Mercado de sistemas de control de emisiones para centrales eléctricas Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de sistemas de control de emisiones de centrales eléctricas

El mercado de sistemas de control de emisiones de centrales eléctricas se valoró en 2,920 millones de USD en 2025 y alcanzará 2,940 millones de USD en 2035, con una TCAC global del 7 % entre 2026 y 2035, según el último informe publicado por Global Market Insights Inc.

El mercado potencial abarca los ingresos derivados de los sistemas de nueva instalación para el control de partículas, dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno, gases ácidos, mercurio y otros controles relacionados de gases de combustión en centrales de carbón, gas, biomasa y valorización energética de residuos. Excluye los ingresos correspondientes a modernizaciones, posventa, servicios y al control de la contaminación atmosférica industrial en sentido amplio. El mercado se entiende mejor como un mercado ligado al ciclo de puesta en servicio que como una categoría de equipos de crecimiento estable: los proyectos térmicos del sur y el sudeste asiático generan una ventana de pedidos concentrada a corto plazo, mientras que la sustitución por energías renovables limita la base de nuevas construcciones a largo plazo.

La estimación adopta una perspectiva de la demanda sobre la adquisición de equipos y sistemas integrados para nuevos proyectos de generación eléctrica. El dimensionamiento del mercado triangula la cartera activa de proyectos térmicos en fase de puesta en servicio, el alcance de los sistemas por tipo de central y los requisitos normativos regionales que convierten los equipos de control de emisiones en un requisito previo para la obtención de permisos. El patrón de ingresos anuales es considerablemente desigual. Los ingresos descendieron de 4,050 millones de USD en 2022 a 2,430 millones de USD en 2024, debido a la ralentización de la puesta en servicio de nuevas centrales de carbón fuera de China y al endurecimiento de las condiciones de financiación, antes de recuperarse hasta 2,920 millones de USD en 2025. Global Energy Monitor identifica India e Indonesia como las principales ubicaciones de capacidad de generación a carbón en construcción tras el debilitamiento de la cartera de proyectos de China.

La fase de expansión se prolonga hasta 2028, cuando el mercado alcanza 4,630 millones de USD, con una TCAC del 16,6 % durante la fase de crecimiento. India, Indonesia, Bangladesh, Vietnam, Arabia Saudí y los EAU concentran buena parte de la actividad de puesta en servicio que respalda este repunte. Los nuevos proyectos térmicos en estos mercados requieren controles de partículas, SO₂ y NOx incluidos en el alcance de capital original de la central. El descenso posterior es igualmente importante: los ingresos caen hasta 2,940 millones de USD en 2035, con una TCAC del −6,3 %, a medida que se completa la cartera de proyectos en construcción, China reduce la actividad de nuevas centrales de carbón y las alternativas basadas en energías renovables y almacenamiento absorben una mayor proporción de la inversión incremental en generación. La inversión en energías limpias ha superado globalmente a la inversión térmica, lo que reduce la futura base de nuevos proyectos que requieren estos sistemas.

Precipitadores electrostáticos (ESP) representan aproximadamente el 30 % de los ingresos de 2025, mientras que los sistemas catalíticos y los absorbedores representan aproximadamente el 25 % cada uno. Los depuradores y otras tecnologías constituyen la cuota restante. Las centrales de carbón siguen definiendo el ciclo de volumen del mercado, pero los proyectos de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT), combustión conjunta de biomasa y valorización energética de residuos (W2E) proporcionan una fuente menor y más resiliente de demanda de sistemas técnicamente exigentes. Asia-Pacífico aporta aproximadamente el 60 % de los ingresos de 2025, mientras que Oriente Medio y África ganan cuota durante el período analizado.

Principales factores de crecimiento

La puesta en servicio de nuevas plantas térmicas en el sur y el sudeste asiático constituye el principal factor de crecimiento a corto plazo. India, Indonesia, Bangladesh y Vietnam mantienen carteras activas de proyectos de carbón, gas y biomasa en fase de puesta en servicio, y los pedidos de sistemas se realizan junto con los paquetes de calderas, turbinas y balance de planta. Los requisitos revisados de India obligan a las nuevas unidades de carbón a incorporar sistemas de control de SO₂, NOx y partículas antes de su entrada en funcionamiento. El Reglamento gubernamental n.º 22/2021 de Indonesia también respalda un modelo de adquisición basado en el cumplimiento normativo para las nuevas capacidades de carbón.

El cumplimiento obligatorio de la normativa medioambiental en las plantas recientemente autorizadas amplía la demanda más allá del mercado tradicional del carbón centrado en China. En Oriente Medio, África y América Latina, los requisitos de los permisos y las condiciones medioambientales, sanitarias y de seguridad de la financiación de proyectos hacen cada vez más que el alcance completo del control de emisiones no sea discrecional.^{[2]International Energy Agency, "World Energy Investment 2025," iea.org} Los parámetros de referencia del Banco Mundial sitúan estos sistemas en el 8–12% del gasto de capital total de los nuevos proyectos de carbón en mercados emergentes, frente a aproximadamente el 5–7% de hace una década.^{[3]World Bank, "Energy Capital Cost Data," worldbank.org} La consecuencia para las adquisiciones es clara: los equipos de cumplimiento pasan de ser una decisión de ingeniería discrecional a convertirse en una condición esencial para la financiación de proyectos y la puesta en servicio.

La valorización energética de residuos (W2E) y la combustión conjunta con biomasa generan una oportunidad diferenciada para los equipos. Estas aplicaciones requieren combinaciones de filtros de mangas, inyección de carbón activado, depuradores húmedos y tecnologías de control del mercurio, ya que los residuos sólidos urbanos y la biomasa producen una composición química de los gases de combustión más variable que el carbón convencional. Por tanto, Europa, Japón, Corea del Sur y el sudeste asiático generan demanda de soluciones de mayor valor para múltiples contaminantes, incluso mientras disminuye el volumen de carbón. Las nuevas instalaciones de ciclos combinados de turbina de gas (CCGT) en Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos y Estados Unidos añaden un flujo de demanda independiente de sistemas de reducción catalítica selectiva (SCR) y absorbedores. Las aplicaciones relacionadas con el gas representan aproximadamente el 16% de los ingresos del mercado en 2025 y reducen, aunque no eliminan, la exposición al ciclo de generación con carbón.

Principales restricciones

La deflación de los costes de las energías renovables constituye la principal restricción estructural del mercado. La energía solar, la eólica y el almacenamiento en baterías compiten directamente con la nueva capacidad térmica en mercados que históricamente generaban pedidos de equipos. El efecto se intensifica una vez agotada la cartera actual de proyectos en construcción, lo que explica el descenso previsto después de 2028, en lugar de una prolongación uniforme de la fase de crecimiento. Las tendencias mundiales de inversión refuerzan esta dirección: la inversión en energías limpias supera actualmente la inversión en generación térmica.

Las restricciones a la financiación del carbón constituyen una segunda limitación, al reducir la viabilidad de los proyectos antes de que comience la adquisición de equipos. Los bancos multilaterales de desarrollo, las agencias de crédito a la exportación y los prestamistas comerciales han reducido o excluido la financiación de nuevos proyectos de carbón. El impacto es mayor en los mercados donde la financiación concesional resulta esencial para impulsar un proyecto, incluidas algunas zonas del África subsahariana y del sur de Asia con menores ingresos. Un cierre financiero retrasado se traduce en pedidos aplazados de calderas, turbinas y sistemas de control de emisiones.

La concentración en China añade un tercer riesgo. China aporta aproximadamente 1,230 millones de USD, o aproximadamente el 42%, de los ingresos mundiales de 2025. Su cartera de proyectos de carbón en fase previa a la construcción ha caído a su nivel más bajo desde 2014, lo que genera una elevada exposición a la baja que no puede compensarse plenamente con el crecimiento de mercados emergentes más pequeños. Este cambio en China también presiona a los proveedores nacionales para buscar volumen de exportación, intensificando la competencia en precios en las licitaciones de India, Indonesia, Bangladesh y África.

Análisis por segmentos del mercado de sistemas de control de emisiones de centrales eléctricas

Por sistema

Los ESP lideran el mercado, con aproximadamente 880 millones de USD en 2025, y alcanzan aproximadamente 1,390 millones de USD en 2028. Cargan las partículas presentes en las corrientes de gases de combustión y las recogen en placas conectadas a tierra, lo que los convierte en la solución preferida para el control de partículas en grandes unidades de carbón de los mercados asiáticos sensibles a los precios. La política de emisiones ultrabajas de China exige que las partículas se sitúen en un nivel igual o inferior a 5 mg/Nm³, lo que refuerza el valor de las configuraciones de alto rendimiento. El segmento sigue más de cerca el ciclo de puesta en servicio de las centrales de carbón. Fujian Longking y Zhejiang Feida se benefician de las economías de escala de fabricación y de sus referencias nacionales en China, mientras que GE Vernova, Mitsubishi Heavy Industries, KC Cottrell India y Monroe Environmental compiten en energización por pulsos, fuentes de alimentación de alta frecuencia y estrictos requisitos de rendimiento. La demanda de ESP alcanza su máximo con la actividad de las centrales de carbón asiáticas y posteriormente vuelve a situarse en aproximadamente 880 millones de USD en 2035. La escala del segmento sigue siendo atractiva, pero su riesgo a largo plazo es el más elevado entre las principales tecnologías.

Los sistemas catalíticos representan aproximadamente 730 millones de USD en 2025, aumentan hasta aproximadamente 1,160 millones de USD en 2028 y se moderan hasta aproximadamente 740 millones de USD en 2035.

SCR y la reducción catalítica selectiva y no catalítica selectiva (SNCR) controlan los NOx mediante procesos químicos basados en amoníaco o urea; la SCR proporciona una eficiencia de eliminación del 80–95 %, mientras que la SNCR ofrece una opción con menor coste de capital cuando la normativa permite mayores emisiones residuales. El endurecimiento de los requisitos relativos a los NOx en India, Indonesia y Oriente Medio convierte estos sistemas en una especificación estándar para las nuevas plantas. Las centrales de ciclo combinado alimentadas con gas (CCGT) proporcionan a los sistemas catalíticos una base más duradera que los equipos dependientes del carbón. Fuel Tech, Mitsubishi Heavy Industries, GE Vernova, ANDRITZ y Doosan Enerbility cubren este segmento con soluciones de SCR, SNCR y sistemas integrados. Las formulaciones de catalizadores y los módulos compactos de MHI respaldan proyectos con especificaciones exigentes, mientras que GE Vernova puede incluir controles de NOx en paquetes más amplios de suministro para centrales de gas. La oportunidad vinculada al gas no sustituirá al volumen del carbón, pero estabilizará la demanda más allá de su máximo.

Los absorbedores también representan aproximadamente 730 millones de USD en 2025, alcanzan un máximo de aproximadamente 1,160 millones de USD en 2028 y descienden hasta aproximadamente 740 millones de USD en 2035. Las configuraciones de desulfuración de gases de combustión (FGD) húmeda, FGD seca y absorbedores de secado por pulverización controlan el SO₂ y los gases ácidos. La FGD húmeda basada en caliza logra una eliminación del 95–99 % y produce yeso, que puede compensar los costes del ciclo de vida en aplicaciones de gran volumen. Los sistemas secos y semisecos son más adecuados para ubicaciones con limitaciones de agua, incluido Oriente Medio y el norte de India. El requisito de India de 200 mg/Nm³ de SO₂ para las nuevas instalaciones grandes de carbón y los requisitos modificados de Indonesia para las centrales térmicas de carbón (PLTU) mantienen la adquisición de absorbedores durante la fase de crecimiento. Babcock & Wilcox, Clyde Bergemann, ANDRITZ, Doosan Enerbility/Doosan Lentjes y GEA compiten mediante soluciones húmedas, secas y de lecho fluidizado circulante.^{[4]Babcock & Wilcox Enterprises, Inc., "SEC Form 10-K 2024," sec.gov}

Los depuradores representan aproximadamente 350 millones de USD en 2025, alcanzan un máximo de aproximadamente 560 millones de USD en 2028 y vuelven a situarse en aproximadamente 350 millones de USD en 2035. Los precipitadores electrostáticos húmedos (ESP), los depuradores Venturi, los depuradores húmedos ionizantes y las configuraciones para múltiples contaminantes desempeñan un papel más importante en las plantas de valorización energética de residuos (W2E) y de biomasa, ya que estas instalaciones requieren el control de gases ácidos, partículas finas, metales pesados y dioxinas. Esta química genera una complejidad de ingeniería mayor que el control convencional de partículas en centrales de carbón. CECO Environmental, GEA, Monroe Environmental, Dürr CTS, Ducon Technologies y TAPC cubren este segmento especializado. Los requisitos de la Directiva de Emisiones Industriales de la UE y los estrictos límites japoneses otorgan mayor importancia a las garantías de rendimiento que a los equipos de menor coste. Por tanto, la demanda de depuradores proporciona un margen de protección parcial después de 2028, aunque su menor base de ingresos le impide modificar la tendencia general del mercado.

La categoría Otros incluye filtros de mangas, inyección de carbón activado, filtros cerámicos y sistemas híbridos para múltiples contaminantes. Representa aproximadamente 230 millones de USD en 2025, alcanza un máximo de aproximadamente 370 millones de USD en 2028 y se modera hasta aproximadamente 240 millones de USD en 2035. Estas tecnologías se utilizan en la coincineración de biomasa, la combustión de combustible derivado de residuos y las aplicaciones de calderas de centrales eléctricas en las que los límites de PM2.5, mercurio o dioxinas superan la capacidad de las configuraciones convencionales de ESP y FGD húmeda. Airnord, APC Technologies, Clyde Bergemann, Sumitomo Heavy Industries y Ducon Technologies amplían la cobertura en estas aplicaciones más específicas. Unos estándares más estrictos para las PM2.5 en Japón, Corea del Sur y la UE respaldan la actualización de las especificaciones en las instalaciones de W2E y biomasa.

Análisis regional del mercado de sistemas de control de emisiones de centrales eléctricas

Norteamérica

Norteamérica representa aproximadamente 290 millones de USD, o el 10% de los ingresos de 2025. Estados Unidos aporta aproximadamente 230 millones de USD y crece a una TCAC aproximada del 1,0% hasta 2035, respaldado por nuevas centrales CCGT de gas y centrales de punta, en lugar de nuevas construcciones de centrales de carbón. Las normas de rendimiento para nuevas fuentes de emisión de la EPA estadounidense, Subparte TTTT, y las condiciones estatales de autorización hacen obligatorios los sistemas SCR o de control de la combustión de NOx en las nuevas instalaciones de combustión. GE Vernova, Fuel Tech, Babcock & Wilcox, Monroe Environmental y CECO Environmental cuentan con experiencia normativa y de fabricación en este mercado. Canadá añade demanda de biomasa y determinados proyectos de gas, mientras que México contribuye con una actividad moderada en proyectos de generación a gas.

Europa

Europa representa aproximadamente 230 millones de USD, o el 8% de los ingresos de 2025. La construcción de nuevas centrales de carbón es prácticamente inexistente, por lo que los proyectos de W2E, la co-combustión de biomasa y un número limitado de proyectos de centrales de gas de punta definen el mercado direccionable. Alemania aporta aproximadamente 60 millones de USD en 2025, mientras que el Reino Unido, Francia, España e Italia añaden volúmenes menores. La Directiva de Emisiones Industriales de la UE y los requisitos aplicables a la incineración de residuos generan especificaciones técnicas exigentes para las nuevas plantas de W2E. ANDRITZ, GEA, Doosan Lentjes, Dürr CTS, Airnord y Sumitomo Heavy Industries están posicionadas en este entorno de mayor valor y menor volumen.

Asia-Pacífico

Asia-Pacífico lidera con aproximadamente 1,750 millones de USD en 2025 y alcanza aproximadamente 2,730 millones de USD en 2028, antes de descender a aproximadamente 1,620 millones de USD en 2035. China representa aproximadamente 1,230 millones de USD en 2025, pero su TCAC del −1,5% refleja una cartera de proyectos de carbón en declive. Sus estrictos límites de PM, SO₂ y NOx preservan el valor de los sistemas por proyecto, incluso cuando disminuye el número de puestas en servicio. India aporta aproximadamente 180 millones de USD y crece a una TCAC aproximada del 2,5%, respaldada por la cartera de proyectos térmicos y los requisitos del MoEFCC. Indonesia y Vietnam generan demanda derivada de la puesta en servicio de centrales de carbón, mientras que Japón y Corea del Sur mantienen una actividad de menor volumen en proyectos de W2E y biomasa.

Fujian Longking, Zhejiang Feida, Thermax, KC Cottrell India, Doosan Enerbility, Mitsubishi Heavy Industries y Sumitomo Heavy Industries compiten en toda la región. Los requisitos de localización de India e Indonesia favorecen la fabricación nacional o las estructuras de asociación, y limitan la ventaja de las ofertas basadas exclusivamente en las importaciones.

Oriente Medio y África

Oriente Medio y África aumenta desde aproximadamente 350 millones de USD y el 12% de los ingresos mundiales en 2025 hasta aproximadamente 440 millones de USD y el 15% en 2035, tras alcanzar un máximo de 600 millones de USD en 2028. Arabia Saudí y los EAU impulsan las ampliaciones de capacidad de generación a gas en el marco de Visión 2030 y de programas relacionados de expansión industrial, lo que genera demanda de sistemas SCR y absorbedores. Los proyectos de W2E añaden demanda de depuradores y filtros de mangas. Sudáfrica ofrece una oportunidad térmica independiente, en la que las condiciones de financiación de proyectos exigen el cumplimiento de las directrices de la IFC en materia de medio ambiente, salud y seguridad.

América Latina

América Latina contribuye con aproximadamente 0,29 mil millones de USD en 2025, alcanza un máximo de aproximadamente 0,46 mil millones de USD en 2028 y vuelve a situarse en aproximadamente 0,29 mil millones de USD en 2035. Brasil lidera la demanda mediante proyectos de centrales de punta a gas y de ciclo combinado (CCGT) que gestionan la variabilidad estacional de la generación hidroeléctrica, mientras que Argentina aporta un volumen secundario. Los marcos de autorización de CONAMA sostienen la demanda de control de NOx y de absorbedores en las nuevas instalaciones que cumplen los requisitos. La expansión de las energías renovables sigue siendo la principal restricción a largo plazo de la región, lo que genera una breve ventana de puesta en servicio en lugar de un ciclo de expansión duradero.

Cuota de mercado y panorama competitivo del mercado de sistemas de control de emisiones de centrales eléctricas

El mercado sigue estando fragmentado. Fujian Longking lidera con una cuota estimada del 8–10% en 2025, seguida de Mitsubishi Heavy Industries, con un 5–7%; GE Vernova, con un 4–6%; Doosan Enerbility, con un 3–5%; y Thermax, con un 3–4%. Las cinco principales empresas concentran un 24–31% estimado, mientras que el 59–71% restante se distribuye entre especialistas regionales, contratistas de proyectos y proveedores centrados en tecnologías. Ningún proveedor posee una cuota global suficiente para fijar los precios en todo el mercado.

La fortaleza de Longking se basa en la escala de sus precipitadores electrostáticos (ESP) en China, sus relaciones con empresas estatales de servicios públicos y un modelo integrado de diseño, fabricación, instalación y servicio. Su reto es la concentración geográfica, ya que la cartera de nuevos proyectos de carbón de China se contrae. MHI compite mediante catalizadores de reducción catalítica selectiva (SCR) y plataformas integradas SCR-FGD-ESP para proyectos en los que las especificaciones son determinantes. GE Vernova aprovecha su posición como proveedor de equipos de generación eléctrica a gas al integrar sistemas de control de emisiones en paquetes más amplios de CCGT. Doosan Enerbility y Doosan Lentjes combinan la ejecución de proyectos de carbón en Asia con la de proyectos europeos de W2E y biomasa. Thermax mantiene una sólida posición en el mercado nacional indio en sistemas ESP, FGD y SCR/SNCR, en consonancia con los requisitos locales de cumplimiento normativo.

El siguiente nivel incluye a Babcock & Wilcox, CECO Environmental, Zhejiang Feida, Fuel Tech, ANDRITZ, GEA, KC Cottrell India, Sumitomo Heavy Industries y los especialistas restantes. Los principales actores que operan en el mercado son APC Technologies; Airnord; ANDRITZ; Babcock & Wilcox; CECO Environmental; Clyde Bergemann; Doosan Enerbility/Doosan Lentjes; Ducon Technologies; Dürr CTS; Fuel Tech; Fujian Longking; GEA; GE Vernova; KC Cottrell India; Mitsubishi Heavy Industries; Monroe Environmental; Sumitomo Heavy Industries; TAPC; Thermax; y Zhejiang Feida.^{[5]CECO Environmental Corp., "SEC Quarterly Filings 2024–2025," sec.gov}

Babcock & Wilcox ofrece una amplia gama de soluciones ESP, FGD, SCR/SNCR y filtros de mangas para aplicaciones de generación eléctrica, W2E y combustión industrial. Sus informes presentados ante la SEC identifican los sistemas medioambientales como un área de negocio principal y comunicaron nuevas adjudicaciones de proyectos en Asia Meridional y Oriente Medio durante 2025. CECO se centra en soluciones de depuración, filtración y control de emisiones en Norteamérica y Oriente Medio. Fuel Tech sigue siendo un especialista en control de NOx, con aplicaciones de SCR y SNCR para unidades de gas, carbón, biomasa y W2E.^{[6]Fuel Tech Inc., "SEC Form 10-K 2024–2025," sec.gov}Zhejiang Feida ocupa una posición similar a la de Longking en el control de partículas en China y está ampliando su presencia internacional.^{[7]Mitsubishi Heavy Industries, Ltd., "Annual Report 2024," mhi.com}

La competencia se intensificará a medida que los proveedores chinos busquen oportunidades de exportación y los fabricantes de equipos originales (OEM) grandes y diversificados se orienten hacia proyectos de W2E, gas y mercados emergentes. La probable vía de consolidación no consiste en una única integración global. Se trata de actividades selectivas de adquisición o asociación que aporten capacidades de gas, W2E, fabricación localizada o ingeniería para múltiples contaminantes a carteras expuestas al carbón.^{[8]GE Vernova Inc., "Annual Report 2024," gevernova.com}

Acontecimientos recientes del sector

• jun de 2025: La Agencia Internacional de la Energía publicó *World Energy Investment 2025*, señalando que la inversión en energía limpia superó los 2 billones de USD, mientras que la inversión térmica siguió concentrada en India e Indonesia. Este dato refuerza la división del mercado entre los pedidos asiáticos a corto plazo y la sustitución a largo plazo por energías renovables.
• may de 2025: Global Energy Monitor informó de que la cartera de proyectos de carbón de China en fase previa a la construcción había alcanzado su nivel más bajo desde 2014, mientras que India e Indonesia seguían siendo las principales ubicaciones de la capacidad de generación a carbón en construcción. Este acontecimiento refuerza los argumentos a favor de la diversificación geográfica.^{[1]Global Energy Monitor, "Boom and Bust Coal 2024 & 2025," globalenergymonitor.org}

• abr de 2025: Thermax puso en servicio sistemas integrados de ESP y FGD húmedo para una nueva planta de carbón ultrasupercrítica de 1.320 MW en India. El proyecto demuestra el papel continuado de los proveedores nacionales de sistemas integrales en la cartera de proyectos de cumplimiento normativo de India.

• mar de 2025: Babcock & Wilcox comunicó nuevos contratos de control de emisiones para proyectos eléctricos en Oriente Medio y Asia Meridional. Estas adjudicaciones confirman la conversión activa de licitaciones en las dos regiones más relevantes para la recuperación actual.