Tamanho e Participação do Mercado de Usinas Termelétricas - Tendências de Crescimento e Previsão (2027 - 2032)

Tendências e Insights de Mercado

Demanda de Energia de IA e Centros de Dados

O mercado de usinas termelétricas está recebendo suporte do crescimento no consumo de eletricidade pela inteligência artificial e pela infraestrutura digital. A demanda global de eletricidade dos centros de dados deve aumentar de 460 TWh em 2024 para mais de 1.000 TWh até 2030.^[2] A mesma perspectiva indica que o gás natural e o carvão poderiam fornecer mais de 40% da demanda adicional de eletricidade dos centros de dados durante esse período. Esse perfil de demanda favorece a geração que pode ser desenvolvida próxima a grandes cargas ou fornecer fornecimento estável enquanto as redes adicionam capacidade renovável. As ações políticas dos EUA para manter algumas unidades a carvão disponíveis também mostram como as preocupações com a confiabilidade podem afetar os cronogramas de descomissionamento. No mercado de usinas termelétricas, essa necessidade apoia nova capacidade a gás e a operação contínua de ativos termelétricos selecionados onde o fornecimento confiável permanece limitado.

Segurança Energética Apoiando a Capacidade Termelétrica na Ásia-Pacífico e no Oriente Médio e África

A segurança energética está sustentando as aprovações de projetos em mercados onde a demanda de eletricidade continua crescendo mais rapidamente do que os investimentos em rede. A Índia tinha 226,23 GW de capacidade instalada baseada em carvão em novembro de 2025, com 40,35 GW em construção.^[3] A NTPC também estabeleceu uma meta de adicionar 30 GW de capacidade a carvão até o AF2032.^[4]A Agência Internacional de Energia relatou que o investimento no setor elétrico do Oriente Médio e Norte da África (MENA) atingiu 44 bilhões de USD em 2024 e poderá aumentar 50% até 2035. Espera-se que a capacidade a gás represente 20% do investimento global em capacidade a gás até 2035. O mercado de usinas termelétricas nessas regiões está se expandindo junto com as renováveis porque os sistemas de armazenamento e transmissão ainda não se expandiram o suficiente para cobrir todas as necessidades de balanceamento.

Pedidos de CCGT e Prazos de Entrega de Equipamentos

O mercado de usinas termelétricas também é apoiado por um forte ciclo de pedidos de equipamentos de turbina a gás de ciclo combinado (CCGT). A Siemens Energy reportou 194 vendas de unidades de turbinas a gás no AF2025, em comparação com quase 100 unidades no AF2024, mostrando a escala da demanda atual por equipamentos de grande porte. No mercado de usinas termelétricas, os fornecedores com capacidade de fabricação assegurada e redes de serviço estabelecidas podem oferecer maior certeza de entrega às concessionárias. A TAQA, a JERA e a AlBawani Capital alcançaram o fechamento financeiro em setembro de 2025 para as plantas Rumah 2 e Al Nairyah 2, de 3,6 GW, na Arábia Saudita, sob contratos de compra de energia de 25 anos. A Siemens Energy é o fabricante original dos equipamentos dessas plantas. As concessionárias que asseguram slots de turbinas antecipadamente podem reduzir o risco de entrega e melhorar a certeza de seus cronogramas de construção.

Tecnologia Ultrassupercrítica e Eficiência da Frota de Carvão

A tecnologia moderna de carvão está estendendo a vida útil dos ativos termelétricos em países onde o carvão permanece parte do sistema elétrico e onde uma substituição rápida da geração existente desafiaria a acessibilidade ou a estabilidade da rede. A Dongfang Electric conectou uma unidade de leito fluidizado circulante ultrassupercrítico de 700 MW em Yunnan em março de 2025. A unidade alcançou 46,34% de eficiência térmica e deve reduzir as emissões de carbono em 500.000 toneladas métricas por ano. A Índia está desenvolvendo tecnologia Ultrassupercrítica Avançada com a Bharat Heavy Electricals Limited (BHEL), a National Thermal Power Corporation (NTPC) e o Indira Gandhi Centre for Atomic Research (IGCAR), com meta de 46% de eficiência e redução de 10% a 15% nas emissões de dióxido de carbono em comparação com equipamentos subcríticos. Esses projetos apoiam o mercado de usinas termelétricas onde os formuladores de políticas buscam menor consumo de combustível sem desativar rapidamente as cadeias de fornecimento de carvão existentes. Eles também direcionam os gastos para modernizações, caldeiras especializadas, controles, materiais de maior desempenho e serviços especializados necessários para sustentar unidades complexas.

Pressão de Custos de Renováveis e Armazenamento

A expansão das renováveis está reduzindo as horas de operação de alguns ativos do mercado de usinas termelétricas em sistemas elétricos altamente integrados. O carvão forneceu um mínimo histórico de 9,2% da geração de eletricidade da União Europeia em 2025. A energia solar e eólica forneceu um recorde de 30% da eletricidade da União Europeia em 2025, o que reduziu a geração a gás durante os períodos de forte produção renovável. A menor utilização média enfraquece o caso financeiro para ativos a vapor orientados para carga de base que foram projetados para operar de forma consistente. A pressão é mais forte na Europa e na América do Norte, onde as redes têm maior integração de renováveis e opções de flexibilidade mais maduras. Ela favorece as plantas que podem aumentar a produção rapidamente, incluindo turbinas a gás de ciclo combinado e ciclo simples, em detrimento de unidades mais antigas com perfis operacionais menos flexíveis.

Normas de Carbono e Incerteza no Financiamento de Projetos

As diferentes normas de carbono estão tornando o desenvolvimento de projetos mais complexo em todo o mercado de usinas termelétricas. O Sistema de Comércio de Emissões da União Europeia continua a atribuir um preço às emissões das usinas cobertas. A Agência de Proteção Ambiental dos EUA propôs em junho de 2025 revogar os padrões de gases de efeito estufa para unidades geradoras movidas a combustíveis fósseis sob a Seção 111 da Lei do Ar Limpo. A Índia revisou seus requisitos de controle de dióxido de enxofre em julho de 2025, criando diferentes obrigações de conformidade para partes de sua frota de carvão. Os desenvolvedores devem avaliar as normas, a trajetória de combustível e as condições de financiamento de cada país, em vez de depender de uma perspectiva política global comum. Isso adiciona um ônus operacional e de financiamento em todo o mercado de usinas termelétricas e aumenta o valor dos projetos com flexibilidade de combustível e arranjos de offtake de longo prazo claros.

*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

As usinas a carvão detinham 48,2% da capacidade instalada em 2026, refletindo seu papel estabelecido na Índia, China, Indonésia e África Subsaariana. A Índia comissionou 7,21 GW de capacidade baseada em carvão no AF2025-26 até novembro de 2025. A China e a Índia estão buscando unidades de carvão de maior eficiência para atender às necessidades de uso de combustível e confiabilidade. Isso apoia os gastos em caldeiras avançadas, turbinas a vapor, sistemas de emissões e controles.

As usinas a gás natural têm previsão de crescimento a um CAGR de 2,1% até 2032. Os projetos de ciclo combinado se beneficiam de sua eficiência, ciclos de construção mais curtos e adequação a redes com renováveis variáveis. A Mitsubishi Power recebeu um contrato para 2 turbinas M701JAC para a planta O Mon 4 de 1.155 MW do Vietnã em setembro de 2025. Outros sistemas baseados em combustível, incluindo unidades a óleo, co-combustão de biomassa e recuperação de calor residual, permanecem aplicações especializadas. O mercado de usinas termelétricas provavelmente verá mais conversões de óleo para gás onde a infraestrutura de GNL estiver disponível.

Nota: As participações dos segmentos individuais estão disponíveis mediante a compra do relatório

As plantas acima de 800 MW representaram 33,1% do tamanho do mercado de usinas termelétricas em 2026. As grandes unidades distribuem os custos de capital por uma maior produção e apoiam as redes nacionais de alta demanda. A China e a Índia continuam a usar unidades supercríticas e ultrassupercríticas de 800 MW para novos projetos de carvão. A BHEL recebeu um contrato da NTPC em março de 2026 para o projeto Telangana Etapa II de 3×800 MW.

As plantas abaixo de 100 MW têm previsão de crescimento a um CAGR de 1,4% até 2032. Essas unidades atendem a parques industriais, locais remotos, usuários cativos e redes mais fracas. O Plano de Negócios de Fornecimento de Eletricidade (RUPTL) 2025-2034 da Indonésia inclui capacidade a gás para parques industriais de processamento de níquel que requerem fornecimento dedicado. Turbinas e motores distribuídos podem ser instalados em fases que acompanham o crescimento da carga industrial. Este segmento do mercado de usinas termelétricas cria demanda por equipamentos modulares, manutenção e serviços de gestão de combustível.

As plantas baseadas em ciclo a vapor detinham 62,3% da capacidade instalada em 2026. Sua base instalada inclui unidades a carvão e a gás desenvolvidas ao longo de várias décadas. O novo comissionamento está cada vez mais focado em projetos supercríticos e ultrassupercríticos que usam menos combustível por unidade de produção. Esta parte do mercado de usinas termelétricas apoia trabalhos de substituição e modernização mesmo onde o crescimento líquido de capacidade é limitado.

As plantas de turbina a gás de ciclo combinado têm previsão de crescimento a um CAGR de 2,6% até 2032. A Mitsubishi Power recebeu um contrato em setembro de 2025 para 5 unidades de ciclo combinado totalizando 2.800 MW na planta Tung Hsiao da Taiwan Power Company. A GE Vernova recebeu um pedido para 2 blocos de ciclo combinado Classe H na estação Kozienice da Polônia em novembro de 2025. Turbinas de ciclo simples, sistemas de cogeração e motores de combustão interna atendem a aplicações de pico, aquecimento urbano, uso cativo e remoto. Os padrões de desempenho da Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) e os códigos de rede nacionais favorecem cada vez mais equipamentos modernos que possam atender aos requisitos de taxa de rampa e monitoramento de emissões.

Análise Geográfica

Ásia-Pacífico

A Ásia-Pacífico detinha 48,5% da participação do mercado de usinas termelétricas em 2026. A China operava usinas a carvão com capacidade combinada de 1.263,1 GW em 2026, enquanto a capacidade baseada em combustíveis fósseis da Índia atingiu 245.600 MW em outubro de 2025. A National Thermal Power Corporation (NTPC) tinha 16,9 GW em construção em março de 2025 e tem como meta 30 GW de adições adicionais baseadas em carvão até o AF2032. A Indonésia está buscando nova capacidade fóssil sob seu plano Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2025-2034, incluindo fornecimento de gás para demanda industrial. O Vietnã está avançando em projetos de gás para energia, incluindo O Mon 4, enquanto os códigos de rede nacionais e as normas de combustível moldam as escolhas de investimento. 

Oriente Médio e África

O Oriente Médio e África têm previsão de registrar um CAGR de 2,7% até 2032. Rumah 2 e Al Nairyah 2 na Arábia Saudita alcançaram o fechamento financeiro em setembro de 2025, adicionando 3,6 GW sob contratos de compra de energia de 25 anos. A Doosan Enerbility ganhou um contrato em agosto de 2026 para a planta de Turbina a Gás de Ciclo Combinado (CCGT) Misfah de 1.700 MW em Omã, com conclusão prevista para abril de 2029. A AIE espera que o investimento no setor elétrico da MENA aumente a partir de seu nível de 44 bilhões de USD em 2024 à medida que os requisitos de infraestrutura crescem. PPAs de longo prazo, disponibilidade de gás e planos de desenvolvimento nacionais permanecem centrais para a viabilidade financeira dos projetos.

Europa, América do Norte e América do Sul

A Alemanha anunciou um plano em janeiro de 2026 para licitar 12 GW de nova capacidade a gás, com plantas obrigadas a estar prontas para hidrogênio até 2045. A América do Norte está adicionando capacidade a gás e mantendo unidades a carvão selecionadas onde a demanda de centros de dados aumentou as necessidades de confiabilidade. Os sistemas sul-americanos continuam a usar ativos a gás e a óleo ao lado da energia hidrelétrica, enquanto o Japão está preparando a co-combustão de 20% de amônia na Unidade 4 de Hekinan no AF2029. O tamanho do mercado de usinas termelétricas nessas geografias depende cada vez mais de capacidade de substituição flexível e investimentos em transição de combustível.