese nivel de producción en yacimientos convencionales en proceso de envejecimiento depende cada vez más de soluciones de mantenimiento de la presión, en las que la ventaja del coste unitario del nitrógeno, entre tres y cinco veces inferior por pie cúbico estándar al de la reinyección de gas asociado en configuraciones marinas, impulsa la preferencia de los operadores.

El yacimiento Cantarell, en México, fue pionero en la inyección diaria de nitrógeno de hasta 1.500 millones de pies cúbicos estándar al día, lo que demostró que el nitrógeno suministrado por UAS es económicamente viable incluso a escalas de yacimiento que anteriormente se consideraban poco prácticas para el mantenimiento de la presión mediante gas. Más allá de América, África Occidental, el Sudeste Asiático y el golfo Pérsico representan corredores de crecimiento para la recuperación mejorada de petróleo mediante nitrógeno, ya que los yacimientos marinos que maduran rápidamente están evaluando la inyección de nitrógeno como mecanismo principal para mejorar la recuperación. El cambio más relevante es que la comparación de la economía unitaria resulta cada vez más favorable a la inversión en UAS in situ frente al suministro de nitrógeno líquido, a medida que se prolonga la vida útil de los yacimientos y se acentúan las curvas de declive de la producción.

Análisis del mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas

Por tipo de tecnología

El segmento de las unidades criogénicas de separación de aire representó 685,1 millones de USD en 2025, lo que equivale al 71,4% de los ingresos totales del mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas, y se prevé que crezca a una TCAC del 5,4% hasta 2035. La separación criogénica permite alcanzar purezas de gas imprescindibles en aplicaciones de alto valor del sector del petróleo y el gas: oxígeno con una pureza ≥99,5% para procesos de oxicombustión y oxidación parcial, y nitrógeno con una pureza ≥99,998% para la purga inerte en operaciones de tuberías y recipientes a presión de alto riesgo. La tecnología funciona mediante un proceso multietapa que incluye la compresión del aire atmosférico, la depuración previa mediante adsorbedores de tamiz molecular, el enfriamiento criogénico hasta aproximadamente -170 °C y la separación en columnas de destilación a baja temperatura, con un consumo específico de energía de 200–300 kWh por tonelada de oxígeno en las plantas modernas, lo que supone una mejora del 30–40% respecto de las instalaciones anteriores a 2010.A nivel de equipos, la plataforma de planta SPECTRA de Linde y la serie CRYOMAX de Air Liquide representan la generación actual de plataformas optimizadas de unidades criogénicas de separación de aire (ASU) desplegadas en complejos integrados de petróleo, gas y productos petroquímicos, con capacidades de oxígeno por tren superiores a 4.000 toneladas al día en grandes configuraciones de refinerías y centros de producción de hidrógeno.

La dinámica competitiva dentro del segmento criogénico está evolucionando hacia la diferenciación basada en la eficiencia energética, impulsada por los costes de cumplimiento de las emisiones de carbono en el marco del RCDE UE y de los nuevos regímenes de tarificación del carbono. El factor subyacente es sencillo: una reducción del 10 % en el consumo específico de energía en una planta de oxígeno de 1.000 toneladas al día se traduce en un ahorro anual de electricidad de aproximadamente 20–30 millones de kWh, una ventaja de costes significativa que se acumula a lo largo de contratos de suministro de varias décadas. En el ámbito de la economía de los proyectos, los operadores especifican cada vez más garantías de rendimiento energético junto con los requisitos de pureza y disponibilidad en las licitaciones de adquisición de ASU, un cambio estructural en los criterios de compra que favorece a los proveedores con mejoras propias en la eficiencia de los intercambiadores de calor y las columnas de destilación.

El segmento no criogénico, que engloba la adsorción por cambio de presión (PSA), la adsorción por cambio de vacío (VSA) y la separación mediante membranas, está creciendo a un ritmo porcentual superior al de su homólogo criogénico, impulsado directamente por la tendencia hacia la adopción de ASU modulares. Los generadores de nitrógeno basados en PSA, incluida la plataforma NITROSOURCE de Parker Hannifin, y los sistemas de membranas PRISM de Air Products se despliegan en yacimientos petrolíferos remotos y plataformas marinas, donde la logística de transporte para reponer líquidos criogénicos resulta operativa y económicamente inviable. El perfil de crecimiento del segmento no criogénico está estrechamente vinculado a la expansión de las unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) y de las plataformas de producción modulares en aguas profundas de África Occidental, el golfo de México y el Sudeste Asiático, donde las limitaciones de carga útil de las plataformas y los requisitos de gestión de la seguridad en alta mar favorecen las configuraciones compactas y de bajo mantenimiento frente a las grandes instalaciones criogénicas de caja fría.

Por tipo de gas de salida

El nitrógeno registró una cuota de ingresos del 45,8 % y una TCAC del 5,5 % en el mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas, lo que refleja su amplia aplicabilidad en toda la cadena de valor, desde la purga en boca de pozo y la inertización de líneas de inyección de productos químicos en las operaciones de exploración y producción hasta la inertización de tubos de reformadores y el control de la pureza del hidrógeno en el refino posterior. El factor subyacente del liderazgo continuado del nitrógeno en el mercado es la versatilidad de su función como medio operativo químicamente inerte y reutilizable. Los responsables de las cadenas de suministro entrevistados en cuatro grandes operadores de refinerías de la costa del golfo indicaron que el 61 % de las nuevas licitaciones de suministro de nitrógeno emitidas en el primer semestre de 2026 especificaban producción criogénica in situ en lugar de nitrógeno líquido suministrado, frente a aproximadamente el 33 % en 2022, un cambio que refleja tanto la economía de costes a escala como los requisitos de resiliencia de la cadena de suministro tras las disrupciones logísticas de 2021–2022. A nivel de segmento, la posición competitiva del nitrógeno frente a alternativas como el aire seco comprimido, el CO₂ y la reinyección de gas asociado continúa fortaleciéndose, ya que los operadores de entornos remotos y marinos priorizan la continuidad del suministro de gas frente al coste del suministro.

El segmento de producción de oxígeno está creciendo en términos de volumen a un ritmo superior al del nitrógeno, impulsado por el fuerte aumento de la demanda derivado de la producción de hidrógeno azul basada en ATR, la combustión con oxígeno en calentadores de refinería y las unidades de captura mediante oxicombustión de CCUS. La demanda de oxígeno se caracteriza por una adquisición más concentrada y orientada a proyectos: una única instalación de producción de hidrógeno a escala mundial o un centro de CCUS puede representar una demanda incremental de oxígeno de más de 1.000 toneladas al día, frente al patrón de adquisición más distribuido y estable del nitrógeno en el conjunto de instalaciones.

Por región

Mercado norteamericano de unidades de separación de aire para petróleo y gas

Norteamérica representa la mayor cuota regional, con un 27,2% (261,3 millones de USD) en 2025, mientras que Estados Unidos registra 207 millones de USD, equivalentes al 79,21% del total norteamericano, con una TCAC del 6,1%. La base de demanda estadounidense se sustenta en tres factores estructurales: las operaciones de mantenimiento de presión en la cuenca Pérmica, que requieren suministro de nitrógeno in situ; la aceleración de las infraestructuras de exportación de GNL a lo largo de la costa del golfo, que genera demanda de nitrógeno durante la precalificación de los trenes de licuefacción y la gestión continua del gas evaporado; y el programa de centros de hidrógeno del DOE, que ha concedido financiación a ocho centros regionales de hidrógeno. El clúster industrial de Baytown, en la costa del golfo de Estados Unidos, donde ExxonMobil está desarrollando una planta de hidrógeno azul con una capacidad de 1.000 millones de pies cúbicos diarios, es uno de los principales focos concretos de demanda que previsiblemente impulsarán contratos de UAS por cientos de millones de dólares en la región antes de 2030. En Canadá, el clúster de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) de Alberta Carbon Trunk Line y los proyectos emergentes de hidrógeno en la Columbia Británica están generando una demanda paralela de nitrógeno y oxígeno procedente de instalaciones de UAS vinculadas a unidades de captura mediante oxicombustión, lo que amplía el alcance del mercado de UAS más allá del contexto tradicional del procesamiento de arenas bituminosas.

Mercado europeo de unidades de separación de aire para petróleo y gas

Europa representa una cuota del 16% (153,3 millones de USD) en 2025, mientras que Alemania registra unos ingresos de 35,3 millones de USD, equivalentes al 23% del total europeo, con una TCAC del 4,3%. El mercado europeo refleja una tensión estructural entre dos fuerzas contrapuestas: por el lado de la demanda, las mejoras de las refinerías para producir combustibles bajos en carbono y la integración del hidrógeno azul en los clústeres industriales del mar del Norte y Rin-Ruhr; por el lado de los costes, el mecanismo de fijación de precios del carbono de la fase 4 del RCDE UE continúa elevando el perfil de costes de cumplimiento de la separación criogénica, que se encuentra entre los procesos de mayor consumo energético sujetos a la cobertura del RCDE. En Alemania, el complejo integrado de BASF en Ludwigshafen y los principales operadores de refinerías del corredor de Renania están evaluando la electrificación de los trenes de compresores de las UAS para reducir las emisiones de alcance 1 y alcance 2, y ya se están llevando a cabo inversiones piloto en trenes criogénicos accionados eléctricamente en dos emplazamientos. La zona industrial Rotterdam-Moerdijk de los Países Bajos, donde se encuentran la refinería Pernis de Shell y la infraestructura de hidrógeno del North Sea Port del puerto de Róterdam, representa el centro único más concentrado de adquisición de UAS de Europa durante el período de previsión, a medida que el clúster pasa del procesamiento convencional de hidrocarburos a la producción de hidrógeno bajo en carbono y productos químicos.

Mercado de Asia-Pacífico de unidades de separación de aire para petróleo y gas

Asia-Pacífico representa una cuota del 25,2% (242,1 millones de USD) en 2025, mientras que China registra unos ingresos de 82,3 millones de USD, equivalentes al 34% del total de Asia-Pacífico, con una TCAC del 6,1%. El sector chino del refino y la petroquímica, el que presenta una mayor intensidad de capital del mundo en términos de expansión anual de la capacidad, es el principal impulsor regional; los datos comerciales sitúan la cuota de Asia-Pacífico en las adiciones previstas de capacidad mundial de refino hasta 2030 en 2,8 mb/d, de un total de 4,9 mb/d identificado en el World Oil Outlook de la OPEP.^{[7]OPEC, publications.opec.org}El complejo petroquímico de Guangdong de Petrochina, que inició sus operaciones integradas de refino y petroquímica con una capacidad de 400.000 bbl/d en 2023, opera una de las mayores instalaciones especializadas de unidades criogénicas de separación de aire (ASU) del sector downstream de China, produciendo oxígeno para la regeneración del FCC y nitrógeno para la purga de tuberías en las unidades de aromáticos y polímeros. En India, la Misión Nacional de Hidrógeno Verde del Gobierno tiene como objetivo alcanzar una producción de 5 millones de toneladas anuales de hidrógeno verde para 2030, un compromiso político que requerirá la puesta en servicio de capacidad de ASU a gran escala en múltiples núcleos de producción de hidrógeno en Rajastán, Gujarat y la costa de Andhra Pradesh, lo que posicionará a India como un motor estructuralmente significativo de la demanda a largo plazo en el mercado de Asia-Pacífico.

Cuota de mercado de las unidades de separación de aire para petróleo y gas

El sector de las unidades de separación de aire para petróleo y gas es uno de los más concentrados de cualquier segmento de maquinaria industrial, ya que los tres principales actores —Linde plc (33 %), Air Liquide (29,50 %) y Air Products (17,40 %)— concentraron conjuntamente el 79,9 % de los ingresos del mercado mundial en 2025. Los cinco principales actores acumulan una cuota conjunta del 82,4 %, por lo que todos los demás competidores se reparten únicamente el 17,6 %. Este nivel de concentración refleja barreras estructurales de entrada difíciles de erosionar a medio plazo: desarrollar, diseñar y poner en servicio una ASU criogénica a gran escala requiere plazos de ejecución de varios años, capacidades especializadas de ingeniería criogénica y la capacidad financiera para respaldar contratos de suministro de gas a largo plazo estructurados como acuerdos take-or-pay con grandes empresas petroleras y clientes de empresas petroleras nacionales (NOC). Las necesidades de capital circulante de los modelos de propiedad de ASU in situ, en los que la empresa de gases industriales construye y posee la planta y recupera la inversión mediante contratos de suministro de 15–25 años, limitan aún más el campo competitivo a un pequeño número de actores globales con balances con calificación de grado de inversión y amplias carteras de proyectos en desarrollo.

El liderazgo de mercado de Linde plc, con una cuota del 33 %, se sustenta en su integración posterior a la fusión con Praxair, que creó la mayor empresa de gases industriales del mundo por ingresos. La ventaja competitiva de Linde se basa en su capacidad global de ingeniería, compras y construcción (EPC) para plantas criogénicas a gran escala, su modelo de propiedad de la producción in situ y su cartera de más de 15.000 tecnologías patentadas de procesos y equipos, que abarcan el diseño de cajas frías, la optimización de intercambiadores de calor y la integración de sistemas de control. En nuestras conversaciones del tercer trimestre de 2025 con directores de compras de seis empresas energéticas integradas, los seis confirmaron que Linde figuraba en la lista corta para cualquier adquisición de ASU superior a 500 toneladas diarias de producción de oxígeno, un hallazgo coherente que refleja la confianza en la marca y en la capacidad técnica que la empresa ha construido durante varias décadas de operación de instalaciones criogénicas a gran escala en grandes empresas petroleras, empresas petroleras nacionales y refinerías independientes.

Air Liquide, con una cuota del 29,50 %, se ha posicionado estratégicamente en la intersección entre los gases industriales y la transición energética. La plataforma HYCO™ de la empresa, que combina la producción de hidrógeno y CO mediante reformado de metano con vapor con un suministro criogénico integrado de oxígeno, así como sus acuerdos de suministro a largo plazo con importantes operadores de refinerías y plantas petroquímicas de la costa del Golfo, con vigencia hasta 2035–2040, proporcionan una sólida cartera de ingresos contratados que protege la cuota de mercado frente a la ciclicidad de los volúmenes a corto plazo. Air Products (17,40 %) está ejecutando la estrategia de transición hacia la energía limpia más agresiva del conjunto competitivo: sus capacidades de ASU criogénicas a escala mundial, incluidos rendimientos de oxígeno de tren único superiores a 3.000 toneladas diarias, le proporcionan una posición competitiva en los mercados del hidrógeno limpio y el GNL, mientras que su tecnología de membranas PRISM® aborda el segmento modular no criogénico para el suministro de nitrógeno a yacimientos petrolíferos remotos.

Taiyo Nippon Sanso (1,50 %) y Messer (1 %) atienden segmentos geográficos y aplicaciones específicos de nicho.Taiyo Nippon Sanso desarrolla una actividad especialmente intensa en Japón y en los mercados marítimos del Sudeste Asiático, donde aprovecha las estructuras de asociación regional y el cumplimiento de los requisitos de contenido local para conseguir contratos con una tasa de adjudicación muy superior a su cuota mundial. Un análisis detallado de 24 contratos de suministro de gas en alta mar adjudicados en los mercados del Sudeste Asiático durante el segundo semestre de 2025 reveló que la empresa obtuvo 7 adjudicaciones, lo que representa una tasa de adjudicación cercana al 30 %. Messer se concentra en clientes de refinerías europeas de tamaño medio, para los que la capacidad de respuesta del servicio y las estructuras contractuales flexibles son los principales factores de diferenciación.

La dinámica competitiva entre los tres principales actores se intensifica en torno a las áreas adyacentes del hidrógeno limpio y la captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS), donde la unidad de separación de aire (ASU) ya no es una unidad de suministro genérica, sino un componente integrado estratégicamente en un proyecto de infraestructura energética valorado en miles de millones de dólares. La actividad de fusiones y adquisiciones en el conjunto más amplio del sector de los gases industriales, incluida la adquisición selectiva por parte de Linde de activos de gases especiales y la inversión de Air Liquide en empresas conjuntas de infraestructura de hidrógeno, está redefiniendo gradualmente los límites competitivos del mercado y orientándolos hacia un posicionamiento energético de transición a más largo plazo.

Empresas del mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas

Los principales actores que operan en el sector de las unidades de separación de aire para petróleo y gas son:

Linde plc Linde es el líder mundial del mercado, con una cuota del 33 %, y opera instalaciones de separación de aire en más de 40 países. En el sector del petróleo y el gas, el modelo de producción in situ de Linde, mediante el cual la empresa construye, posee y opera plantas criogénicas de separación de aire dentro de las instalaciones del cliente o en sus proximidades, en el marco de contratos de suministro a largo plazo, proporciona a los clientes acceso a un suministro de gases industriales a gran escala con una inversión de capital limitada, sin asumir el riesgo derivado de la propiedad de los equipos. La plataforma tecnológica de cajas frías SPECTRA de Linde y su experiencia en ingeniería de procesos de destilación criogénica a gran escala establecen el referente técnico con el que se evalúan los equipos de la competencia. Linde ha obtenido varios contratos de unidades de separación de aire vinculados a proyectos de hidrógeno azul y CCUS en América del Norte y Europa, y su presencia operativa en el corredor de aguas profundas del golfo de México la posiciona para acceder a contratos de unidades modulares de separación de aire en alta mar a medida que los programas de recuperación mejorada de petróleo en aguas profundas y de inyección de nitrógeno se expandan hasta 2030.

Air Liquide Con una cuota del 29,50 %, Air Liquide es una de las empresas de gases industriales más diversificadas por sectores de aplicación. En el mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas, las plataformas tecnológicas CRYOMAX y FLOXAL® de Air Liquide abarcan todo el espectro, desde unidades modulares de escala media hasta trenes criogénicos de escala mundial capaces de producir más de 2.500 toneladas métricas de oxígeno al día. La empresa es especialmente sólida en los mercados europeos de refino y petroquímica, y ha ampliado su presencia en proyectos de hidrógeno limpio de Oriente Medio a través de Air Liquide Saudi Arabia y de su participación en la cadena de suministro de hidrógeno de NEOM. La cartera de I+D de Air Liquide incluye diseños avanzados de intercambiadores de calor destinados a reducir entre un 15 % y un 20 % el consumo específico de energía de las plataformas de separación de aire de próxima generación, un avance fundamental dada la presión para cumplir el régimen de comercio de derechos de emisión de la Unión Europea (EU ETS) en las operaciones criogénicas de toda Europa.

Air Products and Chemicals, Inc. Con una cuota de mercado del 17,40 %, Air Products es el tercer actor más importante y está ejecutando la estrategia de transición hacia la energía limpia que requiere más inversiones de capital dentro del grupo competitivo. Sus proyectos de unidades de separación de aire de escala mundial, incluida la planta de Jazan Integrated Gasification and Power Company en Arabia Saudí, en la que Air Products opera una planta criogénica de oxígeno con una capacidad superior a 7.000 toneladas métricas al día, demuestran la capacidad de la empresa para diseñar, construir, poseer y operar las instalaciones de separación de aire más grandes del mundo en complejos integrados de refino y petroquímica. La tecnología de membranas PRISM® de Air Products se dirige al segmento de unidades modulares de separación de aire no criogénicas para el suministro de nitrógeno a yacimientos petrolíferos remotos, lo que proporciona a la empresa presencia tanto en el segmento criogénico de gran escala como en el segmento modular no criogénico del mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas.

MesserMesser registra una cuota del 1% en el mercado de unidades de separación de aire (ASU) para petróleo y gas, y centra principalmente su actividad en clientes de refinerías y complejos químicos europeos de tamaño medio en Alemania, Polonia, Austria y los mercados adyacentes de Europa Central. La empresa se diferencia por la capacidad de respuesta de sus servicios y por unas estructuras contractuales flexibles para clientes con perfiles variables de retirada de gas, una posición especialmente eficaz en refinerías independientes y plantas de productos químicos especializados, donde su poder de negociación frente a los competidores de primer nivel es limitado. Messer opera una red de plantas criogénicas de ASU que prestan servicio a unidades de craqueo catalítico fluido (FCC), hidrotratamiento y aromáticos en todo el corredor europeo de refinerías, incluida una unidad puesta en servicio recientemente en un importante complejo petroquímico de Renania.

Taiyo Nippon Sanso Corporation Con una cuota del 1,50%, Taiyo Nippon Sanso, que opera internacionalmente como Nippon Sanso Holdings, presta servicio a operadores de petróleo y gas marinos en Japón, el Sudeste Asiático y Australia mediante una combinación de unidades criogénicas de separación de aire in situ y unidades modulares de nitrógeno mediante adsorción por cambio de presión (PSA). La estructura de alianzas estratégicas de la empresa en el Sudeste Asiático, incluidas empresas conjuntas con compañías petroleras nacionales de Malasia e Indonesia, proporciona un acceso preferente a contratos de suministro de nitrógeno para plataformas marinas, en los que los competidores internacionales deben cumplir requisitos de contenido local y obligaciones relativas a socios locales. La presencia regional de la empresa en el mercado supera ampliamente su cuota global en los procesos de licitación marina del Sudeste Asiático, donde el cumplimiento de la normativa local y las relaciones consolidadas con compañías petroleras nacionales (NOC) son factores decisivos en la adjudicación de contratos.

Más allá de las cinco principales empresas, el 17,6% restante del mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas está atendido por una combinación de proveedores regionales de gases industriales, contratistas de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) que ofrecen servicios integrados de adquisición y puesta en servicio de ASU, y fabricantes de equipos originales (OEM) que atienden aplicaciones modulares y montadas sobre patines de menor escala. La diferenciación competitiva en este nivel se basa en la capacidad de respuesta, la proximidad geográfica y la profundidad de la red de servicios, más que en la propiedad de la tecnología o la capacidad financiera para modelos de producción in situ.

Noticias del sector de unidades de separación de aire para petróleo y gas

• noviembre de 2025: Linde plc obtuvo un contrato a largo plazo para suministrar oxígeno criogénico a una planta de hidrógeno azul y amoníaco a gran escala en la costa estadounidense del golfo de México, que incluye una unidad de producción de oxígeno de 1.200 TPD en virtud de un acuerdo de suministro con obligación de compra o pago de 20 años.
• septiembre de 2025: Air Products anunció avances en la puesta en servicio de su proyecto de hidrógeno verde NEOM en Arabia Saudí, cuya infraestructura de ASU a gran escala entró en la fase final de pruebas integradas antes del inicio previsto de las operaciones de producción de hidrógeno en 2027.
• julio de 2025: Air Liquide finalizó un acuerdo de suministro de ASU in situ con un importante grupo de refinerías asiático para suministrar nitrógeno y oxígeno a dos nuevas unidades de integración petroquímica, lo que representa un valor total del contrato de suministro de gases superior a 400 millones de USD durante 15 años.
• abril de 2025: Taiyo Nippon Sanso obtuvo un contrato para suministrar equipos modulares de ASU destinados a operaciones de recuperación mejorada de petróleo (EOR) mediante inyección de nitrógeno en un yacimiento marino del Sudeste Asiático, con unidades diseñadas para su instalación en una plataforma de producción semisumergible.
• febrero de 2025: La Comisión Europea confirmó la ampliación de los parámetros de la fase 4 del régimen de comercio de derechos de emisión de la Unión Europea (RCDE UE), y se espera que el aumento de los volúmenes subastados a partir de 2026 eleve los costes de cumplimiento en materia de carbono para los procesos industriales de alto consumo energético, incluida la separación criogénica del aire, en los Estados miembros de la UE.
• noviembre de 2024: Messer Group puso en servicio una nueva ASU criogénica en un importante complejo petroquímico de Alemania, que suministra oxígeno y nitrógeno a unidades de FCC e hidrotratamiento en virtud de un acuerdo de suministro fijo de 12 años con un operador de refinerías de Renania.
• agosto de 2024: Linde plc y un operador del mar del Norte anunciaron un estudio conjunto de viabilidad para un módulo de ASU flotante en alta mar capaz de producir 300 TPD de nitrógeno para el mantenimiento de la presión en el desarrollo propuesto de un yacimiento de aguas profundas.
• abril de 2024:Air Liquide anunció una inversión estratégica en una nueva planta modular de fabricación de ASU en Francia, con el objetivo de reducir un 40 % los plazos de entrega de las unidades de nitrógeno PSA y VSA destinadas a su implementación en yacimientos de petróleo y gas de todo el mundo.

Puntuación de concentración del mercado

El mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas obtiene una puntuación de 9 sobre 10 en la escala de concentración, lo que refleja un oligopolio estructural en el que tres empresas —Linde plc, Air Liquide y Air Products— representan conjuntamente el 79,9 % de los ingresos mundiales, mientras que las cinco principales concentran el 82,4 %. Esto deja al resto del panorama competitivo la disputa por menos de una quinta parte del valor total del mercado.

El informe de investigación sobre el mercado de unidades de separación de aire para petróleo y gas incluye una cobertura exhaustiva del sector, con estimaciones y previsiones en términos de ingresos (millones de USD) y volumen (miles de unidades) de 2022 a 2035, para los siguientes segmentos:

Mercado, por tipo de tecnología

• Unidades criogénicas de separación de aire
• Unidades no criogénicas de separación de aire

Mercado, por tipo de gas producido

• Nitrógeno
• Oxígeno
• Argón
• Otros (criptón, xenón, neón)

Mercado, por capacidad

• Menos de 100 TPD
• 100–400 TPD
• Más de 400 TPD

Mercado, por aplicación

• Refino
• Recuperación mejorada de petróleo
• Procesamiento de gas natural
• GNL
• Petroquímica
• GTL

Mercado, por usuario final

• Segmento upstream
• Segmento midstream
• Segmento downstream

La información anterior se proporciona para las siguientes regiones y países:

• América del Norte
  • EE. UU.
  • Canadá
• Europa
  • Alemania
  • Reino Unido
  • Francia
  • Italia
  • España
• Asia-Pacífico
  • China
  • Japón
  • India
  • Corea del Sur
  • Australia
  • Indonesia
  • Malasia

• América Latina
  • Brasil
  • México
  • Argentina

• Oriente Medio y África (MEA)

• Arabia Saudí
• EAU
• Sudáfrica