Análisis del tamaño y la cuota de mercado de la cogeneración (CHP) en Europa: tendencias de crecimiento y previsiones (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado europeo de cogeneración

Subvenciones para la eficiencia energética y la cogeneración vinculadas al Pacto Verde Europeo

El paquete REPowerEU canaliza 300 000 millones de euros hasta 2027, con aproximadamente el 15 % reservado para cogeneración de alta eficiencia y mejoras en la calefacción urbana, lo que se traduce en una cartera de licitaciones a corto plazo de varios GW.^{[ 3 ]Comisión Europea, «Cogeneración y calefacción urbana», energy.europa.eu} El programa BEG de Alemania reembolsa hasta el 40% de los costes subvencionables para unidades preparadas para biogás o hidrógeno, lo que eleva los pedidos de motores alternativos de menos de 5 MW un 22% interanual en 2025. El programa SDE++ de los Países Bajos garantiza una tarifa de 95 EUR por MWh durante 15 años para la cogeneración alimentada con biometano, lo que estimula la nueva capacidad del sector lácteo (RVO.NL). La región belga de Flandes elevó el precio mínimo de su certificado de cogeneración a 28 EUR, impulsando la viabilidad de la microcogeneración en las industrias farmacéuticas. El artículo 14 de la Directiva de Eficiencia Energética exige estudios de coste-beneficio del calor residual, destinando los presupuestos municipales a la modernización de la cogeneración en las industrias química, papelera y alimentaria.

Incentivos al gas renovable que impulsan la conversión a cogeneración

Varios Estados miembros implementan generosas tarifas de alimentación, subvenciones a la inversión y bonificaciones por intensidad de carbono que subvencionan directamente las unidades de cogeneración preparadas para biogás, biometano e hidrógeno. El programa BEG de Alemania reembolsa hasta el 40 % de las inversiones de capital para motores que utilizan gases renovables, mientras que el programa SDE++ de los Países Bajos garantiza una prima de 95 EUR por MWh durante 15 años para la cogeneración basada en biometano.^{[ 4 ]Ministerio Federal de Economía y Acción por el Clima, «Estadísticas de financiación BEG 2025», bmwk.de} Estos incentivos acortan la recuperación de la inversión a menos de cinco años para las plantas de menos de 5 MW y respaldan un aumento de dos dígitos en los pedidos entre los fabricantes de motores alternativos. Las empresas de servicios públicos también están reorientando las turbinas de gas tradicionales hacia mezclas de hidrógeno para retener los ingresos del mercado de capacidad y evitar el aumento de los costos del ETS. La certidumbre política fomenta los contratos de compra a largo plazo entre los desarrolladores de digestión anaeróbica y los usuarios de calor industrial, lo que consolida el suministro de combustible y reduce el riesgo de financiación. Como resultado, los gases renovables están en posición de representar una parte creciente de las adiciones incrementales de cogeneración hasta 2031.

Mandatos de descarbonización de la calefacción urbana en los países nórdicos y CEE

Finlandia, Suecia y Dinamarca legislan sobre calefacción urbana sin combustibles fósiles para 2030, mientras que Polonia y la República Checa canalizan los fondos de cohesión de la UE hacia redes modernas que priorizan la biomasa, el calor residual y la cogeneración preparada para hidrógeno. Las empresas municipales de servicios públicos responden retirando las calderas de carbón e instalando plantas medianas de ciclo combinado o de motor alternativo que cogeneran electricidad y agua caliente con una eficiencia superior al 85 %. Los pliegos de condiciones especifican ahora los umbrales de co-combustión de hidrógeno y los límites máximos de emisiones durante el ciclo de vida, lo que orienta a los fabricantes de equipos originales hacia equipos con bajas emisiones de carbono. El desarrollo genera una demanda constante de paquetes de 10 a 150 MW, bombas de calor de refuerzo y tanques de almacenamiento térmico estacionales. Dado que los clientes de calefacción urbana pagan tarifas reguladas, los flujos de caja de los proyectos se mantienen resilientes, lo que convierte a este mandato en un catalizador fiable del crecimiento durante el período previsto.

Resiliencia industrial y cobertura contra la volatilidad de los precios de la energía

Los precios spot de la electricidad fluctuaron más de 200 EUR por MWh durante varios episodios de frío en 2025, lo que expuso a los fabricantes a fuertes picos de costos operativos. La cogeneración in situ permite a las fábricas asegurar costos predecibles de calefacción y energía, a la vez que protege la producción de cortes de la red eléctrica, que se duplicaron interanualmente en Alemania. Las plantas de automoción, química y cerámica integran cada vez más motores de 5 a 50 MW con almacenamiento en baterías y controles digitales para maximizar el autoconsumo y captar ingresos por servicios auxiliares. Las entidades crediticias consideran la resiliencia como un beneficio financiable, lo que se refleja en la emisión de bonos verdes que destinan los fondos a la cogeneración. Este impulso cobra mayor impulso en Europa Central y Oriental, donde los cuellos de botella en la transmisión y el envejecimiento de las subestaciones aumentan el riesgo de apagones y refuerzan la propuesta de valor de la cogeneración.

Reducción gradual del gas fósil y reducción del precio del carbono

Los precios del RCDE UE promediaron 82 EUR por tCO₂ en 2025, lo que añadió 35 EUR por MWh a los costes variables de la cogeneración a gas y redujo los diferenciales de encendido. Alemania finalizó su salida del carbón sin un apoyo paralelo a los activos de gas, lo que dejó a los operadores expuestos al riesgo de activos inutilizados. El Reino Unido impuso su Apoyo al Precio del Carbono a los gravámenes del RCDE, lo que elevó los cargos combinados por encima de las 40 GBP por tCO₂ y erosionó la economía comercial. La estrategia nacional baja en carbono de Francia pretende reducir el consumo de gas industrial en un 40 % para 2030, impulsando a los productores de vidrio y acero hacia la electrificación térmica. El borrador del plan climático de España elimina gradualmente los pagos por capacidad de cogeneración para 2027, redirigiendo los fondos al hidrógeno verde.

Competitividad del costo de capital de las bombas de calor de alta temperatura

Las bombas de calor industriales llave en mano que generan vapor a 120 °C ahora cuestan aproximadamente 800 EUR por kW térmico, frente a los 1,200 EUR por kW eléctrico de una cogeneración comparable con motor de gas, lo que reduce la brecha económica incluso antes de considerar las emisiones de carbono. La caída de los precios de los compresores, los contratos económicos de electricidad renovable y las condiciones de financiación preferenciales de programas como el Préstamo para la Eficiencia Energética KfW de Alemania reducen la amortización a cinco años para muchos usuarios de calor de proceso. Los productores de alimentos, bebidas y papel demuestran su disposición a retirar la cogeneración obsoleta en favor de soluciones totalmente eléctricas que eliminan las emisiones de Alcance 1 y las obligaciones de cumplimiento del RCDE UE. A medida que más proveedores amplían los ciclos de amoníaco y CO₂ a 150 °C, se prevé que los costes de capital disminuyan aún más, reduciendo el conjunto de aplicaciones en las que la cogeneración con combustibles fósiles sigue siendo económicamente superior.

Análisis de segmento

Por combustible: el gas natural sigue liderando, pero las moléculas renovables aumentan

El gas natural conservó el 58.8% de la cuota de mercado europea de cogeneración en 2025, gracias a las flotas de turbinas tradicionales y a los circuitos de calefacción urbana. La biomasa y el biogás aportaron conjuntamente el 18% de la producción, gracias a la abundancia de residuos forestales en Escandinavia y de residuos agrícolas en Europa Central. La huella del carbón, del 9%, se está reduciendo conforme a los plazos de retirada de la Taxonomía de la UE, y el diésel y los líquidos de nicho se mantuvieron por debajo del 4% sin impulsores de crecimiento material. Los combustibles emergentes, las mezclas de hidrógeno, el biometano y los biocombustibles avanzados experimentaron una vigorosa tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 13.5% y se prevé que erosionen el dominio del gas natural hasta 2031. Estas dinámicas indican una diversificación de la mezcla de materias primas que recalibrará la asignación de capital en el mercado europeo de cogeneración.

Los incentivos políticos respaldan este cambio. La Estrategia Nacional de Hidrógeno de Alemania, con un presupuesto de 9 millones de euros, los mandatos de biometano de Italia y la tarifa SDE++ de 15 años de los Países Bajos subvencionan directamente el cambio de combustible. Los operadores modernizan los motores existentes para que utilicen hasta un 30 % de hidrógeno por volumen, mientras que los nuevos sistemas alternativos llegan certificados de fábrica para gas 100 % renovable. Como resultado, se proyecta que el tamaño del mercado europeo de cogeneración asociado a los combustibles emergentes supere a todas las demás categorías para 2031, ampliando la oferta tecnológica para las empresas de servicios públicos municipales y los anfitriones industriales.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por Prime Mover: Las pilas de combustible se aceleran a medida que las plantas de ciclo combinado mantienen su escala

Las unidades de ciclo combinado suministraron el 30.3 % de la capacidad instalada en 2025, garantizando el suministro de calor a grandes operadores de calefacción urbana y complejos petroquímicos. Los motores alternativos les siguieron con el 26 %, dominando la clase de menos de 10 MW destinada a hospitales, centros de datos y fabricantes de tamaño mediano. Las pilas de combustible, aunque aún pequeñas en cifras absolutas, registraron una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 14.8 % gracias a los subsidios a la microcogeneración residencial y a los pedidos a gran escala que valoran las emisiones de criterio casi nulas.

Las hojas de ruta de los fabricantes de equipos originales (OEM) ahora priorizan los certificados de compatibilidad con hidrógeno, la capacidad de seguimiento de carga y la hibridación con baterías, lo que posiciona a los principales impulsores para obtener ingresos del mercado de capacidad y de los servicios auxiliares. Programas de subvenciones como el KfW 433 de Alemania otorgan hasta 11,200 euros por instalación de pilas de combustible, mientras que el mercado de capacidad del Reino Unido reconoce las pilas de óxido sólido como una reserva fiable. Estos mecanismos canalizan una cuota creciente del mercado europeo de cogeneración hacia soluciones de pilas de combustible y motores avanzados, incluso cuando las plantas de ciclo combinado conservan ventajas de escala en ciudades con alta demanda de calor.

Por capacidad: los sistemas distribuidos aumentan y la escala de servicios públicos se estanca

Las instalaciones de 10 a 150 MW representaron el 38.1 % del tamaño del mercado europeo de cogeneración en 2025, abasteciendo a redes de calefacción urbana, universidades y parques industriales. Los sistemas de menos de 10 MW crecen a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 8.3 %, impulsados ​​por motores alternativos modulares, microturbinas y pilas de combustible que requieren permisos e interconexión moderados. Las instalaciones de más de 150 MW representaron un 30 % en conjunto, pero los nuevos proyectos se enfrentan a colas de conexión a la red y a límites de emisiones más estrictos.

Las unidades más pequeñas se benefician de primas de alimentación, medición neta y normas de emplazamiento aceleradas, mientras que su capacidad de aislamiento aumenta la resiliencia. A medida que disminuyen los costes de capital y los controles digitales simplifican la organización de la flota, los activos distribuidos están en condiciones de captar la demanda incremental en el mercado europeo de cogeneración, especialmente en regiones con precios de la energía volátiles y transmisión obsoleta.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por sector de usuario final: la industria domina, la microcogeneración residencial gana terreno

Los clientes industriales representaban el 40.4% de la base instalada en 2025, aprovechando la combinación de vapor y electricidad para reducir el gasto energético y la exposición al carbono. Les seguían las empresas de servicios públicos con el 28%, prestando servicios de calefacción urbana en Alemania, los países nórdicos y Europa Central. Las instalaciones comerciales, hospitales, hoteles y campus representaban el 24%, mientras que las aplicaciones residenciales, aunque solo representan el 7.6% en la actualidad, se expanden a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 8.1% gracias a los generosos descuentos para la microcogeneración.

Las pilas de combustible de 1 kW a 5 kW ya están preconfiguradas para mezclas de hidrógeno, ideales para viviendas unifamiliares en regiones con altos grados día de calefacción. Mientras tanto, las plantas de alimentos, productos químicos y pulpa y papel integran paquetes híbridos de bomba de calor y motor para alcanzar una eficiencia superior al 90 %. En conjunto, estos cambios refuerzan el núcleo industrial, al tiempo que la adopción residencial amplía la base potencial del mercado europeo de cogeneración.

Análisis geográfico

Alemania generó el 21.9% de los ingresos de 2025, impulsada por el programa de Financiación Federal para Edificios Eficientes, que desembolsó 1.2 millones de euros en subvenciones para la cogeneración. Las densas redes de calefacción urbana, los proyectos piloto de modernización para el hidrógeno y la fuerte demanda industrial sustentan el crecimiento a pesar del aumento de los costes del carbono. El Reino Unido se ubicó en segundo lugar con una participación del 14%, aunque los elevados gravámenes de Apoyo al Precio del Carbono reducen las horas de funcionamiento de los motores de gas y reducen los márgenes comerciales.

Los países nórdicos (Finlandia, Suecia, Dinamarca y Noruega) avanzan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 7.9 %, impulsados ​​por los mandatos de calefacción sin combustibles fósiles para 2030 y una abundante biomasa como materia prima. Francia e Italia se sitúan cerca del 12 % y el 11 %, respectivamente: Francia se apoya en proyectos de biomasa de Engie-Veolia, mientras que Italia se beneficia de incentivos para el biometano vinculados a su política de Decreto Biometano. El 9 % de España se concentra en los sectores de la celulosa y la cerámica, pero se enfrenta a la retirada de las subvenciones para la cogeneración de gas después de 2027.

Europa Central y Oriental concentra en conjunto el 14%, mientras que Polonia y la República Checa canalizan los fondos de cohesión de la UE hacia circuitos modernos de calefacción urbana, creando una cartera de proyectos de 5 GW a corto plazo. Rusia representa el 8%, casi en su totalidad mediante cogeneración con gas natural y carbón en las grandes ciudades. Sin embargo, la escasa alineación de sus políticas con las normas climáticas de la UE limita la migración a las energías renovables. En todo el bloque, las entradas de fondos de recuperación y los programas de infraestructuras respaldados por hidrógeno están a punto de redistribuir las ganancias futuras, lo que convierte la ejecución de las políticas en la variable decisiva para la participación regional en el mercado europeo de cogeneración.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.