La crisis de las turbinas de gas: el resurgimiento de las centrales de generación con gas natural

“Lead times are the new levelized cost.” O bien, en español:“Los plazos de entrega son el nuevo costo nivelado”.

Un comprador de equipos para centrales eléctricas resumió así el mercado actual. El término lead time, o plazo de entrega, designa el tiempo total entre el pedido y la recepción del equipo.

El costo nivelado de la electricidad solía ser el principal criterio para desarrollar un proyecto. La acumulación mundial de pedidos de turbinas cambió esa prioridad: ahora los promotores valoran más la fecha de entrega que una diferencia marginal de eficiencia o precio.

La causa es la escasa disponibilidad de turbinas de gas para centrales eléctricas. Esta investigación explica el origen de la crisis y analiza qué empresas buscan cubrir el déficit.

El contexto

La demanda de turbinas de gas bajó muchísimo entre 2015 y 2024 en virtud de una política pública mundial (afortunada) para la reducción de emisiones. En ese periodo, los principales fabricantes de equipos originales (OEM, por las siglas en inglés de original equipment manufacturers: empresas que diseñan, fabrican y certifican equipos esenciales para centrales eléctricas) producían entre 300 y 400 turbinas de gas de gran tamaño al año.

Después, justo cuando los fabricantes habían reducido su capacidad ante la expectativa de menor actividad, la demanda de este tipo de centrales eléctricas repuntó súbitamente por razones que explicaremos más adelante. Spoiler: repuntó la demanda eléctrica por centros de datos y la necesidad de capacidad firme en las redes, pues el BESS aún no logra cubrir las necesidades de potencia de las redes.

El déficit de producción se convirtió en una “crisis de las turbinas de gas” a escala mundial: retrasos de varios años en las entregas, precios elevados y promotores que se pelean por asegurarse slots de producción, del mismo modo que antes los asistentes a los conciertos se peleaban por las entradas de primera fila. ¡Nada de empujones, por favor!

De la calma al ajetreo: ¿por qué la demanda se disparó tan repentinamente?

Los operadores de mercados eléctricos elevaron de forma súbita sus previsiones para 2025 tras años de estancamiento de la demanda mundial. El ajuste continuó en 2026 y las previsiones apuntan a un crecimiento alto en 2027. Tres factores explican el cambio:

• el auge de los centros de datos basados en la inteligencia artificial,
• un nuevo impulso mundial para la electrificación industrial y
• la necesidad de resiliencia ante fenómenos meteorológicos extremos, particularmente tras el aprendizaje que dejó el apagón español del año pasado.

La IEA estima que el consumo eléctrico de los centros de datos podría más que duplicarse y alcanzar unos 945 TWh en 2030. Este sector ya representó cerca de 1.5% de la demanda mundial en 2024. La inteligencia artificial explica buena parte del aumento.

Efectivamente, la capacidad despachable es escasa. Las baterías atraviesan una fase de expansión, pero persisten las limitaciones de duración y escala. También continúan los cierres de centrales de carbón y persiste el rezago en transmisión eléctrica.

El problema fue que estos fenómenos ocurrieron mientras el mercado de fabricación de centrales a gas ya estaba en plena contracción. Los OEM se consolidaron y redujeron capacidad entre 2010 y 2022 ante la falta de pedidos y un marco normativo contrario a la expansión de los combustibles fósiles. Las líneas de producción no pudieron crecer con rapidez cuando los pedidos repuntaron en 2025. Los expertos del EPRI describen un desajuste estructural: una cadena de suministro diseñada para la estabilidad ahora debe responder a una demanda acelerada.

Resultado: El gas recuperó su papel de “puente pragmático” para el suministro continuo de corto plazo. Las mayores empresas eléctricas y constructoras reservaron equipos con antelación. En algunos casos, incluso pagaron depósitos no reembolsables. Los plazos de entrega para comprar turbinas pasaron de 2-3 años a entre cinco y siete años. Los precios también aumentaron y los promotores adoptaron una nueva regla: “firmar siempre un acuerdo de reserva”. Es como un billete dorado… pero sin chocolate.

Cuellos de botella en la fabricación y la logística: metalurgia, forja, mano de obra

Cada turbina depende de una cadena de procesos y materiales con graves restricciones:

• Superaleaciones a base de níquel para álabes y paletas de la sección caliente; aceros especiales para rotores y carcasas de gran tamaño; y componentes monocristalinos que sólo puede suministrar un grupo reducido de proveedores certificados. Los sectores aeroespacial y automotriz compiten por el níquel y el cobalto, lo que presiona precios y capacidad. Las cadenas de suministro de níquel y acero inoxidable presentan una alta concentración geopolítica. Las políticas de Indonesia o Filipinas, la demanda de baterías y acero inoxidable, la capacidad de procesamiento y las restricciones globales en materia de ESG, son factores que mantienen la volatilidad. ¡Y qué bueno! Accountability!
• Las grandes piezas de forja para rotores y las fundiciones de precisión constituyen otro cuello de botella. Algunos fabricantes envían bastidores avanzados sin rotores ni álabes para proteger el calendario de obra y completan el montaje después. La homologación de nuevos proveedores requiere mucho tiempo por las pruebas y certificaciones.
• El sector perdió mano de obra calificada —metalúrgicos, operadores de mecanizado de precisión e ingenieros de control— durante el largo periodo de estancamiento. La formación de nuevos especialistas toma años. No se puede imprimir en 3D una turbina… ni a un técnico de turbinas… todavía.

La logística también plantea enormes desafíos: estas máquinas son grandes, pesadas y complejas. Una turbina lista requiere un traslado especializado.

Los componentes de gran tamaño o peso requieren carreteras, puertos, grúas y buques especializados. La congestión portuaria, el clima y los trámites aduaneros pueden retrasar el proyecto durante meses, sobre todo en centrales de ciclo combinado (CCC) con varios módulos, generadores de vapor de recuperación de calor (HRSG), transformadores y grandes volúmenes de tubería. Las instalaciones costa afuera y los megamódulos enfrentan además escasez de buques de carga pesada y poco espacio para concentrar materiales.

La escasez de transformadores y equipos de conmutación agrava el problema. Por eso, incluso un ciclo combinado 2×1 representa ahora para los responsables del proyecto un desafío comparable con una misión lunar.

Mercado y economía: suben los precios, se alargan los plazos

Las evaluaciones independientes muestran un aumento considerable del costo de las nuevas centrales de gas y del transporte de equipos de gran tamaño.

Los OEM reportan un fuerte crecimiento de sus carteras. Los pedidos de EUA y Europa alcanzan niveles que no se observaban desde principios de la década de los 2000s. Los compradores ahora incorporan al cálculo el costo del tiempo hasta la operación y el riesgo de indemnizaciones si un retraso afecta la apertura de un centro de datos.

La expansión exige cautela. Las tendencias podrían revertirse en pocos años, por lo que algunas empresas aumentan su capacidad, pero siempre de forma gradual. El capital es más caro que en las décadas anteriores.

• GE Vernova: prevé una cartera de pedidos cercana a 80 GW hasta 2029. La empresa amplía su planta de Greenville, Carolina del Sur, para alcanzar una producción anual de entre 70 y 80 unidades de gran tamaño en 2026.
• Siemens Energy: anunció una inversión de 1,000 millones de dólares en EUA para ampliar la producción de turbinas y equipos de red, además de crear 1,500 empleos. El plan aumentará ≈20% la capacidad mundial de turbinas de gran tamaño y ampliará líneas en Carolina del Norte, Florida y Misisipi. “EUA es, en estos momentos, el mercado eléctrico más dinámico”, afirmó el director general de Siemens Energy.
• Mitsubishi Power: prevé duplicar la producción de turbinas de gas en dos – tres años. La empresa reconoce la presión de las reservas y los problemas de sus clientes, aunque los expertos no esperan una reducción drástica de los plazos en el corto plazo.
• Ansaldo Energia: planea reforzar la cadena de suministro, en especial para álabes y servicios. También busca extender la vida útil de las flotas existentes y atender el aumento de pedidos.

La conclusión global —alguien avísele a CFE— es que una estrategia basada sólo en gas natural para cubrir el pico de demanda de 2027 a 2030 resulta arriesgada: las turbinas no llegarán a tiempo.

Las estrategias híbridas ya forman parte de la planificación habitual: renovación de centrales, respuesta de la demanda, mayor capacidad de almacenamiento y mejor uso de las flotas existentes. A veces, el MWh más ecológico es el que llega antes del próximo verano y sustituye generación a carbón y en eso el gas natural solía brillar, y lo volverá a hacer… pero no este año.

Lección para los compradores: reservar con anticipación, diversificar proveedores y elegir muy bien los tamaños de equipo que realmente se necesitan. Es indispensable a su vez evaluar soluciones provisionales como aeroderivadas, e incluir los tiempos de interconexión y acondicionamientos de las plantas la misma prioridad que a la turbina. Y lleven unos bonitos arcones para el equipo en los EOM que gestiona su cuenta; no les van a cortar ni un día de espera, pero no hará daño.

Antecedentes de política pública: cómo llegamos hasta aquí

Vale la pena dedicar otros momentos a explicar qué demonios pasó.

La secuencia es clara: las políticas internacionales frenaron los pedidos de turbinas de gas, especialmente durante la década de 2010; las políticas recientes volvieron a impulsarlos.

• Década de 2010 a principios de la década de 2020: La rápida expansión de las energías renovables, los objetivos de descarbonización y el bajo crecimiento de la demanda frenaron las decisiones de inversión en turbinas de gas. Los fabricantes se consolidaron, redujeron capacidad, priorizaron los servicios e invirtieron en tecnologías compatibles con hidrógeno y captura de carbono. La pandemia agravó los cuellos de botella.
• 2023–2026: La inteligencia artificial, los centros de datos y la recuperación industrial elevaron la demanda… también el fenómeno del Niño. Simultáneamente, las políticas públicas exigieron mayor confiabilidad tras varios eventos extremos, incluido el apagón de España. Los permisos, los incentivos industriales y la fortaleza macroeconómica convirtieron a EUA en el destino prioritario de las escasas turbinas y redujeron la oferta para otros mercados.

Tres datos respaldan esta hipótesis:

• El último estudio de la IEA sobre los centros de datos subraya el carácter estructural de esta carga —no se trata de un fenómeno pasajero—, lo que significa que la escasez de turbinas no desaparecerá con la próxima variación en el precio del gas.
• Los largos plazos de interconexión y la escasez de equipos orientan a los mercados hacia la generación despachable en sitio, incluidas las turbinas de gas y las unidades aeroderivadas.
• La encuesta de Bloomberg entre líderes de centros de datos identifica el tiempo de conexión a la red como el indicador más importante. Algunos participantes prevén que 30% de las instalaciones usarán en 2030 generación primaria o complementaria en el propio sitio.

Las políticas que limitaron la capacidad de fabricación mediante menor demanda o mayor incertidumbre ahora ceden espacio a medidas que impulsan nuevas plantas y mejoras de red, como se detalla en la última página.

Los expertos advierten que duplicar la producción de una sola empresa solo elevaría la oferta total entre 15% y 40%. El aumento ayudaría, pero no resolvería por sí solo la escasez.

Los mercados reaccionan con retraso cuando una tecnología es compleja, requiere mucho capital y depende de una logística exigente. No es un fracaso ni una conspiración contra los diagramas de Gantt: es física, metalurgia y costo de transacción.

México: proyectos, puntos críticos y consejos prácticos

El PLADESE prevé una mayor dependencia del gas en el sistema eléctrico mexicano y la construcción de varias CCC hacia 2030.

Los procesos de adquisición y desarrollo dejan poco margen. Algunos proyectos ya registran retrasos desde la licitación y enfrentan problemas de disponibilidad de equipos.

La lista de espera global de turbinas retrasará las fechas de entrega para CFE, sobre todo si las licitaciones se publican tarde. Traducción para CFE: “Haz tu pedido ayer mismo”.

CFE enfrenta además otra presión. El crecimiento de los centros de datos en Querétaro y otras regiones satura las interconexiones. Algunos campus recurrieron a generación de gas en sitio durante la espera por su conexión a la red, una señal clara de la escasez local de capacidad eléctrica.

Estas recomendaciones pueden ayudar a CFE en la compra de CCC, en especial para proyectos mixtos que apoyen el cumplimiento de la prevalencia de 54%:

• Asegurar los equipos con mucha anticipación y evaluar acuerdos marco para varias unidades.
• Competir a escala mundial por la atención de los fabricantes. Las licitaciones públicas internacionales deben publicarse a tiempo y evitar decisiones improvisadas.
• Planificar transformadores, equipos de conmutación y HRSG con la misma disciplina, pues también enfrentan restricciones.
• Coordinar la infraestructura de gas —gasoductos y contratos de suministro— con el contrato EPC. Varios proyectos en la península de Yucatán y el norte del país dependen de ampliaciones oportunas de la red de transporte.
• Usar unidades aeroderivadas o repotenciaciones cuando sea posible para cubrir la demanda de corto plazo, en especial la de los centros de datos.

La buena noticia es que varios fabricantes y contratistas EPC muestran interés en México, y ya existen casos de éxito. Siemens suministró equipos para la central de ciclo combinado González Ortega, y un análisis de mercado confirma el interés en el programa de CFE.

La fila global determina los plazos; por eso importan la agilidad y los depó$ito$.

Conclusión: mercados imperfectos, física paciente

La inteligencia artificial, la electrificación y la confiabilidad devolvieron protagonismo a la generación con gas, pero reconstruir la mano de obra, los hornos, las fundiciones, las prensas de forja y la logística mundial tomará años.

Los mercados responden: los fabricantes invierten, la capacidad crece y las nuevas estrategias de adquisición permiten asegurar MW para los próximos años. Sin embargo, la oferta aumenta mucho más lento que la demanda.

Las empresas con agilidad, solidez financiera y disciplina de compra temprana ocuparán la mejor posición. El resto deberá planificar carteras híbridas, proteger sus calendarios y recordar que, en los mercados de infraestructura, el tiempo puede ser el combustible más caro.

La “crisis de las turbinas de gas” recuerda que las cadenas de suministro energético no funcionan como el café instantáneo. Se parecen más al café expreso: requieren presión, equipo y cuidado.

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