Taille et part du marché de l'énergie éolienne en Belgique
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Taille du marché de l'année de base (2025) | 5.85 gigawatt |
| Volume du Marché (2026) | 6.28 gigawatt |
| Volume du Marché (2031) | 8.9 gigawatt |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 7.29% CAGR |
| Concentration du Marché | Moyen |
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0. | |
Analyse du marché de l'énergie éolienne en Belgique par Mordor Intelligence
Le marché de l'énergie éolienne en Belgique devrait progresser de 5,85 gigawatts en 2025 à 6,28 gigawatts en 2026 et atteindre 8,9 gigawatts d'ici 2031 à un CAGR de 7,29 % sur la période 2026-2031.
Le développement en mer dans la zone Princess Elisabeth constitue le cœur de cette expansion, soutenu par des contrats pour différence bilatéraux, 682 millions d'EUR d'aides d'État approuvées et une future île énergétique artificielle qui consolide les raccordements au réseau.[1]Commission européenne, "Aides d'État : La Commission approuve un plan belge de 682 millions d'euros pour soutenir l'énergie éolienne en mer," ec.europa.eu Les interconnecteurs transfrontaliers tels que Nautilus et le LionLink prévu permettent d'acheminer la production excédentaire vers les marchés britannique et néerlandais à prix premium, augmentant les recettes des projets pendant les périodes de fort vent.[2]Ofgem, "Nautilus Interconnector Project Approval", ofgem.gov.uk Les acheteurs industriels du corridor pétrochimique Anvers-Gand concluent des contrats d'achat d'électricité d'entreprise de plusieurs gigawattheures qui soutiennent les décisions d'investissement et réduisent l'exposition aux fluctuations des prix de marché.[3]Borealis, "Corporate Power Purchase Agreements and Sustainability Initiatives", borealisgroup.com Par ailleurs, le repowering terrestre avec des turbines de 6 MW et plus double la production sur les sites existants et aide la Belgique à surmonter les contraintes d'utilisation des terres dans la Flandre densément peuplée.
Points clés du rapport
- Par localisation, les installations terrestres représentaient 58,95 % de la capacité en 2025, tandis que les ajouts en mer devraient afficher un CAGR de 9,05 % jusqu'en 2031, remodelant ainsi le marché de l'énergie éolienne en Belgique.
- Par capacité de turbines, la plage de 3 à 6 MW était en tête avec 43,55 % de la part du marché de l'énergie éolienne en Belgique en 2025, tandis que les turbines supérieures à 6 MW sont en bonne voie pour atteindre un CAGR de 15,17 % jusqu'en 2031.
- Par application, les actifs à l'échelle des services publics représentaient 63,45 % de la taille du marché de l'énergie éolienne en Belgique en 2025 et devraient se développer à un CAGR de 9,55 % sur la période de référence.
Note : La taille du marché et les prévisions figurant dans ce rapport sont générées à l'aide du cadre d'estimation exclusif de Mordor Intelligence, mis à jour avec les dernières données et informations disponibles en janvier 2026.
Tendances et perspectives du marché de l'énergie éolienne en Belgique
Analyse de l'impact des facteurs de croissance*
| Facteur de croissance | (~) % d'impact sur les prévisions de CAGR | Pertinence géographique | Horizon temporel d'impact |
|---|---|---|---|
| Les objectifs de l'UE en matière d'énergies renouvelables pour 2030 et 2040 accélèrent le développement en mer | 1.8% | National, avec concentration dans les zones offshore de la mer du Nord belge | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Les interconnecteurs Belgique-Royaume-Uni Nautilus et LionLink ouvrent de nouveaux gisements de revenus à l'exportation | 1.2% | National, avec impact principal sur les projets offshore de la zone Princess Elisabeth | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Les contrats d'achat d'électricité d'entreprise issus des clusters pétrochimiques de Flandre réduisent le risque des projets | 0.9% | Flandre, avec concentration dans les corridors industriels d'Anvers et de Gand | Court terme (≤ 2 ans) |
| Le repowering des parcs terrestres de plus de 20 ans stimule les ajouts de MW | 0.8% | National, avec forte concentration dans les zones éoliennes historiques de Flandre et de Wallonie | Court terme (≤ 2 ans) |
| La demande en hydrogène vert au port d'Anvers-Bruges apporte une certitude supplémentaire en matière de débouchés | 1.1% | Flandre, avec répercussions sur les développeurs éoliens en mer alimentant les électrolyseurs | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Les hubs d'îles énergétiques en mer du Nord financés par l'UE réduisent le coût actualisé de l'énergie après 2027 | 0.7% | Mer du Nord belge, avec bénéfices s'étendant à tous les développeurs de la zone Princess Elisabeth | Long terme (≥ 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Les objectifs de l'UE en matière d'énergies renouvelables pour 2030 et 2040 accélèrent le développement éolien en mer
La Belgique doit contribuer au mandat de l'UE visant à sourcer 42,5 % de l'énergie finale à partir des énergies renouvelables d'ici 2030, positionnant l'éolien en mer comme l'option la plus rapidement évolutive dans un pays disposant d'une superficie terrestre limitée.[4]Banque européenne d'investissement, "Princess Elisabeth Island Financing and Offshore Wind Support", eib.org La zone Princess Elisabeth de 3,5 GW a obtenu son autorisation environnementale en 2024 et s'appuiera sur une île énergétique artificielle qui regroupe des sous-stations, réduisant les coûts de transmission par mégawatt à moins de 50 EUR par MWh après 2027, selon les études de faisabilité fédérales. Une décision de la Cour constitutionnelle en octobre 2024 autorise désormais les turbines dans les zones agricoles si les critères spatiaux sont respectés, débloquant les demandes de repowering terrestre en suspens. La nouvelle législation sur les ' zones d'implantation prioritaires ', actuellement en débat régional, promet une procédure d'autorisation de 12 mois pour les zones pré-désignées, bien que les délais varient entre la Flandre et la Wallonie. Collectivement, ces outils politiques compriment les cycles de développement et élargissent le potentiel de capacité adressable du marché de l'énergie éolienne belge.
Les interconnecteurs Belgique-Royaume-Uni Nautilus et LionLink ouvrent de nouveaux gisements de revenus à l'exportation
La liaison à courant continu haute tension Nautilus de 1,4 GW reliera l'île Princess Elisabeth au Suffolk, complétant la liaison Nemo de 1,0 GW pour créer un corridor d'exportation de 2,4 GW vers le Royaume-Uni. L'approbation d'Ofgem en novembre 2024 a déplacé le point d'atterrissage afin de minimiser les coûts de contrainte réseau de plus de 50 %. LionLink, une route distincte de 1,8 GW vers les Pays-Bas, est en cours de planification. Ces liaisons permettent aux producteurs belges d'arbitrer les écarts de prix au lendemain, améliorant les taux de rendement interne des projets jusqu'à deux points de pourcentage. L'optionnalité d'exportation accrue atténue également le délestage local pendant les heures venteuses à faible demande, renforçant la viabilité économique de parcs offshore plus importants sur le marché de l'énergie éolienne belge.
Les contrats d'achat d'électricité d'entreprise issus des clusters pétrochimiques de Flandre réduisent le risque des projets
Les objectifs de décarbonation industrielle engendrent des contrats d'achat d'électricité à long terme qui protègent les actifs éoliens de la volatilité du marché. Borealis seul s'est engagé à acheter 900 GWh par an auprès de la ferme Vleemo à partir de 2026, réduisant les émissions de 155 000 tCO₂e par an. INEOS et Aspiravi ont ajouté des contrats en couches couvrant 150 GWh supplémentaires. Les structures à prix fixe ou à prix plancher répondent aux exigences des prêteurs en matière de flux de trésorerie prévisibles et permettent un financement au bilan plutôt que des modèles de financement de projet. Le corridor Anvers-Gand peut absorber jusqu'à 2 GW de capacité supplémentaire sans solliciter les liaisons d'exportation, lissant les revenus pour les développeurs terrestres proches du littoral et offshore au sein du marché de l'énergie éolienne belge.
La demande en hydrogène vert au port d'Anvers-Bruges apporte une certitude supplémentaire en matière de débouchés
L'électrolyseur SeaH2Land de 1 GW d'Ørsted est directement relié à 2 GW de turbines offshore, acheminant l'hydrogène via un pipeline dédié de 45 km vers la Belgique et les Pays-Bas. L'unité de 25 MW d'Hyoffwind sera le premier électrolyseur commercial de Flandre d'ici 2026. L'installation ENHANCE d'Air Liquide a bénéficié d'une subvention de l'UE de 110 millions d'EUR pour craquer l'ammoniac importé afin de produire de l'hydrogène, réduisant les émissions de 300 000 t par an. Un réseau d'hydrogène à l'échelle du port, prévu pour 2026, permettra une infrastructure partagée et une flexibilité d'exportation. La co-localisation avec les points d'atterrissage des câbles éoliens augmente les facteurs de charge des turbines et diversifie les revenus, sous-tendant la trajectoire de croissance du marché de l'énergie éolienne belge.
Analyse de l'impact des contraintes*
| Contrainte | (~) % d'impact sur les prévisions de CAGR | Pertinence géographique | Horizon temporel d'impact |
|---|---|---|---|
| Congestion du réseau et risque de délestage en Flandre | -0.7% | Flandre, avec une pression aiguë dans les corridors de transmission de Flandre occidentale et d'Anvers | Court terme (≤ 2 ans) |
| Délais prolongés de planification spatiale et d'obtention des permis | -0.5% | National, avec des retards plus longs en Flandre (2 à 3 ans) qu'en Wallonie (1 à 2 ans) | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Capacité limitée de navires pour monopieux et pose de câbles en Belgique | -0.4% | Mer du Nord belge, avec des contraintes de chaîne d'approvisionnement affectant le calendrier de construction de la zone Princess Elisabeth | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| La hausse des prix des enchères de concessions de fonds marins comprime les taux de rendement interne des développeurs | -0.3% | Mer du Nord belge, avec impact principal sur les soumissionnaires de la zone Princess Elisabeth | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Congestion du réseau et risque de délestage en Flandre
Le réseau d'Elia approche de la saturation à mesure que les nouvelles ressources solaires et éoliennes dépassent les mises à niveau du réseau, entraînant des avertissements de délestage pendant les périodes de transition printanières et automnales venteuses. Le corridor Ventilus de 2,2 milliards d'EUR, retardé à 2028-2029, permettra à terme d'acheminer 3,5 GW d'énergie offshore vers l'intérieur des terres, mais n'offre aucun soulagement à court terme. Les attributions de batteries totalisant 357 MW en 2024, dont le système de 25 MW/75 MWh d'Anvers de TotalEnergies, sont trop faibles pour absorber les pics de plusieurs gigawatts. Jusqu'à l'arrivée des renforcements du réseau principal, les développeurs font face à des pertes de revenus et les prêteurs appliquent des primes de risque plus élevées, freinant les perspectives de croissance du marché de l'énergie éolienne belge.
Délais prolongés de planification spatiale et d'obtention des permis
Le régime fédéral-régional fragmenté de la Belgique prolonge les approbations : la Flandre nécessite en moyenne 2 à 3 ans pour les dossiers terrestres, contre 1 à 2 ans en Wallonie. Les règles fragmentées sur le bruit, les distances de recul et le scintillement des ombres compliquent le repowering même sur les sites existants. Les projets offshore doivent naviguer à travers les zones militaires et les aires de conservation ; une étude du WWF de 2024 a averti que la Belgique pourrait ne pas atteindre ses objectifs éoliens 2040 sans empiéter sur les eaux protégées. Les retards augmentent les coûts de financement et reportent les flux de revenus, pesant sur les rendements des développeurs sur le marché de l'énergie éolienne belge.
*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.
Analyse des segments
Par localisation : la montée en puissance de l'offshore rééquilibre la dominance historique du terrestre
La taille du marché de l'énergie éolienne belge pour les projets offshore atteindra 4,04 GW d'ici 2031, réduisant la part terrestre qui s'établissait à 58,95 % en 2025. Des facteurs de charge offshore plus élevés de 45 à 50 % surpassent la plage typique terrestre de 25 à 30 %, tandis que l'île énergétique artificielle réduit les coûts de raccordement au réseau et prend en charge des turbines de 15 MW et plus telles que la Siemens Gamesa SG 14-236 DD. Le repowering reste le levier terrestre dominant, car les parcs construits avant 2005 remplacent des machines de moins de 2 MW par des unités Vestas V172-7,2 MW qui triplent la production sur les emplacements existants. La dépendance à l'offshore atténue également les conflits d'utilisation des terres dans la Flandre peuplée, bien qu'elle introduise des goulets d'étranglement liés aux navires et aux câbles sous-marins, abordés par les ajouts de flotte de DEME et Jan De Nul.
La croissance rapide de l'offshore modifie la composition des revenus. Les interconnecteurs acheminent l'énergie excédentaire vers les réseaux britannique et néerlandais à prix plus élevés, modérant la cannibalisation des prix belges. Les coûts d'assurance pour les actifs offshore restent plus élevés, mais les contrats pour différence bilatéraux limitent l'exposition à la baisse. Le repowering terrestre bénéficie de délais de construction plus courts et tire parti des nœuds de réseau existants, réduisant le coût d'investissement par MW. Collectivement, le développement à double trajectoire soutient la conformité nationale aux objectifs de l'UE et renforce la confiance à long terme des investisseurs dans le marché de l'énergie éolienne belge.
Par capacité de turbines : le segment supérieur à 6 MW capte la croissance offshore et du repowering
Les turbines de plus de 6 MW ont affiché un CAGR de 15,17 % dans les prévisions 2026-2031 à mesure que les développeurs déploient les plateformes Vestas V236-15,0 MW et Siemens Gamesa SG 14-236 DD, chacune capable de produire 80 GWh par an. La classe de 3 à 6 MW détenait encore 43,55 % de la capacité installée en 2025, reflétant les parcs offshore antérieurs tels que Northwind et les parcs terrestres mis en service après 2012. Les rotors plus grands réduisent le coût actualisé de l'énergie jusqu'à 15 % et diminuent le nombre de fondations par GW, entraînant des frais de maintenance moindres. À terre, les machines de 6 à 8 MW telles que la Nordex N163/6.X maximisent le rendement sans déclencher de restrictions aéronautiques.
Le parc de turbines de moins de 3 MW se réduit à mesure que les propriétaires démantèlent des machines vieillissantes approchant de leur fin de vie. La valeur de récupération des aimants en terres rares et de l'acier des tours compense les coûts de démantèlement, accélérant les cycles de remplacement. La concurrence entre les fabricants de turbines s'intensifie : la plateforme Haliade-X 14 MW de GE est en compétition dans les eaux néerlandaises voisines, faisant pression sur les prix pour les appels d'offres belges. Combinée à des contrats pour différence favorables, la migration entre classes de capacité accélère la parité des coûts avec la production au gaz, renforçant la vague de modernisation au sein du marché de l'énergie éolienne belge.
Par application : la dominance à l'échelle des services publics reflète le pipeline offshore et de repowering
Les parcs à l'échelle des services publics représentaient 63,45 % de la capacité en 2025 et progresseront à un CAGR de 9,55 % jusqu'en 2031, reflétant l'élan du pipeline offshore et les grands clusters de repowering terrestre dépassant 20 MW. Le seul appel d'offres Lot 1 ajoute 700 MW sous des contrats pour différence à prix fixe plus 1 milliard d'EUR de financement de la Banque européenne d'investissement, soulignant l'effet d'échelle qui favorise un faible coût du capital. Les acheteurs commerciaux et industriels précontractent de plus en plus des portions de ces parcs dans le cadre de contrats d'achat d'électricité d'entreprise en accès géré, combinant des revenus de gros et bilatéraux.
Les projets communautaires, principalement en Wallonie, occupent une niche de 1 à 5 MW soutenue par le co-investissement municipal et les tarifs de rachat régionaux, mais se heurtent à des plafonds de financement en raison de la faiblesse des bilans. Le mécanisme de rémunération de capacité d'Elia permet désormais les hybrides éolien-stockage, illustrés par la batterie de 25 MW/75 MWh de TotalEnergies co-implantée avec des parcs éoliens à Anvers. À mesure que le Mécanisme d'ajustement carbone aux frontières de l'UE prendra effet après 2026, les fabricants locaux devraient augmenter leurs approvisionnements en énergies renouvelables, stimulant les courbes de demande industrielle au sein du marché de l'énergie éolienne belge.
Analyse géographique
Le plateau de la mer du Nord belge accueille tous les parcs offshore existants et absorbera la zone Princess Elisabeth de 3,5 GW, rendue possible par une île artificielle soutenue par l'UE qui réduit considérablement les coûts de câblage des collecteurs et héberge les stations de conversion pour la liaison Nautilus. Des facteurs de charge supérieurs à 45 % sous-tendent des coûts actualisés compétitifs et créent des marges d'exportation excédentaires. La tension sur les chaînes d'approvisionnement persiste, mais les contractants nationaux DEME et Jan De Nul élargissent leurs flottes de pose de câbles, avec l'arrivée en 2026 du navire Fleeming Jenkin d'une capacité de charge de 28 000 tonnes.
La Flandre reste le moteur terrestre de la Belgique, mais est confrontée à la rareté des terres et à des règles strictes d'implantation. Le repowering des parcs plus anciens avec des machines de 6 MW et plus offre un vecteur de croissance sans nouvelles emprises, aidant le marché de l'énergie éolienne belge à maintenir son élan malgré les contraintes spatiales. La ceinture pétrochimique Anvers-Gand ancre des contrats d'achat d'électricité d'entreprise dépassant 1 100 GWh par an depuis 2024, fournissant des revenus de couverture contre la volatilité des prix de l'électricité. Les goulets d'étranglement du réseau risquent toutefois de provoquer des délestages jusqu'à la mise en service du corridor haute tension Ventilus en fin de décennie.
La Wallonie, avec des normes de recul et de bruit plus permissives, traite les permis terrestres en 12 à 24 mois et bénéficie du renforcement Boucle du Hainaut de 1,3 milliard d'EUR qui relie les énergies renouvelables du sud au réseau national d'ici 2030. Les coopératives communautaires s'appuient sur les tarifs de rachat régionaux pour construire de petits clusters, enrichissant la propriété locale tout en contribuant à des volumes supplémentaires sur le marché de l'énergie éolienne belge. Bien que les vitesses de vent soient inférieures à celles des zones côtières, l'abondance des terres et la rapidité des approbations compensent partiellement l'écart de ressources, maintenant un déploiement national équilibré.
Paysage réglementaire
La gouvernance de l'énergie éolienne en Belgique est répartie entre autorités fédérales et régionales, le niveau fédéral gérant l'espace maritime et l'octroi de licences offshore, tandis que la Flandre et la Wallonie assurent la délivrance des permis d'énergies renouvelables onshore et l'aménagement du territoire. Pour l'éolien offshore dans la mer du Nord belge, les développeurs doivent généralement obtenir une concession domaniale fédérale et une attribution d'appel d'offres coordonnée via le SPF Économie (DG Énergie), ainsi qu'une autorisation environnementale avec exigences d'étude d'impact via les procédures environnementales fédérales, en plus de permis distincts pour les câbles d'exportation et les travaux maritimes connexes.
En avril 2026, le gouvernement fédéral a publié des propositions d'amendements à l'arrêté royal du 3 juin 2024 afin d'affiner la procédure d'appel d'offres concurrentiel pour la zone Princesse Élisabeth (PEZ), avec une fenêtre de consultation courant du 20 avril 2026 au 30 avril 2026. Le développement de la PEZ (environ 3,15 GW à 3,5 GW, lié au concept de réseau de l'île Princesse Élisabeth piloté par Elia) se déroule en parallèle du basculement du marché vers un soutien par contrat de différence bidirectionnel pour l'éolien offshore. Dans le même temps, l'annulation de l'appel d'offres PE I le 2 juillet 2025 souligne à quel point le rythme des enchères et les calendriers de financement restent sensibles à des règles d'appel d'offres claires et finançables.
Paysage concurrentiel
La concentration du marché est modérée, menée par un groupe de développeurs internationaux et de consortiums nationaux qui dominent les concessions offshore tandis que les actifs terrestres restent plus fragmentés. Parkwind, soutenu par JERA, contrôle des participations dans des parcs historiques et lorgne désormais des appels d'offres français, indiquant une diversification au-delà de sa base nationale. Engie s'est engagé à investir 4 milliards d'EUR dans l'infrastructure belge d'ici 2030 et soumissionne dans les enchères de la zone Princess Elisabeth, intégrant des portefeuilles d'énergies renouvelables à ses initiatives de réseau et d'hydrogène. Le projet SeaH2Land d'Ørsted illustre l'intégration verticale, associant 2 GW d'éolien à un électrolyseur de 1 GW pour sécuriser la demande et améliorer la bancabilité.
La capacité d'installation est un autre domaine de compétition. DEME a affiché un chiffre d'affaires offshore de 2 milliards d'EUR en 2024 après avoir racheté Havfram pour renforcer ses capacités de levage lourd, tandis que Jan De Nul a commandé deux poseurs de câbles XL et décroché des contrats sur les projets Hornsea 3, Nordlicht et Fengmiao, élargissant ses revenus au-delà de la Belgique. La rivalité entre fabricants de turbines se concentre sur les machines de 15 MW et plus : Vestas a conclu un accord-cadre conditionnel de 1 GW en Europe du Nord, et Siemens Gamesa teste un prototype à entraînement direct de 21 MW, chacun visant les attributions de la zone Princess Elisabeth.
Les niches émergentes comprennent les hybrides éolien-solaire flottants dans le cadre du projet pilote SWiM, soutenu par des subventions du Fonds de transition énergétique, et le craquage d'ammoniac vert mené par Air Liquide. Des acteurs nationaux plus modestes tels qu'Aspiravi ont élargi leurs portefeuilles en acquérant une participation de 30 % dans Northwind, signalant une consolidation continue des actifs. Le régime de contrats pour différence bilatéraux de la Belgique plafonne la hausse mais garantit des prix planchers, favorisant les services publics solides au bilan et les fonds d'infrastructure, et façonnant un comportement d'enchère prudent sur le marché de l'énergie éolienne belge.
Leaders du secteur de l'énergie éolienne en Belgique
Parkwind NV
Engie Electrabel SA
Otary RS NV
Eneco Wind Belgium / Northwind
Storm Management NV
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
Une opportunité clé consiste à relier la nouvelle capacité éolienne offshore à une infrastructure de réseau offshore dédiée autour de l'île Princesse Élisabeth et de l'interconnexion associée. L'avancement de la construction de l'île offre une voie de raccordement concrète pour des volumes offshore supplémentaires, un rapport de juin 2026 indiquant que 17 des 23 caissons en béton formant le périmètre avaient été installés. Le gouvernement fédéral s'est également orienté vers un plan d'infrastructure offshore davantage soucieux des coûts en mai 2026, en proposant une approche révisée pour l'île énergétique Princesse Élisabeth et en ajustant la capacité prévue de l'interconnecteur avec le Royaume-Uni de 1,4 GW à 1,2 GW, tout en maintenant le projet centré sur l'intégration de grands volumes offshore et la prise en compte des contraintes de conception du système.
Au-delà du développement, des opportunités résident également dans l'optimisation de portefeuille, la consolidation et les mesures améliorant la finançabilité des actifs opérationnels existants et des futurs appels d'offres à court terme. En juillet 2026, JERA Nex BP a finalisé l'acquisition des participations de Sumitomo Corporation dans Northwester 2 (219 MW) et Nobelwind (165 MW), obtenant la pleine propriété de Northwester 2 et portant sa participation dans Nobelwind à 80,1 %, ce qui témoigne d'un appétit persistant pour l'échelle dans les opérations offshore belges et des flux de trésorerie de plus longue durée. Du côté du système, le dossier d'investissement pour la nouvelle éolienne continue de dépendre de renforcements parallèles du réseau, notamment Ventilus et Boucle du Hainaut, ainsi que de la clarté des règles d'appel d'offres pour les lots de la PEZ, la publication en avril 2026 de propositions d'amendements signalant un travail politique actif visant à relancer les procédures d'achat selon des procédures et calendriers mis à jour.
Développements récents du secteur
- Juillet 2026 : JERA Nex BP a finalisé l'acquisition de la participation de 30 % de Sumitomo Corporation dans le parc éolien offshore de 219 MW Northwester 2 et de sa participation de 39,02 % dans le parc éolien offshore de 165 MW Nobelwind. La transaction a donné à JERA Nex BP la pleine propriété de Northwester 2 et a porté sa participation dans Nobelwind à 80,1 %, renforçant la consolidation autour des actifs offshore belges opérationnels et le contrôle sur la génération et la gestion des flux de trésorerie.
- Juin 2025 : Elia a marqué le début des travaux HVAC pour le hub énergétique offshore belge avec une première découpe d'acier. L'avancement des travaux d'infrastructure de réseau soutient une capacité d'intégration éolienne offshore accrue et réduit le risque d'exécution pour le raccordement de futurs projets de la zone Princesse Élisabeth au système onshore.
- Novembre 2024 : Ofgem a approuvé le projet d'interconnexion Nautilus de 1,4 GW reliant la Belgique et le Royaume-Uni. Cette approbation a fait avancer une voie d'exportation de la production éolienne offshore vers un marché de l'électricité voisin plus vaste, améliorant l'optionalité des prix et la structuration des revenus pour les projets de la mer du Nord belge.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Pour cette étude, le marché de l'énergie éolienne en Belgique est défini comme la capacité éolienne installée du pays en gigawatts, combinant l'éolien onshore et offshore en exploitation en Belgique pour l'année indiquée.
Exclusions du périmètre : nous excluons le solaire, l'hydroélectricité, la biomasse, le stockage par batteries, les dépenses de transport et de distribution du réseau, ainsi que les revenus du négoce d'électricité de la taille du marché.
Aperçu de la segmentation
- Par localisation
- Terrestre
- En mer
- Par capacité de turbines
- Jusqu'à 3 MW
- De 3 à 6 MW
- Supérieure à 6 MW
- Par application
- À l'échelle des services publics
- Commercial et industriel
- Projets communautaires
- Par composant (analyse qualitative)
- Nacelle/Turbine
- Pale
- Tour
- Générateur et multiplicateur
- Bilan de système
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
La recherche documentaire a débuté avec des statistiques publiques sur les systèmes énergétiques, afin d'ancrer le modèle sur ce qui est physiquement installé et produit de l'électricité en Belgique. Les sources utilisées comprennent des publications officielles telles que les rapports annuels par pays de l'IEA Wind, les bilans énergétiques d'Eurostat, les rapports sur l'énergie et le climat de la Commission européenne, ainsi que les sites belges nationaux consacrés à l'énergie et aux permis offshore, suivis de communiqués de presse et de documents destinés aux investisseurs pour les calendriers de projets et les mises à jour de mise en service.
Pour traduire ces signaux en une vision annuelle cohérente de la capacité, nous avons également examiné les annonces de turbines et de projets, les avis de raccordement au réseau et les registres de permis environnementaux lorsqu'ils étaient disponibles, puis les avons recoupés avec les dépôts d'entreprises et la presse spécialisée réputée. Dans quelques cas, un abonnement payant axé sur les données financières des entreprises et une base de données de brevets payante ont été utilisés pour confirmer les changements de propriété et les évolutions technologiques susceptibles d'affecter l'attribution de capacité. Les sources listées ici sont uniquement illustratives, et de nombreux autres documents publics ont également été utilisés pour la collecte, la validation et la clarification des données.
Entretiens et enquêtes primaires
Les travaux primaires visaient à valider le rythme réel de mise en service, l'activité de repowering et les retards attendus, ces éléments pouvant différer des plans publics. Nous avons échangé avec des développeurs, des entreprises d'EPC et de services, des acteurs de la chaîne d'approvisionnement en turbines, des contacts de l'écosystème réseau et portuaire, ainsi que de grands acheteurs d'électricité, puis avons revérifié les hypothèses sous des angles à la fois belges et européens plus larges.
Les informations recueillies au cours de ces échanges ont servi à combler les lacunes concernant le calendrier des permis, les délais de construction habituels, et la part de la capacité nominale effectivement disponible une fois pris en compte les schémas d'écrêtement et de maintenance.
Répartition des répondants aux travaux de recherche primaire sur le terrain
| Type d'entreprise | Poste du répondant | Région |
|---|---|---|
| Premier rang : 28 % | Directions générales (CXO) : 12 % | |
| Rang intermédiaire : 55 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 38 % | |
| Acteurs plus modestes : 17 % | Managers : 50 % |
Dimensionnement du marché et prévisions
Le modèle central utilise une reconstruction descendante qui part de la base éolienne installée de la Belgique, puis l'ajuste année par année en fonction des ajouts de capacité, des mises hors service et des dates de mise en service des projets. Pour garder les totaux réalistes, nous corroborons le résultat avec des vérifications ascendantes sélectives, comme une agrégation échantillonnée de projets connus en construction et une vérification de vraisemblance sur le nombre de turbines implicite à partir de fourchettes typiques de MW par turbine.
Les principaux intrants qui façonnent la courbe de capacité annuelle comprennent : la capacité des zones offshore annoncée et attribuée, l'activité de repowering onshore (les anciennes turbines remplacées par un nombre plus faible d'unités à MW plus élevé), l'état de préparation du raccordement au réseau, les délais d'obtention des permis et de recours, ainsi que la durée de construction typique selon le type de site. Lorsqu'un détail de projet manque publiquement, l'écart est traité en appliquant un délai de mise en service prudent dérivé des retours d'entretiens, puis révisé lors de la publication de nouvelles mises à jour de permis ou de raccordement.
Pour les prévisions, une analyse par scénarios est utilisée car le calendrier politique et les échéances d'appels d'offres peuvent modifier la trajectoire même si l'orientation à long terme reste positive. Les scénarios sont pilotés par des variables sur lesquelles les personnes interrogées tendent à s'accorder, comme le calendrier d'attribution des appels d'offres, les délais de la chaîne d'approvisionnement et les rythmes annuels de construction onshore, suivis d'un scénario de base correspondant au rythme d'exécution le plus probable.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats du modèle sont vérifiés par rapport à des signaux indépendants tels que les rapports nationaux de capacité installée, les ajouts annuels récents, et la question de savoir si les volumes de construction implicites semblent réalistes dans le contexte du réseau et des permis en Belgique. Si le modèle produit un bond qui ne peut être expliqué par une attribution d'appel d'offres connue, une étape de raccordement ou un lot de mise en service, les facteurs sont réexaminés et l'hypothèse est remise en question avant validation finale.
Chaque rapport est actualisé annuellement, et des mises à jour intermédiaires sont déclenchées en cas d'événement significatif tel qu'une attribution majeure d'appel d'offres, un changement réglementaire débloquant ou bloquant des projets, ou une annonce importante de mise hors service. Avant livraison, une dernière relecture par les analystes est effectuée afin que les chiffres reflètent les dernières mises à jour publiques et les retours primaires les plus récents.
Comparaison du dimensionnement du marché de l'énergie éolienne en Belgique par Mordor Intelligence avec d'autres estimations publiées
Les chiffres publiés sur l'énergie éolienne en Belgique ne correspondent souvent pas, car certaines sources rapportent la valeur du marché en USD, tandis que d'autres rapportent la capacité physique installée en gigawatts. Des différences apparaissent également lorsqu'une étude comptabilise l'ensemble de la chaîne de valeur éolienne et ses composants, tandis qu'une autre se concentre uniquement sur la capacité opérationnelle au sein du pays.
Certaines estimations externes intègrent les équipements, les tours, les pales et les services associés en tant que chiffre d'affaires, ce qui gonfle le chiffre par rapport à une vision fondée uniquement sur la capacité. Chez Mordor Intelligence, la taille du marché est suivie en tant que capacité éolienne installée en Belgique (GW), et les revenus issus des composants ou des énergies renouvelables au sens large sont exclus du total, afin que le chiffre reste lié à ce qui est mis en service.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes de la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 5,85 milliards USD (2025) | |
| Cabinet de conseil régional A | 1,80 milliard USD (2023) | Rapporté en termes de chiffre d'affaires et inclut généralement les composants et services de projet, ce qui le rend non directement comparable à une taille fondée sur la capacité exprimée en GW installés. |
| Revue spécialisée B | 5,59 milliards USD (2024) | Utilise souvent la dernière année de référence de capacité installée disponible et peut ne pas normaliser les rapports nets par rapport aux bruts ni le calendrier des mises à jour de mise en service de fin d'année, ce qui peut modifier le total indiqué. |
Le tableau montre que la majeure partie de l'écart provient du mélange entre des définitions fondées sur la valeur et des définitions fondées sur la capacité, ainsi que des choix de calendrier et de normalisation dans les instantanés annuels de capacité. En maintenant une unité cohérente et en reliant chaque année aux ajouts et retraits pouvant être recoupés, le résultat reste facile à suivre et à reproduire lors de l'arrivée de nouvelles mises à jour de projets.
Questions clés auxquelles répond le rapport
Quelle est la capacité éolienne installée en Belgique aujourd'hui et quelle sera-t-elle d'ici 2031 ?
La capacité a atteint 6,28 GW en 2026 et devrait progresser jusqu'à 8,9 GW d'ici 2031, impliquant un CAGR de 7,29 %.
Quelle initiative unique contribue le plus au futur développement offshore ?
La zone Princess Elisabeth de 3,5 GW, soutenue par des contrats pour différence bilatéraux et une île énergétique artificielle, constitue l'essentiel des nouveaux ajouts offshore.
Comment les contrats d'achat d'électricité d'entreprise influencent-ils les nouveaux projets ?
Les acheteurs pétrochimiques du corridor Anvers-Gand ont conclu plus de 1 100 GWh de contrats d'achat d'électricité annuels depuis 2024, offrant aux développeurs des revenus à long terme bancables.
Quelle mise à niveau du réseau est essentielle pour éviter le délestage des nouveaux parcs éoliens ?
Le corridor haute tension Ventilus d'Elia, d'un coût de 2,2 milliards d'EUR, prévu pour 2028-2029, acheminera 3,5 GW d'énergie offshore vers l'intérieur des terres et atténuera la congestion en Flandre.
Quelle classe de taille de turbines gagne les parts les plus rapides en Belgique ?
Les machines d'une puissance supérieure à 6 MW, menées par les Vestas V236-15 MW et Siemens Gamesa SG 14-236 DD, progressent à un CAGR de 15,17 % jusqu'en 2031.
Quels sont les acteurs clés façonnant la dynamique concurrentielle ?
Les développeurs internationaux tels qu'Ørsted, Engie, Parkwind-JERA, et les contractants DEME et Jan De Nul dominent les concessions offshore actuelles et à venir.
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