Tamaño y Participación del Mercado de Energía Térmica del Sudeste Asiático - Análisis de Tendencias de Crecimiento y Pronóstico (2026 - 2031)

Visión General del Mercado

Resumen y métricas de Mercado de Energía Térmica en el Sudeste Asiático Mercado

Período de Estudio	2021 - 2031
Período de Datos Pronosticados	2026 - 2031
Período de Datos Históricos	2021 - 2024
Volumen del Mercado (2026)	251.56 gigavatio
Volumen del Mercado (2031)	277.71 gigavatio
Tasa de crecimiento (2026 - 2031)	2.00 %
Concentración del Mercado	Medio
Jugadores principales *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial Imagen © Mordor Intelligence. El uso requiere atribución según CC BY 4.0.

• América del Norte
• América del Sur
• Australia
• Canadá
• Estados Unidos
• Europa
• Medio Oriente y África
• Rusia

Tendencias e Información del Mercado

Aumento de la Demanda de Carga Base por la Industrialización

La reubicación manufacturera está impulsando una demanda eléctrica concentrada hacia las redes del Sudeste Asiático, que no fueron construidas para un crecimiento tan rápido de la carga industrial. Indonesia está en el centro de este cambio, ya que su corredor de procesamiento de níquel y otros clústeres industriales basados en recursos requieren energía ininterrumpida y continúan favoreciendo la generación térmica por su confiabilidad y visibilidad de costos ^[2]. En este contexto, las plantas cautivas de carbón y gas siguen siendo la opción preferida porque pueden entregar producción firme a la escala requerida por las fundiciones y otras instalaciones de proceso continuo. La capacidad de carbón cautivo en Indonesia alcanzó 16,6 GW en 2024, y otros 14 GW estaban en planificación o en construcción, lo que muestra cómo la demanda industrial se está expandiendo fuera del marco de moratoria del carbón conectado a la red. Esta construcción paralela significa que el mercado de energía térmica del Sudeste Asiático es en la práctica más grande de lo que las estadísticas de servicios públicos por sí solas sugieren.

Expansión de las Cadenas de Valor de GNL a Energía

El programa de GNL a energía de Vietnam pasó de la ambición política a la ejecución de proyectos en 2026. Las plantas Nhon Trach 3 y 4 de PetroVietnam Power entraron en operación comercial el 5 de enero de 2026, como la primera instalación alimentada por GNL del país, utilizando turbinas GE Vernova 9HA.02 y un contrato de suministro de GNL a 25 años con PV Gas. EVN avanzó luego con el contrato EPC de Quang Trach II, y el proyecto Ca Na GNL alcanzó el cierre financiero en abril de 2026 como el primer proyecto de GNL seleccionado mediante licitación competitiva internacional bajo el PDP VIII. El principal desafío no es solo el suministro de combustible o el acceso a equipos, sino también si los acuerdos de compra de energía pueden asignar el riesgo de manera que respalde el financiamiento de proyectos. La Autoridad Reguladora de Energía de Vietnam declaró en mayo de 2026 que los PPA actuales aún no proporcionan una distribución adecuada del riesgo entre el Estado y los inversores.

Enfoque de Política en la Estabilidad de la Red y la Seguridad Energética

La seguridad energética se convirtió en el principal impulsor a corto plazo de la planificación de capacidad en el mercado de energía térmica del Sudeste Asiático en 2026. La Resolución 253/2025/QH15 de Vietnam, vigente desde el 1 de marzo de 2026, otorgó a los proyectos térmicos y de gas urgentes una vía de aprobación más rápida y permitió la selección de inversores sin licitación competitiva para instalaciones consideradas críticas para la seguridad energética. Indonesia también señaló que el carbón seguirá siendo un combustible primario, y el último plan a largo plazo de PLN aún apunta a 406 TWh de electricidad basada en combustibles fósiles para 2034. Este enfoque refleja la preocupación tanto por la estabilidad del sistema como por la exposición a divisas extranjeras, porque las importaciones de GNL añaden un riesgo directo al balance para los gobiernos que gestionan necesidades de financiamiento externo. Como resultado, el carbón y el gas continúan siendo tratados como activos de confiabilidad incluso mientras los objetivos de energías renovables están aumentando.

Auge de la Energía Cautiva en el Sitio para Centros de Datos

El crecimiento de los centros de datos está creando una nueva base de demanda térmica que se sitúa en parte fuera de los modelos tradicionales de planificación de servicios públicos. Malasia tenía 3.800 MW de proyectos de centros de datos completados en 29 desarrollos para septiembre de 2025, y la utilización de carga aumentó considerablemente dentro del mismo año a medida que las nuevas instalaciones comenzaron operaciones. Esta nueva demanda está elevando las necesidades de carga base alrededor del Valle de Klang y Johor, donde los operadores otorgan prioridad a la confiabilidad y al bajo riesgo de interrupciones. Indonesia también está construyendo capacidad preparada para la inteligencia artificial, y las bajas tarifas eléctricas industriales continúan respaldando soluciones cautivas de carbón y gas para grandes campus digitales. Para el mercado de energía térmica del Sudeste Asiático, esto significa que el crecimiento de la demanda se está desplazando hacia parques industriales e infraestructura digital que a menudo buscan suministro dedicado en lugar de depender únicamente de las redes públicas.

Mayor Rigor en los Préstamos ESG y Salida Multilateral

Las condiciones de financiamiento son más estrictas que a principios de la década, aunque el gas natural aún califica como combustible de transición bajo la Taxonomía ASEAN para las Finanzas Sostenibles. El cuadro de desinversión de 2025 aún mostraba un gran financiamiento acumulado de carbón y gas en la región hasta 2024, con bancos internacionales y JBIC continuando desempeñando roles importantes en el apoyo a proyectos. La restricción más difícil ahora proviene de las estructuras multilaterales y de financiamiento combinado, porque los modelos de retiro anticipado aún tienen dificultades cuando los gobiernos se resisten a reconocer las pérdidas de capital no recuperadas. La cancelación del esfuerzo de retiro anticipado de Cirebon-1 demostró que incluso las estructuras de transición de alto perfil pueden fracasar cuando la alineación política y los términos de compensación no se sostienen. Esto deja al mercado de energía térmica del Sudeste Asiático en un punto intermedio de financiamiento donde el gas sigue siendo financiable en muchos casos, pero el retiro del carbón sigue siendo lento y difícil.

Rápido Descenso del LCOE de los Híbridos Solar-Batería

La economía de la energía solar y el almacenamiento está mejorando rápidamente en todo el Sudeste Asiático, y esto está acortando el período en que las nuevas plantas térmicas parecen comercialmente seguras. La presión es más fuerte en los sistemas con buenos recursos solares y alta exposición al GNL, incluidos Filipinas, Vietnam y partes de Tailandia. El shock de precios del GNL de 2026 amplió aún más la brecha de costos porque los costos de generación a base de gas responden inmediatamente a los picos de combustible, mientras que la economía de los proyectos solares se mueve mucho menos en el corto plazo. Esto no elimina la necesidad a corto plazo de carga base térmica y respaldo flexible, pero debilita el argumento a favor de unidades de carbón sin abatir de larga vida y proyectos de gas marginales. Los requisitos de cocombustión de biomasa y amoníaco para las unidades de carbón envejecidas añaden otra capa de costos de cumplimiento que reduce aún más el atractivo a largo plazo de los activos existentes.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de Segmentos

Las centrales eléctricas de carbón mantuvieron una participación del 58,1% de la capacidad térmica instalada en 2025, lo que mantuvo al carbón como la mayor base de combustible en el mercado de energía térmica del Sudeste Asiático. Esa dominancia siguió anclada por la flota de 57 GW de Indonesia y por la continua dependencia de Vietnam del carbón dentro de su combinación de generación existente. El nuevo desarrollo de carbón fuera de Indonesia ya se ha desacelerado considerablemente, y las propuestas recientes más visibles han estado vinculadas al uso industrial cautivo en lugar de la expansión de la red de servicios públicos. Las centrales eléctricas de gas natural son el segmento de combustible de más rápido crecimiento, con una CAGR proyectada del 4,9% hasta 2031 a medida que las cadenas de GNL a energía avanzan en Vietnam, Malasia y Filipinas.

La combinación operativa de Vietnam aún mostraba cuán lejos tiene que llegar la transición, porque EVN informó que el carbón térmico contribuyó con el 52,8% de la producción eléctrica en el primer trimestre de 2026, mientras que las turbinas de gas contribuyeron con el 7%. Aun así, esa brecha probablemente se reducirá a medida que las plantas de GNL pasen de la adjudicación de contratos a la operación en los próximos años. Las plantas de petróleo siguen siendo una parte residual de la combinación y continúan desempeñando roles de pico de emergencia en Filipinas y en los sistemas de islas remotas de Indonesia, donde las opciones de red y combustible siguen siendo limitadas. El mercado de energía térmica del Sudeste Asiático sigue siendo, por tanto, intensivo en carbón a corto plazo, pero su trayectoria de nuevas construcciones se está orientando hacia el gas, la eficiencia y una mayor flexibilidad de combustible.

La tecnología de turbina de gas y ciclo combinado representó el 48,3% de la capacidad térmica instalada en 2025, y se proyecta que crecerá a una CAGR del 2,1% hasta 2031. Esta posición refleja décadas de inversión en Singapur, Tailandia y Malasia, donde las flotas basadas en gas se construyeron antes y donde los estándares de eficiencia ahora están orientando las decisiones de reemplazo hacia activos modernos de ciclo combinado. La próxima fase de crecimiento proviene menos de grandes megaproyectos individuales y más de una amplia ola de reemplazos de escala media para unidades de gas de ciclo abierto envejecidas. Las plantas de ciclo de vapor aún mantienen una gran base porque representan la mayor parte de la flota de carbón en Indonesia y Vietnam, y muchos de esos activos permanecerán operativos durante el período de pronóstico.

Las empresas de servicios públicos están intentando extender la relevancia de los activos de ciclo de vapor mediante actualizaciones ultrasupercríticas y programas de cocombustión de biomasa. PLN Energi Primer Indonesia suministró 460.368 toneladas de biomasa para cocombustión en el primer trimestre de 2026 tras suministrar 2,4 millones de toneladas durante 2025, lo que muestra que la actividad de modernización está pasando de la fase piloto a una ejecución más amplia. El calor y la energía combinados siguen siendo subutilizados en la industria de energía térmica del Sudeste Asiático, aunque los clústeres industriales en Johor y Selangor son muy adecuados para instalaciones que pueden suministrar tanto electricidad como calor de proceso. El contrato O Mon 4 de Mitsubishi Power en Vietnam, utilizando turbinas de gas de la serie JAC con eficiencia de ciclo combinado superior al 64%, muestra que la industria de energía térmica del Sudeste Asiático está recompensando las plataformas de alta eficiencia que pueden hacer que los activos de ciclo de vapor más antiguos parezcan menos competitivos con el tiempo.

La combustión basada en turbina representó el 46,1% del tamaño del mercado de energía térmica del Sudeste Asiático dentro de la división por método de combustión en 2025, y se proyecta que crecerá a una CAGR del 2,2% hasta 2031. Este liderazgo refleja la fuerte preferencia por las turbinas de gas en las nuevas adiciones térmicas, especialmente donde los operadores de red necesitan una rampa más rápida y una producción más flexible para apoyar el aumento de la penetración de energías renovables. La combustión de combustible pulverizado sigue representando la mayor parte de la flota de carbón heredada en Indonesia y Vietnam, por lo que sigue siendo una parte importante de la capacidad operativa incluso cuando su participación en la nueva inversión disminuye. Las elecciones recientes de proyectos muestran que la flota de carbón no está siendo abandonada de inmediato, pero está siendo impulsada hacia configuraciones de mayor eficiencia y estándares operativos de menores emisiones.

El proyecto Quang Trach 1 en Vietnam ilustra este camino, porque la planta de carbón ultrasupercrítico de 1.400 MW sincronizó su primera unidad a la red en abril de 2026 y se informó que operaba a niveles de emisiones muy por debajo del límite permitido. La combustión en lecho fluidizado mantiene un papel en aplicaciones industriales más pequeñas y de combustible flexible, particularmente donde la cocombustión de biomasa o el uso de combustible mixto hace que la adaptabilidad de la caldera sea más valiosa. Los sistemas de gasificación y de motores de combustión interna siguen siendo tecnologías de nicho y sirven principalmente a redes remotas o conceptos de proyectos precomerciales en mercados como Indonesia, Myanmar y sistemas insulares en Filipinas. El mercado de energía térmica del Sudeste Asiático se está moviendo, por tanto, hacia un crecimiento liderado por turbinas, mientras que los métodos de combustión más antiguos basados en calderas se mantienen principalmente donde el capital invertido y el acceso al combustible aún favorecen la operación continua.

Las plantas térmicas a escala de servicios públicos mantuvieron una participación del 65,7% en 2025, pero se prevé que las plantas de energía cautiva industrial se expandirán a una CAGR del 6,8% hasta 2031 y están cambiando dónde aparece la nueva demanda. El primer impulsor es la construcción de procesamiento de recursos de Indonesia, donde las operaciones de níquel, aluminio y petroquímica continúan favoreciendo el suministro térmico dedicado sobre la dependencia de la expansión de la red. La capacidad de carbón cautivo en Indonesia alcanzó 16,6 GW en 2024, con otros 14 GW en construcción o en planificación, lo que apunta a un desarrollo térmico sostenido fuera de la red o semirred alrededor de los corredores industriales. El segundo impulsor es la infraestructura digital, donde los grandes campus de centros de datos en Malasia e Indonesia están añadiendo cargas densas que priorizan la energía ininterrumpida y a menudo buscan acuerdos dedicados en lugar de depender completamente de las redes de servicios públicos.

Dentro de la industria de energía térmica del Sudeste Asiático, las plantas a escala de servicios públicos siguen siendo el ancla de la contratación porque las empresas de servicios públicos de propiedad estatal en Indonesia, Vietnam, Tailandia y Malasia continúan liderando el desarrollo de grandes proyectos. Las plantas térmicas distribuidas también siguen siendo relevantes en los sistemas archipelágicos de Indonesia y Filipinas, donde el cambio de diésel a gas sigue siendo una política activa y una prioridad operativa. Las plantas de pico son un área de crecimiento más pequeña pero importante, especialmente en Vietnam y Filipinas, donde el aumento de la capacidad solar está incrementando la necesidad de turbinas de gas que puedan responder en minutos en lugar de horas. El mercado de energía térmica del Sudeste Asiático mantiene, por tanto, su base de servicios públicos, pero su expansión más rápida proviene ahora de cargas industriales y digitales que cada vez más organizan el suministro de energía en torno a necesidades de confiabilidad específicas del sitio.

Análisis Geográfico

Mercado de Energía Térmica de la ASEAN liderado por Indonesia

Indonesia concentró el 36,8% de la cuota del mercado de energía térmica del Sudeste Asiático en 2025, mientras que Vietnam proyecta registrar el crecimiento más rápido con una CAGR del 7,9% hasta 2031. Indonesia sigue siendo el mercado ancla porque sus decisiones de capacidad tienen el mayor efecto sobre el promedio regional. El RUPTL 2025-2034 de PLN asigna 16,6 GW a nueva capacidad de combustibles fósiles, incluidos 6,3 GW de carbón y 10,3 GW de gas, dentro de un programa de adición planificada más amplio de 69,5 GW. El crecimiento del carbón cautivo en torno a los parques de procesamiento de níquel continúa expandiendo la capacidad térmica fuera del perímetro tradicional conectado a la red, lo que hace que la trayectoria térmica real de Indonesia sea más sólida de lo que sugiere el pipeline exclusivo de las empresas de servicios públicos. Malasia está virando de manera más decidida hacia el gas, pero esa transición sigue dependiendo de la expansión de la infraestructura de GNL y de la eficacia con que el país gestione las restricciones de suministro interno de gas.

Mercado de Energía Térmica de Tailandia y Singapur

Tailandia y Singapur enfrentaron algunas de las presiones de costos más pronunciadas derivadas del shock de precios del GNL de 2026, dado que el gas representa una gran proporción de sus sistemas térmicos, y esa exposición volvió a situar las preocupaciones sobre seguridad energética en el centro de las decisiones de planificación. Vietnam está llamado a registrar la expansión más rápida en el tamaño del mercado de energía térmica del Sudeste Asiático, con una CAGR del 7,9% hasta 2031, respaldada por un rápido crecimiento de la demanda eléctrica y un claro pipeline de construcción de GNL en el marco del PDP VIII ajustado. El carbón aún produjo el 52,8% de la generación eléctrica de Vietnam en el primer trimestre de 2026, pero solo el centro de energía de Quang Trach tiene previsto añadir 4.400 MW cuando todas sus unidades de carbón y GNL estén en operación. Filipinas presenta un perfil de riesgo diferente, ya que su mix de generación con predominio del carbón sigue expuesto a la dependencia de combustible importado, mientras que los esfuerzos de modernización respaldados por Japón están probando la co-combustión de amoníaco y otras vías de descarbonización.

Singapur ocupa un papel diferenciado como referente regulatorio y tecnológico, más que como un mercado de crecimiento importante en términos de adiciones de capacidad. El CCGT de 600 MW con capacidad para hidrógeno planificado en Pulau Seraya establece un referente de eficiencia y flexibilidad de combustible para los proyectos de gas regionales más recientes, con capacidad inicial para co-combustionar hasta un 50% de hidrógeno con gas natural. El resto del Sudeste Asiático, incluidos Myanmar, Camboya, Laos y Brunéi, mantiene una base térmica modesta pero aún relevante, compuesta principalmente por pequeñas unidades de carbón y diésel. Los flujos transfronterizos de energía hidroeléctrica procedentes de Laos y la nueva financiación de la red de la ASEAN podrían reducir gradualmente la necesidad de nuevas instalaciones térmicas incrementales en partes de Tailandia y Malasia, pero ese efecto será más lento que la expansión a corto plazo que actualmente está en marcha en Indonesia y Vietnam.