Marché des turbines à gaz (2026 - 2035)

Demande croissante de solutions de production d’électricité fiables et efficaces

La trajectoire de la demande mondiale d’électricité est le moteur le plus puissant du marché des turbines à gaz. L'Agence internationale de l'énergie prévoit que la consommation mondiale d'électricité augmentera de plus de 25 % entre 2025 et 2035, soutenue par la croissance démographique, l'urbanisation rapide des économies émergentes et l'électrification de secteurs tels que les transports, le chauffage et les processus industriels. Les turbines à gaz, en particulier les configurations à cycle combiné fonctionnant à des rendements thermiques supérieurs à 60 %, fournissent une production d'électricité distribuable et de grande capacité que les sources renouvelables intermittentes ne peuvent pas entièrement reproduire. Cette prime de fiabilité est particulièrement prononcée dans les régions à croissance rapide : l'Asie-Pacifique, le plus grand marché régional avec 11 155,18 millions de dollars en 2025, s'appuie sur les turbines à gaz pour répondre aux besoins croissants de charge industrielle et résidentielle. De même, la région Moyen-Orient et Afrique, dont la croissance est prévue à un TCAC de 7,86 %, déploie une production d'électricité au gaz pour soutenir la diversification économique et l'électrification des populations mal desservies.

Au sein de ce macro-moteur, le cycle de mise à niveau et de modernisation sur les marchés matures ajoute un flux de demande secondaire. La modernisation par GE Vernova en janvier 2024 de quatre turbines à gaz 9E à la centrale électrique à cycle combiné de Sabiya au Koweït, fournissant jusqu'à 70 MW de puissance supplémentaire grâce à des mises à niveau avancées du chemin de gaz sans consommation supplémentaire de carburant, illustre comment l'amélioration de l'efficacité des flottes installées existantes maintient les revenus des équipementiers même là où les ajouts nets de nouvelles capacités sont plus lents.[7].

Accent croissant sur les sources d’énergie plus propres

La production d’électricité au gaz naturel remplace rapidement la production d’électricité au charbon et au mazout, à émissions plus élevées, en raison du changement énergétique mondial. Dans les installations contemporaines à cycle combiné, le gaz naturel génère environ 50 à 60 % de CO2 en moins par mégawattheure que le charbon, ce qui fait des turbines à gaz un combustible de transition pratique pour les plans nationaux de décarbonation. Cette tendance est particulièrement évidente en Asie, où la Chine et l'Inde diversifient leur mix de production en s'éloignant du charbon, et en Europe, où la taxonomie européenne des activités durables propose une catégorisation « verte » conditionnelle pour les installations alimentées au gaz respectant les limitations d'émissions pendant leur cycle de vie.

La prochaine frontière pour ce pilote est la préparation à l’hydrogène. Les turbocompresseurs NovaLT12 compatibles hydrogène de Baker Hughes démontrent l'engagement des équipementiers en faveur de routes de carburant sans carbone pour le réseau de pipelines italien de Snam et le protocole d'accord de Mitsubishi Heavy Industries de juin 2024 avec l'EGAT de Thaïlande pour tester la co-combustion de 20 % d'hydrogène dans les grandes turbines à gaz. Le mélange d’hydrogène et, à terme, la combustion complète de l’hydrogène pourraient élargir le marché potentiel des turbines à gaz bien au-delà de la durée de vie traditionnelle des combustibles fossiles, à mesure que les coûts de production de l’hydrogène vert baisseraient, approchant les 2 USD/kg d’ici le début des années 2030.[2][3].

Coûts d’investissement initiaux élevés

Une seule unité à cycle combiné de grande taille coûte souvent plus de 600 à 800 millions de dollars lorsque l’on prend en compte les dépenses liées au reste de l’usine, à l’ingénierie, aux achats et à la construction. Les centrales électriques à turbine à gaz nécessitent d’importantes dépenses d’investissement initiales. Ces exigences en capitaux pourraient retarder ou annuler les ajouts de capacité prévus pour les économies en développement d’Amérique du Sud et d’Afrique subsaharienne, où l’accès au financement de projets à long terme est limité et les primes de risque souverain sont élevées. Sur les marchés où les cadres réglementaires favorisent la production au moindre coût, une pression de substitution des investissements est créée par le coût actualisé de plus en plus compétitif de l’énergie solaire photovoltaïque et éolienne terrestre, qui ont de faibles coûts de carburant et des délais de construction plus courts. Au cours de l'horizon projeté, cette limitation est quelque peu atténuée par la prime de dispatchabilité des turbines à gaz, leur empreinte terrestre plus petite par rapport à une capacité renouvelable équivalente et la disponibilité croissante d'instruments de financement climatique concessionnels.[8][9].

Augmentation de l’adoption des systèmes de production combinée de chaleur et d’électricité (CHP)

Dans le secteur industriel, où la production simultanée d'électricité et d'énergie thermique utilisable peut atteindre un rendement total de 80 à 90 %, contre 35 à 45 % pour les approches traditionnelles de production séparée, les systèmes de production combinée de chaleur et d'électricité offrent une opportunité de croissance substantielle pour le marché des turbines à gaz. Alors que les opérateurs industriels des secteurs de la chimie, du raffinage, de la transformation alimentaire et du chauffage urbain s’efforcent de réduire leurs coûts énergétiques et leur intensité carbone, l’industrie mondiale de la cogénération se développe. Parce qu'elles répondent aux besoins d'échelle et aux rapports chaleur/électricité nécessaires à la majorité des installations industrielles, les turbines à gaz dans les bandes de capacité inférieure à 40 MW et 40 à 120 MW, qui représentent ensemble 12 914,40 millions de dollars du marché en 2025, sont les principaux bénéficiaires de l'adoption de la cogénération.

En Europe, les programmes gouvernementaux d’incitation et la tarification du carbone dans le cadre du système européen d’échange de quotas d’émission accélèrent le déploiement de la cogénération, tandis qu’en Amérique du Nord, la disponibilité croissante de gaz naturel issu de la production de schiste soutient une économie d’exploitation compétitive. Le segment des utilisateurs finaux industriels (2 150,58 millions de dollars en 2025, TCAC de 5,01 %) et le segment des utilisateurs finaux des usines de transformation (3 310,18 millions de dollars, TCAC de 4,23 %) devraient tous deux bénéficier des tendances d'adoption de la cogénération. MRFR estime que la demande de turbines à gaz liées à la cogénération pourrait contribuer à hauteur de 3 à 4 milliards USD supplémentaires à la valeur marchande cumulée au cours de la période de prévision 2026-2035.[10][11].

Par type

Le segment des poids lourds représente environ 72 % de la valeur totale du marché, ce qui reflète la domination des turbines à gaz à grand châssis (classes F, H et J) dans les centrales électriques à cycle combiné et à cycle simple à l'échelle mondiale. Le segment aérodérivé, bien que plus petit en termes absolus, connaît la croissance la plus rapide avec un TCAC de 5,24 % en raison de sa flexibilité opérationnelle supérieure (temps de démarrage inférieurs à 10 minutes, efficacité élevée à charge partielle et empreinte compacte) qui la positionne comme la turbine de choix pour les services d'équilibrage de réseau, les usines de liquéfaction de GNL et les systèmes électriques insulaires ou éloignés. Le segment industriel au TCAC de 5,01 % bénéficie de l’expansion de la cogénération et des applications d’entraînement mécanique dans le secteur intermédiaire du pétrole et du gaz.

Par capacité nominale

Le segment supérieur à 300 MW domine avec 12 486,46 millions de dollars en 2025, reflétant la prédominance des grands châssis de classe H et de classe J dans les projets de nouvelle construction à cycle combiné. Cependant, la croissance la plus rapide concerne la catégorie des moins de 40 MW (TCAC 4,85 %), où la demande est tirée par les applications de production distribuée et industrielle, où les ensembles de turbines modulaires plus petits offrent une efficacité financière et une flexibilité opérationnelle supérieures à celles des centrales centralisées.

Par utilisateur final

La production d’électricité est le principal pilier de la demande, représentant environ 68 % de la valeur totale du marché. Le segment des utilisateurs finaux marins présente le taux de croissance le plus élevé, soit un TCAC de 5,01 %, tiré par les réglementations de décarbonation de l'Organisation maritime internationale, qui accélèrent l'adoption de turbines à gaz alimentées au GNL pour la propulsion des navires et les unités flottantes de production, de stockage et de déchargement (FPSO). Les usines de transformation représentent une opportunité croissante en matière de cogénération, en particulier dans les secteurs européens de la chimie et du raffinage.

Par technologie

La technologie à cycle combiné représente près de 73 % du marché mondial en valeur, reflétant la préférence structurelle de l'industrie pour une efficacité thermique plus élevée. Les centrales à turbine à gaz à cycle combiné (CCGT) atteignent des rendements nets supérieurs à 60 %, contre 33 à 42 % pour les configurations à cycle ouvert, ce qui en fait la technologie privilégiée pour la production de base de nouvelles constructions dans la plupart des régions. Les turbines à cycle ouvert conservent un rôle essentiel dans les applications de pointe, d'urgence et à entraînement mécanique où un déploiement rapide et une flexibilité de démarrage l'emportent sur les considérations d'efficacité.

Amérique du Nord

Le marché nord-américain des turbines à gaz bénéficie d'une base installée mature soumise à un cycle de remplacement et d'amélioration de l'efficacité sur plusieurs décennies. Les États-Unis représentent la majorité de la demande régionale, stimulée par l’ajout de cycles combinés à l’échelle des services publics remplaçant les centrales à charbon hors service, les exigences de fiabilité du réseau sur les marchés déréglementés de l’électricité et l’expansion de la capacité de liquéfaction du GNL le long de la côte du Golfe. L'annonce par Siemens Energy en novembre 2025 d'un investissement d'un milliard de dollars dans le secteur manufacturier aux États-Unis, y compris une nouvelle usine d'appareillage de commutation dans le Mississippi et la modernisation d'installations en Caroline du Nord, en Floride, en Alabama, à New York et au Texas, reflète la confiance des équipementiers dans le pipeline d'approvisionnement soutenu de la région. Les cadres réglementaires tels que les normes d'émissions des centrales électriques de l'EPA et les crédits d'impôt pour la production d'hydrogène de l'Inflation Reduction Act façonnent également la sélection technologique vers des plates-formes de turbines à plus haut rendement et prêtes à l'hydrogène.[1][13].

Europe

L’Europe traverse une transition énergétique complexe dans laquelle les turbines à gaz constituent une technologie de transition essentielle entre le retrait du charbon et du nucléaire et le développement de la production d’énergies renouvelables. La classification conditionnelle des centrales au gaz selon des critères de durabilité selon la taxonomie européenne fournit une voie réglementaire pour de nouveaux investissements, tandis que les programmes nationaux, tels que la stratégie allemande Kraftwerk qui vise à acquérir jusqu'à 10 GW de capacité de gaz prête à l'hydrogène, créent d'importantes opportunités de commandes à court terme. Le marché régional, évalué à 7 237,27 millions de dollars en 2025 avec un TCAC de 3,04 %, se caractérise par une premiumisation technologique, les équipementiers étant en concurrence sur la préparation à la co-combustion de l'hydrogène, les capacités de surveillance numérique et les accords de services de cycle de vie.[3][14].

Asie-Pacifique

L'Asie-Pacifique est le plus grand marché régional d'ici 2025, avec un chiffre d'affaires de 11 155,18 millions de dollars, bien que son TCAC comparativement plus faible de 2,30 % reflète un cycle de demande arrivant à maturité en Chine et au Japon. La dynamique de croissance se déplace de plus en plus vers les économies d’Asie du Sud-Est – Thaïlande, Vietnam et Indonésie – où le passage du charbon au gaz s’aligne sur les engagements nationaux en matière de climat dans le cadre de l’Accord de Paris. Le protocole d'accord signé par Mitsubishi Heavy Industries en juin 2024 avec l'EGAT pour des essais de co-combustion d'hydrogène en Thaïlande illustre le modèle de transfert de technologie et de programme pilote grâce auquel les équipementiers assurent des positions à long terme sur les marchés émergents de l'ASEAN.[2][15].

Amérique du Sud

Le marché des turbines à gaz en Amérique du Sud, évalué à 1 979,36 millions de dollars en 2025 avec un TCAC robuste de 5,89 %, est principalement motivé par le besoin structurel du Brésil en capacité de production thermique pour soutenir son système électrique à dominante hydroélectrique pendant les périodes de sécheresse de plus en plus fréquentes. Le gisement de schiste argentin de Vaca Muerta crée un nouvel approvisionnement national en gaz qui soutient l'économie des projets de transformation du gaz en électricité, tandis que le déclassement des centrales à charbon au Chili dans le cadre de son plan national de décarbonisation ouvre des opportunités d'approvisionnement pour le remplacement des cycles combinés.[12][16].

Moyen-Orient et Afrique

La région Moyen-Orient et Afrique affiche le TCAC prévu le plus élevé, à 7,86 %, contre 3 890,71 millions de dollars en 2025. Les États du Conseil de coopération du Golfe, en particulier l'Arabie saoudite et les Émirats arabes unis, investissent massivement dans la production d'électricité au gaz afin de libérer du pétrole brut pour l'exportation et de répondre à la demande croissante d'électricité entraînée par la diversification industrielle, le dessalement et les charges de refroidissement. En Afrique subsaharienne, le Nigeria et l'Afrique du Sud représentent les principaux centres de demande, où les déficits chroniques de production et les problèmes de fiabilité du réseau créent des besoins urgents en matière d'approvisionnement en capacités de turbines à gaz dans les configurations de services publics et d'énergie captive.[4][17].

Le marché mondial des turbines à gaz est très concentré, les quatre principaux fabricants (GE Vernova, Siemens Energy, Mitsubishi Heavy Industries et Baker Hughes) détenant collectivement une part estimée de 60 à 65 % du marché des turbines à grand châssis. L'indice Herfindahl-Hirschman du secteur est estimé entre 1 500 et 2 000, ce qui indique un oligopole modérément concentré. La concurrence se concentre sur les performances technologiques (efficacité, émissions, flexibilité), les offres de services tout au long du cycle de vie, les feuilles de route de préparation à l’hydrogène et les empreintes régionales de fabrication et de services.