Tamanho e Participação do Mercado de Energia Termelétrica na Europa
Visão Geral do Mercado
| Período de Estudo | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Período de Dados de Previsão | 2026 - 2031 |
| Tamanho do mercado no ano base (2025) | 615.90 gigawatt |
| Volume do Mercado (2026) | 605.52 gigawatt |
| Volume do Mercado (2031) | 567.56 gigawatt |
| Taxa de crescimento (2026 - 2031) | -1.29% CAGR |
| Concentração do Mercado | Médio |
Principais jogadores
*Isenção de responsabilidade: Principais participantes classificados em nenhuma ordem específica Imagem © Mordor Intelligence. O reuso requer atribuição conforme CC BY 4.0. |
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Análise do Mercado de Energia Termelétrica na Europa por Mordor Intelligence
O tamanho do Mercado de Energia Termelétrica na Europa, em termos de base instalada, deverá diminuir de 615,90 gigawatts em 2025 para 605,52 gigawatts em 2026 e declinar para 567,56 gigawatts até 2031, com uma queda a um CAGR de -1,29% no período 2026-2031. O mercado de energia termelétrica na Europa está se contraindo porque as desativações de carvão, linhito e petróleo estão superando as adições de capacidade a gás. O gás continua sendo importante onde as redes precisam de produção controlável durante períodos de baixa geração renovável e crescente demanda de eletricidade. Mecanismos de capacidade, requisitos de design preparado para hidrogênio e nova infraestrutura de importação de gás estão direcionando investimentos para plantas CCGT eficientes, em vez de ativos de combustão mais antigos. Os maiores custos de carbono e a maior geração eólica e solar estão reduzindo a utilização das plantas de carvão e alterando o modelo de receita das instalações a gás. O mercado de energia termelétrica na Europa, portanto, favorece a capacidade flexível que pode gerar receita com suporte ao sistema, contratos diretos de energia e pagamentos de capacidade.
Principais Conclusões do Relatório
- Por tipo de fonte, o gás natural detinha 51,9% da participação do mercado de energia termelétrica na Europa em 2025, enquanto o gás natural tem previsão de crescer a um CAGR de 1,1% até 2031.
- Por tecnologia, o CCGT detinha 33,2% da participação do mercado de energia termelétrica na Europa em 2025 e tem previsão de expandir a um CAGR de 2,6% até 2031.
- Por capacidade, as plantas acima de 1.000 MW detinham 35,6% da participação de mercado em 2025, enquanto as plantas abaixo de 100 MW têm previsão de crescer a um CAGR de 2,1% até 2031.
- Por aplicação, as plantas de escala de serviço público detinham 69,2% da participação de mercado em 2025, enquanto as plantas termelétricas distribuídas têm previsão de expandir a um CAGR de 2,8% até 2031.
- Por geografia, a Rússia detinha 29,3% da participação de mercado em 2025, enquanto o restante da Europa tem previsão de crescer a um CAGR de 1,9% até 2031.
Nota: O tamanho do mercado e os números de previsão neste relatório são gerados usando a estrutura de estimativa proprietária da Mordor Intelligence, atualizada com os dados e percepções mais recentes disponíveis em janeiro de 2026.
Tendências e Perspectivas do Mercado de Energia Termelétrica na Europa
Análise de Impacto dos Impulsionadores*
| Impulsionador | (~) % de Impacto na Previsão de CAGR | Relevância Geográfica | Prazo de Impacto |
|---|---|---|---|
| Substituição da frota envelhecida de carvão por CCGT | +0.40% | Alemanha, Polônia, Reino Unido, República Tcheca, Restante da Europa | Curto prazo (≤ 2 anos) |
| Crescimento da demanda de eletricidade de centros de dados e eletrificação | +0.30% | Irlanda, Países Baixos, Alemanha, Reino Unido, países nórdicos | Médio prazo (2–4 anos) |
| Apoio governamental à capacidade de 'ponte' de gás natural | +0.20% | Alemanha, França, Reino Unido, Polônia, Grécia | Curto prazo (≤ 2 anos) |
| Abundante nova infraestrutura de importação de GNL/gás | +0.10% | Sul e Oeste da Europa; estados membros costeiros da UE | Médio prazo (2–4 anos) |
| Onda de licenciamento de reatores modulares pequenos de alta temperatura | +0.10% | França, Reino Unido, Polônia, Romênia, República Tcheca | Longo prazo (≥ 4 anos) |
| Reconversão de carvão para biomassa para pagamentos de mecanismo de capacidade | +0.10% | Reino Unido | Curto prazo (≤ 2 anos) |
| Fonte: Mordor Intelligence | |||
Substituição da Frota Envelhecida de Carvão por CCGT
Os planos de desativação do carvão estão acelerando a demanda por capacidade de substituição eficiente no mercado de energia termelétrica na Europa. A ENTSO-E informou que a capacidade de carvão mineral e linhito caiu 12 GW entre 2024 e o inverno de 2025-2026, enquanto a capacidade a gás aumentou 4 GW.[1]Rede Europeia de Operadores de Sistemas de Transmissão de Eletricidade, "Relatório de Perspectivas de Inverno 2025-2026," ENTSO-E, entsoe.eu A Alemanha acordou um quadro com a Comissão Europeia em janeiro de 2026 para 12 GW de capacidade controlável e preparada para hidrogênio, com previsão de operação até 2031.[2]Ministério Federal de Assuntos Econômicos e Energia, "Grundsatzeinigung Mit Der Europäischen Kommission Über Eckpunkte Der Kraftwerksstrategie," Ministério Federal de Assuntos Econômicos e Energia, bundeswirtschaftsministerium.de O programa oferece vantagem aos desenvolvedores com conexões de rede existentes, pois os projetos de substituição podem avançar mais rapidamente do que novos locais. A GE Vernova recebeu um pedido do Grupo Enea em novembro de 2025 para dois blocos de ciclo combinado 9HA.01 em Kozienice, com turbinas a vapor a serem fabricadas em Elblag, na Polônia. A produção local de equipamentos pode encurtar os prazos de aquisição e apoiar os objetivos industriais nacionais durante a substituição do carvão pelo gás.
Crescimento da Demanda de Eletricidade de Centros de Dados e Eletrificação
A demanda dos centros de dados está aumentando o valor da capacidade firme no mercado de energia termelétrica na Europa. A ENTSO-E espera que o consumo de eletricidade dos centros de dados europeus ultrapasse 134 TWh até 2030, em comparação com 87 TWh em 2024. As instalações que exigem 99,999% de tempo de atividade precisam de um fornecimento de eletricidade confiável quando a produção renovável é baixa. A geração a gás pode fornecer energia de balanceamento e apoiar a estabilidade da rede nessas condições. A concentração de carga em Dublin, Amsterdã, Londres e Frankfurt adiciona pressão às redes regionais e favorece a capacidade próxima aos centros de demanda. Unidades de CHP distribuídas e plantas de pico próximas a campi de centros de dados podem garantir contratos diretos de energia que dependem menos dos padrões de despacho no atacado no mercado de energia termelétrica na Europa.
Apoio Governamental à Capacidade de Ponte de Gás Natural
Os mecanismos de capacidade estão fornecendo suporte de receita para ativos a gás no mercado de energia termelétrica na Europa. A França publicou os parâmetros do mecanismo de capacidade 2026-2027 em fevereiro de 2026, incluindo benchmarks de custo de manutenção para plantas de gás de ciclo combinado. O programa da Alemanha exige que novas plantas controláveis sejam preparadas para hidrogênio, o que oferece aos projetos CCGT uma rota planejada para combustíveis de menor emissão. A Comissão Europeia também apresentou uma estratégia para reatores modulares pequenos e reatores modulares avançados em março de 2026, com o objetivo de colocar os primeiros reatores modulares pequenos em operação no início da década de 2030.[3]Comissão Europeia, "A Comissão Apresenta Estratégia para Colocar os Primeiros Reatores Modulares Pequenos da Europa em Operação no Início da Década de 2030," Comissão Europeia, energy.ec.europa.eu No Reino Unido, a reconversão de carvão para biomassa continua a receber apoio por meio de contratos de baixo carbono despacháveis, que podem preservar a capacidade nos locais de geração existentes. O design das políticas continuará sendo um fator central nas decisões de novas construções até 2031.
Abundante Nova Infraestrutura de Importação de GNL/Gás
A nova infraestrutura de GNL fortaleceu as opções de fornecimento de combustível disponíveis para o mercado de energia termelétrica na Europa. A Comissão Europeia afirma que a UE adicionou capacidade significativa de importação de GNL após 2021 como parte de sua estratégia de diversificação. A ACER informou que a Europa importou 112 bcm de GNL em 2024, o que representou uma grande parcela das importações regionais de gás. A capacidade adicional de regaseificação melhora a capacidade dos mercados costeiros de abastecer plantas a gás durante períodos de alta demanda. A TotalEnergies e a EPH concluíram uma joint venture 50/50 em 2026 que combina capacidades de GNL com mais de 14 GW de capacidade CCGT em 5 países europeus. Os portfólios integrados podem gerenciar a aquisição de combustível e as vendas de energia em conjunto, o que pode melhorar a resiliência dos ativos de geração a gás no mercado de energia termelétrica na Europa.
Análise de Impacto das Restrições*
| Restrição | (~) % de Impacto na Previsão de CAGR | Relevância Geográfica | Prazo de Impacto |
|---|---|---|---|
| Escalada dos preços de carbono do EU ETS | -1.00% | Estados membros da UE27; Reino Unido (equivalente ao UK ETS) | Curto prazo (≤ 2 anos) |
| Queda rápida no LCOE de energia solar e eólica | -0.80% | Global, concentrado na UE, Alemanha, Espanha, Reino Unido | Médio prazo (2–4 anos) |
| Limites mais rígidos de emissões atmosféricas da DEI | -0.40% | UE27; prazo de transposição 1º de julho de 2026 | Médio prazo (2–4 anos) |
| Escassez de água de resfriamento e obstáculos de licenciamento costeiro | -0.30% | França, Sul da Europa, estados membros costeiros da UE | Longo prazo (≥ 4 anos) |
| Fonte: Mordor Intelligence | |||
Escalada dos Preços de Carbono do EU ETS
Os preços de carbono da UE estão elevando os custos operacionais das plantas movidas a combustíveis fósseis no mercado de energia termelétrica na Europa. A ESMA informou que os preços das licenças da UE tiveram média de EUR 74 por tonelada de dióxido de carbono equivalente em 2025 e atingiram EUR 90 por tonelada em janeiro de 2026.[4]Autoridade Europeia dos Valores Mobiliários e dos Mercados, "Relatório de Mercado, Mercados de Carbono da UE 2026," ESMA, esma.europa.eu O EU ETS revisado tem como meta uma redução de 62% nas emissões cobertas até 2030 em relação aos níveis de 2005. O ônus dos custos é maior para as plantas de carvão devido à sua maior intensidade de emissões. As plantas a gás emitem menos carbono, mas suas margens também podem enfraquecer quando os preços da eletricidade não compensam os custos de combustível e de licenças. Unidades de ciclo aberto mais antigas com baixa utilização podem enfrentar fechamento antecipado sem uma ordem formal de desativação no mercado de energia termelétrica na Europa.
Queda Rápida no LCOE de Energia Solar e Eólica
A maior produção renovável está reduzindo o papel da geração termelétrica no mercado de energia termelétrica na Europa. A AIE espera que a geração a carvão caia mais de 20% em 2026 em condições climáticas normais, à medida que a geração renovável se expande. A geração a gás está migrando de um papel de carga de base para balanceamento, fornecimento de reserva e estabilização do sistema. Essa mudança reduz a utilização nas plantas que foram financiadas com a expectativa de geração no atacado mais regular. A Diretiva de Emissões Industriais entrou em vigor em agosto de 2024, e os estados membros foram obrigados a transpô-la até 1º de julho de 2026. Requisitos de emissões mais rígidos, restrições de água de resfriamento e necessidades de licenciamento costeiro podem elevar os custos para plantas mais antigas e atrasar alguns projetos de substituição.
*Nossas previsões tratam os impactos dos impulsionadores e restrições como direcionais, e não aditivos. As previsões de impacto refletem o crescimento de base, os efeitos de composição e as interações entre variáveis.
Análise de Segmentos
Por Tipo de Fonte: O Gás Natural se Consolida como Combustível Dominante
O gás natural detinha 51,9% da participação de mercado por tipo de fonte em 2025 e tem previsão de crescer a um CAGR de 1,1% até 2031. Sua posição reflete novas adições de gás na Alemanha, Polônia, Grécia e Ucrânia, mesmo com o declínio da base instalada geral. O carvão permanece em declínio estrutural, pois as políticas de desativação e os custos de carbono enfraquecem sua economia. A Alemanha e a Polônia continuam a ter grandes frotas de carvão, mas seus planos futuros de capacidade dependem cada vez mais de geração substituta. A energia nuclear permanece relevante dentro da classificação termelétrica mais ampla porque utiliza um ciclo a vapor para geração de eletricidade. A capacidade de petróleo e geotérmica representa uma parte menor da frota regional e é mais relevante em sistemas insulares e locais industriais remotos.
A Rússia ancora uma grande parcela da capacidade a gás e confere ao tipo de fonte um papel diferente do da Europa Ocidental. A Gazprom afirma que seus ativos de geração incluem grande capacidade elétrica e térmica por meio de subsidiárias como a Mosenergo. Na Rússia, o gás continua sendo uma fonte importante de fornecimento regular de energia e calor. Em grande parte da UE, o gás é cada vez mais utilizado para flexibilidade à medida que a capacidade renovável variável cresce. Essa diferença significa que o mercado de energia termelétrica na Europa contém tanto frotas de gás orientadas para carga de base quanto plantas de gás flexíveis que operam em torno da produção renovável. O resultado é um mix de fontes em que o gás natural permanece o combustível central, mas seus padrões operacionais variam substancialmente por país.
Por Tecnologia: O CCGT Lidera em Eficiência e Alinhamento com Políticas
O CCGT detinha 33,2% da participação de mercado em 2025 e é a tecnologia de crescimento mais rápido, com o tamanho do mercado europeu de energia termelétrica para CCGT previsto para expandir a um CAGR de 2,6% até 2031. As usinas de ciclo combinado oferecem maior eficiência do que as unidades de ciclo a vapor mais antigas e são mais adequadas aos requisitos de design preparados para hidrogênio. As usinas de turbina a vapor permanecem uma grande base instalada, especialmente onde a geração a carvão e as centrais elétricas mais antigas estão concentradas. As usinas de MCI atendem à geração distribuída e aplicações de rede em ilha, onde a pequena escala e a instalação modular são importantes. Os sistemas de cogeração permanecem relevantes em instalações industriais e redes de aquecimento urbano na Escandinávia, nos países bálticos e na Europa Central.
O quadro regulatório da Alemanha para nova capacidade controlável apoia o investimento em CCGT preparado para hidrogênio. A Uniper recebeu aprovação preliminar em abril de 2026 para uma unidade de 890 MW preparada para hidrogênio em Staudinger. A Larissa Thermoelectric selecionou a AVAX em agosto de 2026 para um projeto de CCGT de 794 MW na Grécia, que utilizará tecnologia da Mitsubishi Power. A DTEK está avançando com um projeto de CCGT de 650 MW em Burshtyn com a GE Vernova. Esses projetos demonstram que a indústria europeia de energia termelétrica está direcionando a atividade de desenvolvimento para a capacidade de ciclo combinado, em detrimento da tecnologia de vapor legada.
Por Capacidade: Grandes Plantas Ancoram o Fornecimento, Pequenas Plantas Ganham Valor Estratégico
As plantas acima de 1.000 MW detinham 35,6% da participação do mercado de energia termelétrica na Europa em 2025. Esses ativos incluem grandes estações de calor e energia combinados, capacidade a gás adjacente ao nuclear e as grandes plantas de carvão remanescentes. A faixa de 500-1.000 MW é importante para os projetos CCGT atuais na Polônia, Alemanha e Grécia. As plantas na faixa de 100-500 MW incluem CHP industrial e instalações de gás de mérito médio. Abaixo de 100 MW é a faixa de capacidade de crescimento mais rápido, com um CAGR previsto de 2,1% até 2031. Seu crescimento reflete a necessidade de energia no local onde as conexões de rede estão atrasadas ou limitadas.
Centros de dados, locais de logística e parques industriais estão considerando unidades de geração menores quando as filas de conexão se estendem por anos. Esses projetos podem combinar geração a gás com CHP para fornecer eletricidade e calor útil. A Centrica concluiu a aquisição da usina CCGT Severn de 850 MW em 2026, ilustrando o valor contínuo de ativos grandes e eficientes para as concessionárias estabelecidas. As grandes plantas podem competir por receitas de serviços de sistema e capacidade, enquanto os ativos menores podem buscar contratos de fornecimento específicos por localização. O mercado de energia termelétrica na Europa suporta ambas as abordagens porque as necessidades de confiabilidade das redes nacionais e dos usuários individuais não são as mesmas. O mix de capacidade do mercado de energia termelétrica na Europa está, portanto, se tornando mais diversificado mesmo com a queda da capacidade total.
Por Aplicação: Escala de Serviço Público Ancora o Volume, Segmento Distribuído Ganha Terreno
As plantas de escala de serviço público detinham 69,2% da participação de mercado por aplicação em 2025. Essas instalações incluem centrais elétricas e ativos maiores de calor e energia combinados que atendem à demanda ampla da rede. As plantas termelétricas distribuídas têm previsão de crescer a um CAGR de 2,8% até 2031, a maior taxa no nível de aplicação. As plantas cativas industriais fornecem segurança de energia e calor para setores de uso intensivo de energia, como produtos químicos, papel e cimento. As plantas de pico operam por menos horas do que as centrais elétricas, mas podem gerar receita com mecanismos de capacidade e serviços auxiliares.
O crescimento da capacidade termelétrica distribuída segue a preocupação com a segurança energética e os atrasos nas conexões de rede. A Eurelectric espera que a capacidade dos centros de dados na região EMEA aumente de 21 GW para 34 GW até 2030. Unidades a gás próximas a grandes cargas podem oferecer acordos de fornecimento firme quando uma atualização de rede não pode ser entregue rapidamente. O Parlamento Europeu declarou que a energia despachável continua sendo importante para estabilizar sistemas com altas participações de eletricidade renovável variável. Isso torna o setor de energia termelétrica na Europa relevante para um grupo menor de usuários que atribuem alto valor à disponibilidade e ao controle direto do fornecimento. O mix de aplicações continuará a incluir grandes plantas de rede, fornecimento cativo industrial, geração distribuída e plantas de pico especializadas.
Análise Geográfica
A Rssia detinha 29,3% da participação de mercado em 2025. Sua grande frota de energia central e CHP atende à demanda de eletricidade e aquecimento urbano, o que limita o escopo para substituição rápida. A frota de gás da Rússia continua sendo importante para a geração regular, e não apenas para o balanceamento renovável. Essa estrutura operacional sustenta a posição de capacidade regional líder do país.
Alemanha, Reino Unido e França são os principais mercados dentro do mercado de energia termelétrica na Europa. A produção de carvão da Alemanha caiu para um mínimo histórico em 2025, enquanto seu quadro de políticas de 2026 previa nova capacidade preparada para hidrogênio. O mercado de capacidade do Reino Unido continua a apoiar ativos CCGT eficientes, incluindo a planta Severn adquirida pela Centrica em 2026. A França utiliza a geração a gás principalmente como fonte flexível quando a produção hidrelétrica é menor ou as exportações de eletricidade são maiores. A NaTran informou que o consumo de CCGT francês aumentou 6,8% em 2025, à medida que o país avançava em direção ao fechamento ou conversão de seus locais de carvão remanescentes.
O restante da Europa tem previsão de crescer a um CAGR de 1,9% até 2031, tornando-se o segmento geográfico de crescimento mais rápido do mercado de energia termelétrica na Europa. A Polônia está desenvolvendo capacidade CCGT em Gdańsk e substituindo capacidade de carvão em Kozienice. O projeto Larissa na Grécia adicionaria capacidade avançada de ciclo combinado ao Sudeste Europeu. A Ucrânia está desenvolvendo projetos em Burshtyn e Poltava como parte da reconstrução do sistema elétrico. As saídas do carvão, os requisitos de rede e a disponibilidade de financiamento para desenvolvimento estão incentivando investimentos em toda a Europa Central, Oriental e Sudeste Europeu.
Cenário Competitivo
O mercado de energia termelétrica na Europa é moderadamente concentrado na região e fragmentado dentro dos países individuais. Engie, EDF, Enel, RWE e E.ON operam ativos em vários mercados europeus. A Gazprom Energoholding é um grande operador russo por meio de subsidiárias geradoras e uma grande base de ativos instalados. A variedade de políticas nacionais de combustível impede que um único modelo competitivo se aplique em toda a Europa. As grandes concessionárias têm vantagens na aquisição de combustível, negociação, operações e na capacidade de gerenciar plantas que operam por menos horas.
A TotalEnergies concluiu sua joint venture 50/50 com a EPH em 2026, combinando capacidades de GNL com mais de 14 GW de capacidade bruta CCGT na Itália, Reino Unido, Irlanda, Países Baixos e França. A compra da Severn pela Centrica fortaleceu seu portfólio de geração flexível no Reino Unido. O pedido de equipamentos da GE Vernova para Kozienice demonstra a demanda contínua por tecnologia CCGT avançada em projetos de substituição de carvão. Esses movimentos mostram como operadores, fornecedores de combustível e fornecedores de equipamentos estão se posicionando em torno da capacidade flexível a gás. O mercado de energia termelétrica na Europa também está criando oportunidades para empresas que podem fornecer designs de plantas preparadas para hidrogênio e serviços associados.
A Europa Central e Sudeste Europeu oferecem oportunidades de desenvolvimento onde as saídas do carvão estão se aproximando e o financiamento doméstico é mais limitado. As empresas afiliadas à EPH e a CEZ têm presença regional que pode apoiar o desenvolvimento de projetos nesses mercados. A Diretiva de Emissões Industriais revisada aplica-se a grandes instalações de combustão e aumenta a importância do investimento em controle de emissões. Os operadores com sistemas de baixo NOx e redução catalítica seletiva podem ter vantagem quando as licenças são renovadas. As empresas que atrasam as atualizações ambientais podem enfrentar maiores gastos com retrofits ou decisões antecipadas de desativar ativos. O setor de energia termelétrica na Europa está, portanto, se separando entre instalações eficientes e adaptáveis e plantas mais antigas com maior exposição ao cumprimento de normas.
Líderes do Setor de Energia Termelétrica na Europa
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ENGIE SA
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Enel S.p.A.
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RWE AG
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Électricité de France (EDF)
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E.ON SE
- *Isenção de responsabilidade: Principais participantes classificados em nenhuma ordem específica
Desenvolvimentos Recentes do Setor
- Agosto de 2026: A Larissa Thermoelectric S.A., na Grécia, selecionou a AVAX como empreiteira geral para uma usina de ciclo combinado de 794 MW na Área Industrial de Larissa. O projeto implantará a tecnologia avançada M701JAC da Mitsubishi Power, a primeira instalação desse tipo na Europa, com a Decisão Final de Investimento prevista para antes do final de 2026 e a construção com previsão de conclusão em 3 anos. Os acionistas incluem a Clavenia com 38,5%, a Sirec Energy com 16,5%, a Volton com 10% e a DEPA Commercial com 35%.
- Julho de 2026: O Bundestag alemão aprovou a Lei de Segurança de Abastecimento de Eletricidade e Capacidade, autorizando licitações para 11 GW de nova capacidade preparada para hidrogênio. A capacidade deve entrar em operação até o final de 2031, e todas as plantas são obrigadas a fazer a transição para hidrogênio ou outro combustível livre de emissões até 2045.
- Abril de 2026: A TotalEnergies concluiu sua joint venture 50/50 com a EPH, criando a TTEP para operar um portfólio de mais de 14 GW de ativos de geração de energia flexível na Europa Ocidental, incluindo um importante portfólio CCGT na Itália.
- Abril de 2026: A Uniper recebeu aprovação preliminar para uma unidade CCGT de 890 MW preparada para hidrogênio na usina de Staudinger em Großkrotzenburg, Alemanha. A segunda licença parcial para construção está prevista para o segundo trimestre de 2027, e o projeto faz parte da transformação mais ampla da Uniper do local de Staudinger em um hub de energia.
Escopo do Relatório do Mercado de Energia Termelétrica na Europa
O mercado de energia termelétrica na Europa abrange a geração de eletricidade e calor utilizando energia térmica nos países europeus. Inclui usinas que convertem calor de fontes de energia como carvão, gás natural, petróleo, combustível nuclear, biomassa e outros combustíveis em eletricidade, tipicamente por meio de turbinas a vapor, turbinas a gás, sistemas de ciclo combinado ou motores de combustão interna.
O Mercado de Energia Termelétrica na Europa é segmentado por tipo de fonte, tecnologia, capacidade, aplicação e geografia. Por tipo de fonte, o mercado é segmentado em carvão, gás natural, petróleo, nuclear e outras fontes. Por tecnologia, o mercado é segmentado em turbina a vapor, turbina a gás de ciclo combinado (CCGT), motor de combustão interna (ICE), calor e energia combinados (CHP) e outras tecnologias. Por capacidade, o mercado é segmentado em abaixo de 100 MW, 100–500 MW, 500–1.000 MW e acima de 1.000 MW. Por aplicação, o mercado é segmentado em escala de serviço público, cativo industrial, distribuído e plantas de pico. Para cada segmento, o dimensionamento e as previsões de mercado foram fornecidos com base no volume (GW).
| Carvão |
| Gás Natural |
| Petróleo |
| Nuclear |
| Outros (geotérmico, etc.) |
| Usina de Turbina a Vapor |
| Turbina a Gás de Ciclo Combinado (CCGT) |
| Usinas de Motor de Combustão Interna (ICE) |
| Usinas de Cogeração / Calor e Energia Combinados (CHP) |
| Outros (CSP, Ciclo Aberto, etc.) |
| Abaixo de 100 MW |
| 100-500 MW |
| 500-1000 MW |
| Acima de 1000 MW |
| Plantas Termelétricas de Escala de Serviço Público |
| Plantas de Energia Cativa Industrial |
| Plantas Termelétricas Distribuídas |
| Plantas de Pico |
| Reino Unido |
| Alemanha |
| França |
| Rússia |
| Restante da Europa |
| Por Tipo de Fonte | Carvão |
| Gás Natural | |
| Petróleo | |
| Nuclear | |
| Outros (geotérmico, etc.) | |
| Por Tecnologia | Usina de Turbina a Vapor |
| Turbina a Gás de Ciclo Combinado (CCGT) | |
| Usinas de Motor de Combustão Interna (ICE) | |
| Usinas de Cogeração / Calor e Energia Combinados (CHP) | |
| Outros (CSP, Ciclo Aberto, etc.) | |
| Por Capacidade | Abaixo de 100 MW |
| 100-500 MW | |
| 500-1000 MW | |
| Acima de 1000 MW | |
| Por Aplicação | Plantas Termelétricas de Escala de Serviço Público |
| Plantas de Energia Cativa Industrial | |
| Plantas Termelétricas Distribuídas | |
| Plantas de Pico | |
| Por Geografia | Reino Unido |
| Alemanha | |
| França | |
| Rússia | |
| Restante da Europa |
Principais Questões Respondidas no Relatório
Qual é a previsão do tamanho do mercado de energia termelétrica na Europa até 2031?
Espera-se que o tamanho do mercado de energia termelétrica na Europa decline de 605,52 GW em 2026 para 567,56 GW até 2031, a um CAGR negativo de 1,29%.
Qual fonte de combustível detém a maior participação da capacidade termelétrica na Europa?
O gás natural liderou por tipo de fonte com 51,9% da participação de mercado em 2025 e tem previsão de crescer a um CAGR de 1,1% até 2031.
Por que as plantas CCGT estão atraindo novos investimentos na Europa?
As plantas CCGT são eficientes, podem apoiar redes com alta participação renovável e estão sendo desenvolvidas com designs preparados para hidrogênio sob programas nacionais de capacidade.
Qual aplicação está crescendo mais rapidamente até 2031?
As plantas termelétricas distribuídas têm previsão de crescer a um CAGR de 2,8%, apoiadas pela demanda por energia firme no local próxima a cargas industriais e de centros de dados.
Qual área geográfica está crescendo mais rapidamente?
O Restante da Europa tem previsão de crescer a um CAGR de 1,9% até 2031, à medida que Polônia, Grécia e Ucrânia avançam com projetos CCGT.
Como os preços de carbono da UE afetam os geradores termelétricos?
Preços de licenças mais elevados aumentam os custos operacionais, especialmente para as plantas de carvão, e podem enfraquecer as margens de unidades a gás mais antigas com baixa utilização.
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