Mercado de disolventes de poscombustión Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de disolventes poscombustión

El mercado de disolventes poscombustión se valoró en 400 millones de USD en 2025 y se prevé que alcance los 951 millones de USD en 2035, con una expansión a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 9,1 % entre 2026 y 2035. Según el último informe publicado por Global Market Insights Inc., el mercado alcanzará los 434 millones de USD en 2026. La captura poscombustión utiliza sistemas de disolventes líquidos para absorber químicamente el CO₂ de los gases de combustión después de la combustión, lo que la convierte en una vía de adaptación para activos eléctricos e industriales existentes.^{[1]IEA Energy Team, iea.org} La demanda está evolucionando más allá del volumen de disolventes básicos hacia formulaciones que reduzcan la energía de regeneración, resistan la degradación y ofrezcan garantías de rendimiento del proceso.

El alcance del mercado incluye sistemas de disolventes basados en aminas, amoníaco, sales de aminoácidos, líquidos iónicos, carbonatos, mezclas o combinaciones, así como otros sistemas utilizados en la captura poscombustión de CO₂. Abarca la adquisición de disolventes y los requisitos asociados de regeneración en los sectores de generación eléctrica, hierro y acero, cemento, petróleo y gas, industria química y otros usuarios industriales. El año base es 2025 y el período de previsión abarca de 2026 a 2035. Las estimaciones triangulan la demanda de disolventes a partir de la actividad de los proyectos de captura, los requisitos de uso final, la adopción tecnológica y las condiciones normativas regionales; los resultados reflejan los ingresos, no la capacidad de captura instalada. La confianza metodológica es mayor cuando convergen los instrumentos normativos, el desarrollo activo de proyectos y las referencias tecnológicas consolidadas. Es menor en el caso de las cuotas de proveedores individuales más allá del líder y del total de las cinco principales empresas divulgados, así como en la segmentación por escala de despliegue cuando solo se dispone de evidencia cualitativa. Estas limitaciones se incorporan al análisis en lugar de convertirse en estimaciones puntuales no respaldadas. Por tanto, el alcance resultante hace hincapié en la demanda de disolventes comercialmente relevante, el rendimiento operativo y la estructura del mercado en toda la cobertura regional, de despliegue y de uso final aprobada. También distingue los ingresos del mercado de las cifras de capacidad de captura, que pueden evolucionar conforme a calendarios de proyectos y ciclos de utilización diferentes.

La interpretación de las previsiones se basa en los efectos direccionales de los impulsores y las restricciones, en lugar de hacerlo en un modelo estrictamente aditivo. La cobertura del precio del carbono, la disponibilidad de almacenamiento, la financiación pública, la demanda de adaptación industrial, las necesidades energéticas, la degradación de los disolventes y el calendario de los proyectos pueden reforzarse o compensarse entre sí. Por tanto, la TCAC del 9,1 % refleja las perspectivas combinadas del mercado, no la suma matemática de las distintas filas de impacto. Este enfoque es importante en la captura y almacenamiento de carbono (CCS), ya que un proyecto de captura técnicamente viable también requiere disponibilidad de almacenamiento, financiación, permisos y un perfil aceptable de costes operativos.

La fijación del precio del carbono, el acceso al almacenamiento y la economía operativa determinan el mercado potencial en mayor medida que la química de captura por sí sola. El RCDE UE registró una media superior a 60 EUR por tonelada en 2024, mientras que el crédito 45Q ampliado de Estados Unidos proporciona 85 USD por tonelada de CO₂ capturado y almacenado geológicamente. ^{[2]European Commission, ec.europa.eu} Estos mecanismos convierten el rendimiento de los disolventes en una variable de la financiación de proyectos, ya que la degradación, la demanda de vapor y los intervalos de sustitución modifican el coste de captura durante la vida útil de una instalación.

El ecosistema del sector conecta a los proveedores de aminas y precursores con los formuladores de disolventes, los contratistas de ingeniería, adquisición y construcción (EPC), los operadores de plantas de captura y los proveedores de recuperación o gestión de residuos. El valor se desplaza hacia las fases iniciales de la cadena cuando los formuladores controlan una química diferenciada, pero las decisiones sobre los proyectos siguen correspondiendo a los operadores y socios EPC capaces de validar los supuestos relativos a la corrosión, las emisiones, la integración térmica y las pérdidas de disolventes. Por tanto, el progreso tecnológico requiere dos elementos relacionados: mejorar el rendimiento de absorción y regeneración, y contar con un modelo de despliegue capaz de gestionar los disolventes durante todo el ciclo operativo.

El mercado se expandirá hasta 2035, pero el valor no se distribuirá de manera uniforme entre las distintas categorías de disolventes. Las aminas consolidadas seguirán constituyendo la base del volumen, ya que la experiencia operativa y la disponibilidad de suministro reducen el riesgo de ejecución. Las formulaciones de mayor crecimiento ganarán terreno cuando su menor consumo energético o sus intervalos de sustitución más prolongados compensen unos costes de adquisición superiores. Para 2028, los proveedores que combinen propiedad intelectual sobre disolventes con asistencia para la integración térmica y garantías durante todo el ciclo de vida ocuparán una posición más sólida que los vendedores que compitan únicamente mediante el precio de los productos químicos.

Tres tendencias marcarán la dirección del mercado: las aminas avanzadas y los sistemas combinados, la regeneración y recuperación de disolventes con menor consumo energético, y los equipos modulares de captura para fuentes industriales distribuidas. Las unidades modulares reducen el umbral de ingeniería para calentadores de refinerías, calderas industriales y plantas de valorización energética de residuos con caudales de gases de combustión inferiores a 100,000 Nm³/h.^{[3]Global CCS Institute, globalccsinstitute.com} La implicación comercial es que los proveedores de disolventes compiten cada vez más con un paquete de proceso, en lugar de ofrecer únicamente un producto químico independiente.

Principales factores de crecimiento

Objetivos mundiales estrictos de descarbonización y mecanismos de fijación del precio del carbono

La exposición al precio del carbono constituye la señal de demanda a corto plazo más clara. Las medidas de ajuste en frontera y la ampliación de la cobertura de los sistemas de comercio de emisiones elevan el coste de las emisiones no mitigadas para los operadores industriales orientados a la exportación. Como resultado, aumenta la demanda de sistemas de captura cuando el acceso al almacenamiento y los permisos están suficientemente avanzados para convertir el apoyo normativo en decisiones finales de inversión.

Aumento de la demanda industrial de captura de CO₂ en sectores difíciles de descarbonizar

Las industrias difíciles de descarbonizar constituyen la base de demanda estructural. La siderurgia, el cemento y la industria química representan aproximadamente el 23% de las emisiones mundiales de CO₂, y las emisiones de proceso en la producción de cemento y en las operaciones de altos hornos no pueden eliminarse únicamente mediante la sustitución de combustibles.^{[4]IPCC Working Group III, ipcc.ch} Por tanto, las adaptaciones de captura siguen siendo relevantes mientras el hierro de reducción directa, la electrificación y las rutas de proceso alternativas se desarrollan a diferentes velocidades en las distintas regiones.

Fuertes incentivos y financiación públicos para el despliegue de CCS

Los programas públicos acortan la distancia entre la viabilidad técnica y el despliegue comercial. El Departamento de Energía de EE. UU. asignó más de 2,500 millones de USD a proyectos piloto de captura de carbono a gran escala, mientras que el programa Longship de Noruega, dotado con 16,800 millones de NOK, respalda la infraestructura de transporte y almacenamiento destinada a emisores industriales.^{[5]Norwegian Ministry of Petroleum and Energy, regjeringen.no} Las redes de almacenamiento son importantes porque la demanda de disolventes solo se materializa cuando toda la cadena de captura y almacenamiento resulta financiable.

Principales restricciones

Los costes asociados a los disolventes van más allá de la compra inicial. La degradación de la MEA puede requerir reposiciones equivalentes al 15–25 % de los gastos operativos anuales en una planta de captura de escala media, mientras que las sales termoestables y las nitrosaminas añaden costes de gestión de residuos, seguridad y corrosión.^{[6]Chemical Week Editorial Staff, chemweek.com} Estas condiciones favorecen los sistemas que validan el rendimiento en condiciones variables de gases de combustión industriales, en lugar de hacerlo únicamente en entornos piloto controlados.

Las fuerzas competitivas están equilibradas y no se inclinan hacia un solo lado. Las formulaciones especializadas crean barreras técnicas de entrada, aunque los compradores pueden conservar capacidad de negociación al homologar varias opciones de aminas o procesos. La presión de los sustitutos procede de otros enfoques de captura y de cambios en los procesos que evitan las emisiones, aunque estas alternativas no eliminan la demanda de adaptación en las plantas existentes. El apoyo político, la economía del carbono, los permisos medioambientales y los requisitos legales interactúan con la madurez tecnológica; los proveedores de disolventes deben cumplir cada una de estas condiciones para que un proyecto avance.

Análisis de segmentos del mercado de disolventes para poscombustión

Por tipo de disolvente

En el mercado de disolventes para poscombustión, los disolventes basados en aminas registraron una cuota del 59,5 % en 2025 y crecerán a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 6,8 % hasta 2035. La MEA, la DEA y la MDEA siguen siendo opciones conocidas para proyectos de adaptación, mientras que BASF OASE blue y Shell CANSOLV ofrecen plataformas propias con referencias a gran escala. ^{[7]Industrial & Engineering Chemistry Research Peer Review Team, pubs.acs.org} Los disolventes combinados o mezclados registraron una cuota del 13,1 % y constituyen la categoría comercialmente disponible de más rápido crecimiento, con una TCAC del 13,7 %. BASF OASE purple y KS-21 de Mitsubishi Heavy Industries combinan el rendimiento de absorción con una menor demanda de regeneración, lo que los hace más atractivos en proyectos de nueva construcción que pueden optimizar conjuntamente el disolvente y los equipos.

Los sistemas basados en carbonatos registraron una cuota del 9,5 % y crecerán a una TCAC del 7,2 %, mientras que el proceso Benfield de UOP es adecuado para corrientes de mayor presión en aplicaciones de procesamiento de gas e hidrógeno. ^{[8]International CCS Knowledge Centre, ccsknowledge.com} Los sistemas basados en amoníaco representaron el 5,8 % y crecerán a una TCAC del 7,5 %; el Chilled Ammonia Process de GE Vernova aborda la capacidad de carga, pero requiere gestionar el deslizamiento de amoníaco. Las sales de aminoácidos representaron el 4.

9% y avanzará a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 14,4%, respaldado por el trabajo de TNO DECAB y Shell sobre el glicinato potásico acuoso. Los líquidos iónicos registraron una cuota del 3,3% y crecerán a una TCAC del 18,0%, aunque el coste de síntesis y la escala limitan una penetración significativa antes del período 2027–2028. Los demás tipos de disolvente permanecen dentro del alcance del mercado, pero carecen de datos cuantitativos independientes.

Por despliegue

La arquitectura de despliegue modifica el perfil comercial de la demanda de disolventes. Los sistemas pequeños o modulares favorecen equipos estandarizados, trabajos de instalación más breves y formulaciones que funcionan en condiciones variables de gases de combustión. Los proyectos de escala media requieren una integración térmica y una planificación de la gestión de disolventes más sólidas, ya que disponen de menor capacidad para absorber ineficiencias operativas. Los desarrollos a gran escala pueden distribuir los costes de ingeniería entre mayores volúmenes de captura, pero su aprobación depende de la coordinación del transporte y el almacenamiento. Estas diferencias hacen que la escala de despliegue sea un factor determinante para la selección de proveedores, incluso sin datos de cuota aprobados.

El despliegue pequeño o modular está cobrando relevancia, ya que CycloneCC de Carbon Clean y Just Catch de Aker Solutions están dirigidos a instalaciones industriales que no pueden admitir trenes de absorción-desorción personalizados y de gran huella. CycloneCC, en la planta de Brevik de Heidelberg Materials, utiliza un absorbedor de lecho empaquetado rotatorio y el disolvente CDRMax, mientras que Just Catch aborda el nicho de captura de 100.000–400.000 toneladas anuales. Las instalaciones de escala media seguirán siendo sensibles a la disponibilidad de vapor y al coste de integración en el emplazamiento. Los proyectos de generación eléctrica, GNL y complejos industriales a gran escala mantienen los mayores requisitos de capacidad, aunque no se han cuantificado las cuotas de ingresos ni las tasas de crecimiento por nivel de despliegue.

Por uso final

La generación eléctrica lideró el uso final, con una cuota del 39% en 2025, y crecerá a una TCAC del 6,8%. Boundary Dam Unit 3 de SaskPower sigue siendo una referencia comercial, mientras que la base de emisiones estacionarias del sector eléctrico estadounidense mantiene una amplia oportunidad de modernización.^{[9]U.S. Environmental Protection Agency, epa.gov} El petróleo y el gas representaron una cuota del 23,1% y crecerán a una TCAC del 7,5%, respaldados por el procesamiento de gas, el GNL, el refino y las corrientes de hidrógeno azul, donde las mayores concentraciones de CO₂ de entrada mejoran la economía de la absorción. Sleipner y Snøhvit ofrecen referencias consolidadas de almacenamiento en Noruega.^{[10]Oil & Gas Journal Editorial Team, ogj.com}

La fabricación de cemento registró una cuota del 13,4% y se expandirá a una TCAC del 12,4%, ya que las emisiones de calcinación no pueden eliminarse mediante la electrificación. El diseño de Brevik, con una capacidad de 400.000 toneladas anuales, crea una referencia comercial para el sistema CDRMax de Carbon Clean. El hierro y el acero representaron una cuota del 12,2% y crecerán a una TCAC del 12,2%; el proyecto piloto KS-21 de MHI en las instalaciones de Thyssenkrupp en Duisburg se aproximó a una captura del 90% a partir de gas de alto horno representativo. La demanda de la industria química registró una cuota del 7,8% y aumentará a una TCAC del 12,3%, favoreciendo mezclas adaptables basadas en MDEA para aplicaciones de amoníaco, hidrógeno y complejos químicos. DOW y Huntsman suministran intermedios de aminas a estas cadenas de valor.

La selección de disolventes sigue una cadena de decisión secuencial. La composición de los gases de combustión y la escala del proyecto determinan la química viable y la configuración de los equipos. Esa configuración determina las necesidades de regeneración, la exposición a la degradación y los requisitos de gestión de residuos. A su vez, esas variables operativas determinan si un proyecto puede cumplir su umbral de costes de captura. Como resultado, la diferenciación de los proveedores depende cada vez más del rendimiento validado durante todo el ciclo de vida, en lugar de basarse en afirmaciones puntuales sobre la tasa de captura.

Análisis regional del mercado de disolventes para poscombustión

Norteamérica lideró el mercado de disolventes para poscombustión con una cuota del 35,5 % en 2025 y crecerá a una TCAC del 7,5 %. El crédito 45Q de EE. UU. y los programas del Departamento de Energía respaldan proyectos en la costa del golfo de Texas y el Medio Oeste, mientras que la evolución del precio del carbono en Canadá respalda las aplicaciones en arenas bituminosas y de generación eléctrica de Saskatchewan.^{[11]U.S. Department of Energy, energy.gov} La restricción regional es la ejecución: la economía de los proyectos depende tanto del transporte, la capacidad de inyección y la obtención de permisos como de la selección del disolvente.

Europa registró una cuota del 24,0 % y crecerá a una TCAC del 8,4 %. La infraestructura Longship y Northern Lights de Noruega proporciona una vía de almacenamiento para Noruega, los Países Bajos y Bélgica, mientras que PORTHOS, en Róterdam, tiene como objetivo capturar 2,5 millones de toneladas métricas de CO₂ al año, con Air Liquide, AkzoNobel y Shell como emisores industriales. Alemania y el Reino Unido están asociados a la actividad del Innovation Fund y de los clústeres de CCS, incluida HyNet, para la que Linde recibió un contrato de ingeniería y suministro de disolventes en diciembre de 2024. El calendario europeo sigue vinculado a los ciclos de los proyectos y a la puesta en servicio de las redes de almacenamiento.

Asia-Pacífico es la región de mayor crecimiento, con una TCAC del 12,7 %. El Decimocuarto Plan Quinquenal de China identificó más de 50 proyectos de demostración y de las primeras fases comerciales de CCS, incluido el proyecto Guohua Jinjie, de 150.000 toneladas métricas al año, que utiliza un sistema de aminas patentado de Sinopec. Japón suministra tecnología mediante el proceso KM CDR y las licencias KS-21 de MHI, mientras que el proyecto Gorgon de Australia proporciona una referencia de CCS a escala de GNL. La implementación de CDRMax por JSW Steel en India aporta validación industrial. Corea del Sur se encuentra dentro del ámbito regional aprobado, aunque la base empírica no contiene una medida de mercado diferenciada.

Oriente Medio y África registraron una cuota del 9,0 % y crecerán a una TCAC del 7,4 %. El proyecto Uthmaniyah de Saudi Aramco inyecta aproximadamente 800.000 toneladas métricas de CO₂ al año procedentes del procesamiento de gas, mientras que la instalación de CCUS de Abu Dabi captura emisiones de la fabricación de acero para inyectarlas en yacimientos petrolíferos. La recuperación mejorada de petróleo es el principal catalizador de la demanda regional, por lo que el crecimiento del mercado sigue estando más expuesto a la economía de los proyectos de hidrocarburos que el de los proyectos europeos impulsados por el cumplimiento normativo.

Latinoamérica registró una cuota del 5,7 % y crecerá a una TCAC del 4,5 %. Brasil lidera la actividad regional a través de las plataformas presalinas de Petrobras, donde el gas natural rico en CO₂ requiere tratamiento por razones operativas. La ausencia de una tarificación generalizada del carbono limita la adopción industrial voluntaria, aunque los productores de acero y cemento están evaluando la captura en el marco de mercados voluntarios de carbono.

La política regional crea distintos modelos comerciales. Los proyectos norteamericanos se apoyan en créditos y grandes corredores industriales, mientras que los proyectos europeos dependen de sistemas compartidos de transporte y almacenamiento. Asia-Pacífico combina la capacidad industrial nacional con la concesión de licencias tecnológicas, y los proyectos de Oriente Medio siguen estrechamente vinculados al procesamiento de gas y a la recuperación mejorada de petróleo. América Latina demuestra que las corrientes con altas concentraciones de CO₂ pueden permitir la captura incluso cuando la tarificación del carbono para el conjunto de la economía sigue siendo limitada.

Cuota de mercado y panorama competitivo de los disolventes de poscombustión

El mercado presenta una concentración moderada. BASF lideró con una cuota del 11% en 2025, mientras que BASF, Air Liquide, Linde plc, Mitsubishi Heavy Industries Ltd. y Aker Solutions controlaron conjuntamente el 35%. La cartera OASE de BASF y sus relaciones en materia de EPC respaldan su liderazgo. Air Liquide combina la plataforma de disolventes DMX con la participación en el desarrollo de proyectos, incluidos PORTHOS y una demostración en Texas. Linde combina el suministro de disolventes, los servicios EPC y la logística de gases industriales; HyNet constituye una referencia contractual relevante de 2024. MHI se diferencia mediante KM CDR Process y KS-21. Aker Solutions utiliza Just Catch para combinar la ingeniería modular con la gestión de disolventes.

La rivalidad competitiva es mayor allí donde los operadores pueden comparar sistemas de aminas consolidados con mezclas patentadas y paquetes integrados de captura. BASF y MHI ocupan posiciones basadas en sus formulaciones, mientras que Air Liquide, Linde y Aker Solutions amplían su alcance mediante la ingeniería y la integración de proyectos. Carbon Clean e ION Engineering desafían a los operadores establecidos con equipos compactos y propuestas de disolventes de menor consumo energético. Econamine FG Plus de Fluor mantiene su relevancia cuando son importantes la responsabilidad integrada de EPC y la experiencia con MEA formulada. El 65% del mercado que se encuentra fuera de las cinco principales empresas mantiene la cualificación de clientes y las referencias operativas como factores comerciales relevantes.

Entre los principales actores del mercado se encuentran Air Liquide, Aker Solutions, Axens, BASF, Carbon Clean Solutions Ltd., Chevron Phillips Chemical Company, DOW Inc., Evonik Industries, Fluor Corporation, Huntsman Corporation, INEOS Oligomers, ION Engineering, Linde plc, Mitsubishi Heavy Industries Ltd., Nouryon, Shell Catalysts & Technologies, Solvay y Svante Technologies Inc.

Las empresas integradas de proyectos y gas —Air Liquide, Linde y Aker Solutions— compiten mediante el alcance de ejecución y la integración con los clientes. Los licenciantes de tecnologías y procesos —MHI, Fluor, Shell Catalysts & Technologies, Axens y Carbon Clean— compiten mediante el rendimiento de los disolventes o de los procesos. Los proveedores de productos químicos y precursores —BASF, DOW, Huntsman, Evonik, Nouryon, Solvay, INEOS Oligomers y Chevron Phillips Chemical— se benefician de su exposición a las formulaciones y a la cadena de suministro. ION Engineering y Svante representan a los competidores centrados en la tecnología. La puesta en servicio de Brevik por parte de Carbon Clean en 2024, el acuerdo de captura híbrida suscrito por MHI y Svante en septiembre de 2025 y la ampliación a 10 MWe de ION en mayo de 2026 ilustran el cambio hacia configuraciones compactas y de menor consumo energético.

Desarrollos recientes del sector

• mayo de 2026: ION Engineering completó una ampliación a escala de 10 MWe de ICap en el Wyoming Integrated Test Center y comunicó un consumo energético de regeneración de 2,1 GJ por tonelada de CO₂. Este hito impulsa una plataforma de disolventes de menor consumo energético hacia la demostración comercial.

• marzo de 2026: la Comisión Europea confirmó 1,2 mil millones de EUR del Fondo de Innovación de la UE para seis proyectos de captura y almacenamiento de carbono (CCS) a gran escala en Alemania, los Países Bajos y Bélgica. Cuatro proyectos especifican la captura poscombustión basada en aminas, lo que refuerza la visibilidad de la demanda europea.

• enero de 2026: BASF amplió aproximadamente un 30 % la capacidad de fabricación de OASE en Ludwigshafen. La ampliación responde a la demanda de captura y almacenamiento de carbono industrial en Europa y de la cadena de suministro de Northern Lights.

• noviembre de 2025: la instalación de Brevik de Heidelberg Materials inició sus operaciones comerciales utilizando los sistemas CycloneCC y CDRMax de Carbon Clean. Esta referencia cementera, con una capacidad de 400,000 toneladas métricas anuales, reduce la incertidumbre de ejecución de proyectos posteriores.