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 los 2,940 millones de USD en 2035, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) global del 7 % entre 2026 y 2035, según el último informe publicado por Global Market Insights Inc.

El mercado direccionable incluye los ingresos procedentes de sistemas para nuevas instalaciones destinados al control de partículas, dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno, gases ácidos, mercurio y otros controles relacionados de los gases de combustión en centrales de carbón, gas, biomasa y valorización energética de residuos. Excluye los ingresos derivados de modernizaciones, posventa, servicios y controles más amplios de la contaminación atmosférica industrial. 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 asiáticos 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 basada en la demanda de equipos y sistemas integrados adquiridos para nuevos proyectos de generación eléctrica. La dimensionamiento del mercado triangula la cartera activa de centrales térmicas en proceso 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 anual de ingresos es considerablemente irregular. 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 los 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 los 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 gran parte de la actividad de puesta en servicio que sustenta este repunte. Los nuevos proyectos térmicos de 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 los 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 que combinan energías renovables y almacenamiento absorben una proporción mayor de la inversión incremental en generación. La inversión en energías limpias ha superado a la inversión térmica a escala mundial, lo que reduce la futura reserva 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 cada uno aproximadamente el 25 %. Los depuradores y otras tecnologías constituyen la cuota restante. Las centrales de carbón todavía definen el ciclo de volumen del mercado, pero los proyectos de turbinas de gas de ciclo combinado alimentadas por gas (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 aumentan su cuota durante el período de estudio.

Principales impulsores

La puesta en servicio de nuevas plantas térmicas en Asia meridional y sudoriental es el principal impulsor 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 equipos auxiliares. Los requisitos revisados de India obligan a que las nuevas unidades de carbón incorporen controles 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 para las nuevas capacidades de carbón.

El cumplimiento medioambiental obligatorio en las plantas recién 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 deje de ser discrecional.^{[2]International Energy Agency, "World Energy Investment 2025". iea.org} Los valores 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 opción de ingeniería discrecional a constituir una condición esencial para la liberación de la financiación y la puesta en servicio de los proyectos.

La valorización energética de residuos y la combustión conjunta con biomasa ofrecen 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 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 multiscontaminante de mayor valor, incluso cuando el volumen de carbón se debilita. Las nuevas instalaciones de CCGT alimentadas con gas en Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos y Estados Unidos añaden una corriente 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 del carbón.

Principales restricciones

La deflación de los costes de las energías renovables es 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 continuación uniforme de la fase de crecimiento. Las tendencias de inversión mundial refuerzan esta dirección: la inversión en energía limpia ya supera la inversión en generación térmica.

Las restricciones a la financiación del carbón crean 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 es esencial para impulsar un proyecto, incluidas algunas zonas del África subsahariana y el sur de Asia de 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 previos a la construcción ha descendido a su nivel más bajo desde 2014, lo que crea una elevada exposición a la baja que no puede compensarse por completo con el crecimiento de los mercados emergentes más pequeños. El cambio de orientación de China también presiona a los proveedores nacionales para que busquen volumen de exportación, intensificando la competencia en precios en las licitaciones de India, Indonesia, Bangladés 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 0,88 mil millones de USD en 2025, y alcanzan aproximadamente 1,39 mil millones de USD en 2028. Cargan las partículas presentes en los flujos de gases de combustión y las recogen en placas conectadas a tierra, lo que los convierte en la solución preferida de control de partículas para las grandes unidades de carbón en los mercados asiáticos sensibles a los precios. La política china de emisiones ultrabajas exige una concentración de partículas 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 del 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 del carbón en Asia y posteriormente vuelve a aproximadamente 0,88 mil 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 0,73 mil millones de USD en 2025, aumentan hasta aproximadamente 1,16 mil millones de USD en 2028 y se moderan hasta aproximadamente 0,74 mil millones de USD en 2035.

SCR y la reducción selectiva no catalítica (SNCR) controlan los NOx mediante química basada en amoníaco o urea; la SCR proporciona una eficiencia de eliminación del 80–95 %, mientras que la SNCR ofrece una opción con menores costes de capital cuando las normas permiten 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 plantas CCGT alimentadas con gas 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 abordan 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 plantas de gas. La oportunidad del gas no sustituirá al volumen del carbón, pero estabiliza la demanda más allá del máximo.

Los absorbedores también representan aproximadamente 0,73 miles de millones de USD en 2025, alcanzan un máximo de aproximadamente 1,16 miles de millones de USD en 2028 y descienden hasta aproximadamente 0,74 miles de millones de USD en 2035. Las configuraciones de desulfuración húmeda de gases de combustión (FGD), FGD seca y absorbedores con secador por pulverización controlan el SO₂ y los gases ácidos. La FGD húmeda con caliza logra una eliminación del 95–99 % y produce yeso, lo que puede compensar los costes del ciclo de vida en aplicaciones de gran volumen. Los sistemas secos y semisecos se adaptan mejor a 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 de carbón de gran tamaño y los requisitos modificados de Indonesia para las PLTU mantienen la contratación 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 0,35 miles de millones de USD en 2025, alcanzan un máximo de aproximadamente 0,56 miles de millones de USD en 2028 y vuelven a situarse en aproximadamente 0,35 miles de millones de USD en 2035. Los ESP húmedos, los depuradores Venturi, los depuradores húmedos ionizantes y las configuraciones para múltiples contaminantes desempeñan un papel más importante en las plantas de W2E y 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 plantas de carbón. CECO Environmental, GEA, Monroe Environmental, Dürr CTS, Ducon Technologies y TAPC abordan este segmento especializado. Los requisitos de la Directiva de Emisiones Industriales de la UE y los estrictos límites japoneses otorgan prioridad a las garantías de rendimiento frente a los equipos de menor coste. Por tanto, la demanda de depuradores proporciona un colchón parcial para los márgenes después de 2028, aunque su menor base de ingresos le impide cambiar la dirección general del mercado.

La categoría de otros incluye filtros de mangas, inyección de carbón activado, filtros cerámicos y sistemas híbridos para múltiples contaminantes. Representa aproximadamente 0,23 miles de millones de USD en 2025, alcanza un máximo de aproximadamente 0,37 miles de millones de USD en 2028 y se modera hasta aproximadamente 0,24 miles de millones de USD en 2035. Estas tecnologías se utilizan en la combustión conjunta de biomasa, la combustión de combustibles derivados 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. Unas normas más estrictas sobre 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

América del Norte

América del Norte 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 de ciclo combinado de turbina de gas (CCGT) y plantas de cobertura de picos, en lugar de nuevas construcciones de carbón. Las Normas de rendimiento para nuevas fuentes de emisión de la EPA de EE. UU., subparte TTTT, y las condiciones de autorización estatales hacen obligatorios los sistemas de NOx basados en SCR o en el control de la combustión 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 más 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 combustión conjunta de biomasa y los proyectos limitados de plantas de cobertura de picos a gas 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 el mercado, 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 asociada a 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 pasa de aproximadamente 350 millones de USD y el 12 % de los ingresos mundiales en 2025 a aproximadamente 440 millones de USD y el 15 % en 2035, después de 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 Vision 2030 y de programas relacionados de expansión industrial, lo que crea demanda de sistemas SCR y absorbedores. Los proyectos de W2E añaden demanda de depuradores y filtros de mangas. Sudáfrica ofrece una oportunidad térmica independiente, donde las condiciones de financiación de proyectos exigen la conformidad con las directrices de la IFC en materia de medio ambiente, salud y seguridad.

América Latina

América Latina contribuye con aproximadamente 290 millones de USD en 2025, alcanza un máximo de aproximadamente 460 millones de USD en 2028 y vuelve a situarse en aproximadamente 290 millones de USD en 2035. Brasil lidera la demanda mediante proyectos de centrales de punta de gas y de ciclos combinados de gas (CCGT) que gestionan la variabilidad estacional de la generación hidroeléctrica, mientras que Argentina aporta un volumen secundario. Los marcos de autorización de CONAMA mantienen la demanda de sistemas de control de NOx y absorbedores en las nuevas instalaciones que cumplen los requisitos. La expansión de las energías renovables sigue siendo la principal limitación a largo plazo de la región, lo que genera una ventana de puesta en servicio breve en lugar de un ciclo de expansión duradero.

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

El mercado sigue 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 representan aproximadamente el 24–31 %, mientras que el 59–71 % restante se distribuye entre especialistas regionales, contratistas de proyectos y proveedores centrados en la tecnología. Ningún proveedor posee una cuota mundial 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 eléctricas estatales y un modelo integrado de diseño, fabricación, instalación y servicio. Su desafío es la concentración geográfica, dado 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 definidos por especificaciones. GE Vernova aprovecha su posición como proveedor de equipos de generación eléctrica a gas al integrar los 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 de W2E y biomasa en Europa. Thermax mantiene una sólida posición en el mercado nacional indio en sistemas ESP, FGD y SCR/SNCR, adaptados a 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 otros especialistas. 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 documentos 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 el 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 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 impulsen proyectos de W2E, gas y mercados emergentes. La probable vía de consolidación no es una integración global única, sino una actividad selectiva de adquisiciones o asociaciones que incorpore 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}

Evolución reciente del sector

• Junio 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 hallazgo refuerza la división del mercado entre los pedidos asiáticos a corto plazo y la sustitución por energías renovables a largo plazo.
• Mayo de 2025: Global Energy Monitor informó de que la cartera china de proyectos de carbón 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. Esta evolución refuerza la necesidad de diversificación geográfica.^{[1]Global Energy Monitor, "Boom and Bust Coal 2024 & 2025". globalenergymonitor.org}

• Abril de 2025: Thermax puso en servicio sistemas integrados de ESP y FGD húmeda 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 india de cumplimiento normativo.

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