Marché des turbines à gaz (2026 - 2035)

Résumé du marché des turbines à gaz

Le marché mondial des turbines à gaz était évalué à 34,010 milliards de dollars en 2025 et devrait atteindre environ 35,897 milliards de dollars d’ici 2026, pour atteindre 50,200 milliards de dollars d’ici 2035, à un taux de croissance annuel composé de 3,80 % au cours de la période de prévision 2026-2035. La croissance est fondamentalement ancrée dans la demande croissante de solutions de production d’électricité fiables et efficaces dans les économies industrialisées et émergentes. La demande mondiale croissante d’électricité, entraînée par l’urbanisation, la prolifération des centres de données et l’électrification des transports, continue de renforcer le rôle central des turbines à gaz dans les infrastructures électriques de base et de pointe. Simultanément, l’importance croissante accordée aux sources d’énergie plus propres a accéléré le remplacement des installations alimentées au charbon par des centrales à cycle combiné alimentées au gaz naturel, qui offrent environ la moitié de l’intensité carbone par unité d’électricité produite. L'investissement d'un milliard de dollars de Siemens Energy annoncé en novembre 2025 pour développer la fabrication de turbines à gaz et d'équipements de réseau aux États-Unis souligne l'ampleur des capitaux affluant dans le secteur.[1].

Avec une valorisation de 24 596,05 millions de dollars en 2025, qui reflète la base installée de grandes centrales à grande échelle dans le monde, la catégorie des turbines lourdes est en tête du marché en termes de produit et de technologie. Cependant, en raison de son temps de démarrage rapide, de sa petite taille et de son adéquation à la production dispersée et aux applications de GNL, le segment aérodérivé – évalué à 7 263,08 millions de dollars en 2025 – est le type de turbine avec le taux de croissance le plus rapide, avec un TCAC de 5,24 %. Avec un TCAC de 3,87 %, la technologie à cycle combiné représente 24 798,00 millions de dollars du marché en 2025, démontrant le changement structurel de l'industrie vers des architectures d'usines plus efficaces. La flexibilité des carburants de nouvelle génération devient un différenciateur concurrentiel, comme en témoignent des développements importants tels que le protocole d'accord de juin 2024 de Mitsubishi Heavy Industries avec l'Autorité de production d'électricité de Thaïlande pour tester la co-combustion à 20 % d'hydrogène dans les grandes turbines à gaz et le contrat de Baker Hughes pour fournir des turbocompresseurs NovaLT12 capables d'hydrogène à l'italien Snam.[2][3].

Avec une valeur marchande de 11 155,18 millions de dollars en 2025, la région Asie-Pacifique est en tête de la demande mondiale en raison d'importants ajouts de capacités en Chine, en Inde et en Asie du Sud-Est. L'Amérique du Nord arrive en deuxième position avec 9 747,18 millions de dollars, soutenue par un solide soutien législatif en faveur des transitions du gaz vers l'électricité et par un cycle de remplacement et de mise à niveau établi. Avec un TCAC prévu de 7,86 %, la région du Moyen-Orient et de l'Afrique devrait connaître la croissance la plus rapide en raison des initiatives d'électrification de la région subsaharienne et des investissements dans les infrastructures des pays du Conseil de coopération du Golfe. Les turbines à gaz fonctionnent comme un carburant de transition dans le cadre taxonomique de l'UE alors que l'Europe, la troisième plus grande région avec un PIB de 7 237,27 millions de dollars, traverse une transition énergétique difficile. D’ici 2035, la dynamique concurrentielle régionale sera de plus en plus définie par la convergence des exigences d’équilibrage du réseau, la numérisation et la préparation à l’hydrogène.[4].

Points clés du rapport

Taille et prévisions du marché (2019-2035)

Market Research Future utilise une méthodologie ascendante et descendante rigoureuse qui triangule les données sur les revenus du côté de l'offre provenant des divulgations financières des constructeurs OEM, des annonces du carnet de commandes et des bases de données commerciales avec des indicateurs du côté de la demande, notamment les calendriers de mise en service des centrales électriques, les plans de dépenses en capital du secteur énergétique du gouvernement et les pipelines d'approvisionnement des services publics. La période historique (2019-2024) est validée par rapport aux documents financiers publics et aux rapports des associations industrielles, tandis que la période de prévision (2026-2035) intègre une analyse de régression, des entretiens avec des experts et une modélisation de scénarios pour projeter les trajectoires du marché dans diverses conditions macroéconomiques et politiques.

Analyse de l'impact des facteurs déterminants

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].

Analyse d'impact des restrictions

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].

Opportunités du marché des turbines à gaz

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].

Perspectives futures du marché des turbines à gaz

Trajectoire d’évolution technologique

L’industrie des turbines à gaz converge vers une feuille de route technologique à double voie : l’amélioration continue de l’efficacité de la combustion du gaz naturel et le développement parallèle des capacités de carburant à base d’hydrogène et d’ammoniac. Les principaux équipementiers se sont engagés à fournir des turbines capables de brûler 100 % d’hydrogène d’ici le début des années 2030, les cadres de la génération actuelle étant déjà validés pour un mélange de 20 à 30 % d’hydrogène. Le rendement des centrales à cycle combiné approche les 65 % HHV pour les dernières machines de classe H et de classe J, réduisant ainsi l'écart thermodynamique avec les limites théoriques et maintenant la compétitivité économique de la production au gaz par rapport aux alternatives renouvelables plus stockage.

Dynamique concurrentielle et structure du marché

Le marché reste un oligopole dominé par quatre équipementiers mondiaux – GE Vernova, Siemens Energy, Mitsubishi Heavy Industries et Baker Hughes – qui contrôlent collectivement la majorité de la base installée de grands châssis et les accords de service à long terme associés qui génèrent des flux de revenus récurrents. Les fabricants régionaux, notamment BHEL, Doosan Enerbility et Kawasaki Heavy Industries, sont principalement en concurrence sur leurs marchés nationaux et adjacents. Au cours de la période de prévision, la différenciation concurrentielle se concentrera de plus en plus sur les services numériques (maintenance prédictive, jumeaux numériques, optimisation de flotte), la certification de préparation à l'hydrogène et les solutions intégrées d'îlots d'énergie qui regroupent des turbines avec des électrolyseurs et du stockage.

Changements réglementaires et axés sur la durabilité

Les mécanismes de tarification du carbone, notamment le SEQE de l’UE, le SEQE du Royaume-Uni et les systèmes émergents au Canada, au Japon et en Corée du Sud, internalisent progressivement le coût des émissions de la production au gaz, créant des incitations économiques en faveur de technologies de turbines à plus haut rendement et à plus faibles émissions de carbone. Le mécanisme d’ajustement carbone aux frontières de l’UE (MACB), en vigueur à partir de 2026, influencera davantage les flux commerciaux de biens à forte intensité énergétique et soutiendra indirectement les investissements dans la production d’électricité dans les économies exportatrices qui cherchent à maintenir leur accès au marché. Simultanément, les réglementations sur les émissions de méthane ciblant les chaînes d’approvisionnement en gaz en amont renforcent la surveillance des émissions du cycle de vie des opérations des turbines à gaz.

Scénario de demande à long terme

Le scénario de demande centrale du MRFR prévoit que le marché mondial des turbines à gaz atteindra 50,200 milliards de dollars d'ici 2035, ancré par une charge de base continue et une demande de pointe dans les économies émergentes, la modernisation du parc sur les marchés de l'OCDE et la contribution supplémentaire de la production à base d'hydrogène. Dans un scénario d’hydrogène accéléré – en supposant que l’hydrogène vert atteigne la parité de coût avec le gaz naturel d’ici 2032 – la valeur marchande cumulée sur la période de prévision pourrait dépasser le niveau de référence de 8 à 12 %, dans la mesure où la demande de modernisation et de nouvelle construction de turbines à hydrogène complète les commandes de gaz conventionnel.

Analyse de la part de marché régionale

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].

Segmentation du marché des turbines à gaz

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.

Analyse comparative concurrentielle

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.

Nouvelles et développements récents

Siemens Énergie (novembre 2025) :

Siemens Energy a annoncé un investissement historique d'un milliard de dollars pour accroître sa capacité de fabrication de turbines à gaz et d'équipements de réseau aux États-Unis, un engagement qui devrait créer plus de 1 500 emplois qualifiés. L'investissement comprend la construction d'une nouvelle usine de fabrication d'appareillages de commutation dans le Mississippi, ainsi que la modernisation des installations existantes en Caroline du Nord, en Floride, en Alabama, à New York et au Texas, ainsi que l'élargissement des programmes de formation de la main-d'œuvre. Cette initiative renforce la présence industrielle centenaire de Siemens Energy aux États-Unis et témoigne de la confiance des équipementiers dans la demande nord-américaine soutenue en équipements de modernisation de turbines à gaz et de réseau. L'ampleur de cet investissement, l'un des engagements de fabrication les plus importants dans le secteur des turbines à gaz ces dernières années, permet à Siemens Energy de conquérir une part du cycle de remplacement et de mise à niveau aux États-Unis, tout en établissant une résilience de la chaîne d'approvisionnement localisée.[1].

GE Vernova (janvier 2024) :

GE Vernova a achevé la modernisation de quatre turbines à gaz 9E à la centrale électrique à cycle combiné de Sabiya au Koweït. Ce projet a amélioré l'efficacité de l'usine et augmenté la production jusqu'à 70 MW grâce à l'installation de mises à niveau Advanced Gas Path (AGP). La mise à niveau a permis d'obtenir une production d'énergie plus élevée sans consommation de carburant supplémentaire, démontrant la valeur commerciale et environnementale des programmes de modernisation de la flotte. Ce projet illustre le modèle de service à revenus récurrents qui sous-tend la rentabilité des équipementiers, car les programmes de mise à niveau sur les bases installées génèrent des flux de revenus comparables aux ventes de nouvelles unités tout en prolongeant la durée de vie des actifs de 15 à 20 ans.[7].

Mitsubishi Heavy Industries (juin 2024) :

Mitsubishi Heavy Industries a signé un protocole d'accord avec l'Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT) pour développer et piloter une technologie de co-combustion d'hydrogène pour les grandes turbines à gaz, ciblant un mélange d'hydrogène à 20 % en volume. Le protocole d'accord soutient la transition nationale de la Thaïlande vers des émissions nettes nulles et positionne MHI en tant que partenaire technologique pour les améliorations de la flexibilité des carburants en Asie du Sud-Est. Ce partenariat revêt une importance stratégique pour le développement du marché régional de MHI, dans la mesure où la Thaïlande sert de passerelle vers des opportunités d'approvisionnement plus larges au sein de l'ASEAN.[2].

Baker Hughes (avril 2024) :

Baker Hughes a obtenu un contrat auprès de Snam, le principal gestionnaire de réseau de transport de gaz italien, pour fournir des turbocompresseurs à turbine à gaz NovaLT12 avec une capacité de mélange d'hydrogène allant jusqu'à 10 % en volume. Le contrat soutient la décarbonisation et la résilience du réseau de gazoducs italien et représente un premier déploiement commercial d'une technologie de compression capable d'hydrogène dans les infrastructures de transport européennes. Le positionnement de Baker Hughes dans la chaîne de valeur de l'hydrogène, couvrant à la fois la production d'électricité et la compression intermédiaire, le différencie de ses concurrents axés principalement sur le segment de la production d'électricité.[3].

Portée du rapport sur le marché des turbines à gaz