Taille et part du marché de l'énergie biomasse - Tendances de croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché mondial de l'énergie biomasse

Énergie renouvelable pilotable pour la flexibilité du réseau

Le marché de l'énergie biomasse bénéficie d'une production pouvant être planifiée indépendamment des conditions météorologiques. Une étude de 2025 réalisée pour la Renewable Energy Association a révélé que la biomasse pourrait fournir jusqu'à 5,5 GW de capacité ferme en Grande-Bretagne. Cela équivalait à 90 % de la capacité nucléaire opérationnelle du pays. L'étude a également révélé que la production éolienne est tombée en dessous de 11 % de la capacité nominale pendant des périodes de 6 heures ou plus à 30 reprises au cours de l'année jusqu'en mars 2024. Maintenir la capacité de biomasse disponible pourrait réduire les coûts du marché de capacité du Royaume-Uni de 900 millions GBP en 2028/29. L'Autriche, le Danemark, la Finlande, la Suède et l'Allemagne ont intégré la bioénergie flexible dans leurs trajectoires nationales de décarbonation pour remplacer les capacités de charbon pilotables en cours de retrait avant que suffisamment de stockage et d'autres capacités fermes ne soient disponibles^{[1]IEA Bioenergy Task 44, « Expectations on Flexible Bioenergy in Different Countries », IEA Bioenergy, ieabioenergy.com}.

Mandats de gestion des déchets et d'économie circulaire

Les réglementations sur les déchets rendent les déchets municipaux, les effluents agro-industriels et le fumier d'élevage plus précieux en tant que matières premières énergétiques. L'Association européenne du biogaz a signalé 36 milliards EUR d'engagements d'investissement dans le biométhane en 2026, contre 28 milliards EUR l'année précédente. Ces engagements visent une capacité de production annuelle de 9 milliards de mètres cubes d'ici 2030^{[2]European Biogas Association, « EBA Biomethane Investment Outlook 2026 », European Biogas Association, europeanbiogas.eu}. Les déchets organiques peuvent produire à la fois une solution d'élimination et une source de combustible. Cela peut réduire les coûts des matières premières pour les projets de digestion anaérobie par rapport aux projets utilisant des cultures énergétiques dédiées ou de la biomasse vierge. Le marché de l'énergie biomasse dispose donc d'une opportunité là où la politique de gestion des déchets, les systèmes de collecte locaux et la demande énergétique sont alignés.

Décarbonation de la cogénération industrielle

Les projets industriels de cogénération peuvent remplacer la chaleur fossile et l'électricité du réseau sur le même site. Valmet a commencé la livraison en décembre 2025 pour la conversion en cogénération de Zabrze de Fortum, d'une valeur de 85 millions EUR en Pologne. Le projet remplacera le charbon par de la biomasse forestière certifiée et devrait réduire les émissions annuelles de dioxyde de carbone de 280 000 tonnes^{[3]Valmet Oyj, « Valmet in Key Role to Decarbonize Fortum's Zabrze Combined Heat and Power Plant in Poland », Valmet Oyj, prnewswire.com}. Valmet a également reçu une commande en novembre 2025 pour une chaudière à lit fluidisé circulant à la papeterie Houli de Cheng Loong Corporation à Taïwan. L'entreprise a déclaré que l'installation réduira les émissions annuelles de dioxyde de carbone de 48 000 tonnes et créera le plus grand système de cogénération d'énergie biomasse de Taïwan. La cogénération biomasse peut servir les fabricants dont les besoins en chaleur de procédé restent difficiles à électrifier à grande échelle.

Reconversion des centrales à charbon par co-combustion de biomasse

La conversion charbon-biomasse peut utiliser les turbines, les connexions au réseau et les infrastructures de transport existantes. Cela peut réduire les besoins en capital par rapport à une nouvelle centrale électrique. En 2025, l'unité 2 de CHN Energy à la centrale électrique de Guangdong Qingyuan est devenue la première unité ultra-supercritique de 1 GW en Chine à atteindre un taux de substitution thermique de biomasse de 10 %. Le projet a résolu les problèmes de stockage, de pulvérisation et de convoyage associés aux matières premières de biomasse. En janvier 2026, erex et Vinacomin Power ont achevé un test de co-combustion à 30 % à la centrale électrique de Cao Ngan au Vietnam. Le résultat a dépassé l'objectif initial de 20 %, et les entreprises visent une co-combustion commerciale de 20 %–30 % dans les centrales à charbon vietnamiennes à partir de l'exercice 2026^{[4]erex Co., Ltd., « Completed Joint Test with Vietnam's Vinacomin Power Holdings », erex, erex.co.jp}. Ces projets développent la logistique des combustibles, la gestion des cendres et les pratiques opérationnelles qui pourraient soutenir des conversions complètes ultérieures.

Durabilité des matières premières et concurrence pour les terres

La certification des matières premières et la concurrence pour les terres restent des contraintes persistantes pour le marché de l'énergie biomasse. Le World Resources Institute a constaté que la demande de biomasse dans les secteurs de l'énergie, du carburant d'aviation et des produits chimiques industriels pourrait dépasser l'offre durable. Il a également constaté que les cultures énergétiques dédiées peuvent créer un risque de changement indirect d'affectation des terres lorsqu'elles déplacent des écosystèmes naturels. Le Centre commun de recherche de la Commission européenne a documenté les demandes concurrentes provenant des usages énergétiques, alimentaires et matériels de la biomasse dans l'Union européenne. Son rapport a mis l'accent sur une gouvernance qui donne la priorité aux usages en cascade à plus haute valeur ajoutée avant l'usage énergétique. Les développeurs ont de plus en plus besoin de chaînes d'approvisionnement traçables et d'une certification reconnue pour sécuriser les contrats d'achat à long terme et le financement.

Concurrence des coûts du solaire, de l'éolien et du stockage

La baisse des coûts du solaire, de l'éolien et des batteries exerce une pression sur les projets d'électricité à partir de biomasse qui dépendent de mécanismes de soutien. Cet effet est le plus fort là où les projets sont en concurrence principalement sur les prix de l'électricité livrée. Le Japon exclut les nouvelles centrales à biomasse ligneuse de 10 MW ou plus utilisant du bois ordinaire du soutien par tarif d'achat et prime d'achat à partir de l'exercice 2026. Les installations plus petites et les centrales utilisant des matières premières à base de déchets restent éligibles selon l'orientation politique décrite dans le projet de recherche fourni. Le marché de l'énergie biomasse peut répondre en se concentrant sur le soutien au réseau, la capture du carbone et la chaleur de procédé industriel. Ces services sont distincts de la production d'énergie intermittente et peuvent avoir des sources de valeur distinctes. Le dossier de projet qui en résulte dépend de la reconnaissance de ces services dans les contrats et les règles du marché.

*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 matière première : la biomasse solide en tête tandis que le biogaz prend de l'élan

La biomasse solide détenait 67,5 % de la part du marché de l'énergie biomasse en 2025. Sa position reflète les chaînes d'approvisionnement établies en granulés de bois, les actifs de combustion dédiés et les liens commerciaux entre l'Amérique du Nord et les pays baltes vers l'Europe et l'Asie. La biomasse liquide reste concentrée dans les milieux agro-industriels. La bagasse de canne à sucre du Brésil a contribué à la base de capacité bioénergétique du pays en 2024. La biomasse solide reste importante pour les grandes centrales avec des spécifications de combustible prévisibles. Sa position à long terme dépendra des pratiques forestières durables, de la certification et de la disponibilité des résidus.

Le biogaz devrait croître à un CAGR de 9,3 % jusqu'en 2031. Le marché de l'énergie biomasse en bénéficie là où les déchets municipaux, le fumier d'élevage et les effluents agro-industriels peuvent être utilisés comme matières premières locales. La capacité européenne de biométhane a atteint 8,2 milliards de mètres cubes par an à mi-2026. Le total rapporté était supérieur de plus de 1 milliard de mètres cubes à celui de l'année précédente, soutenu par 36 milliards EUR d'engagements d'investissement. Ces matières premières peuvent éviter les préoccupations liées à l'utilisation des terres associées aux cultures énergétiques dédiées. Cela donne aux projets à base de déchets une meilleure adéquation avec les cadres de durabilité émergents.

Par technologie : la combustion conserve son échelle tandis que la digestion anaérobie progresse

La combustion détenait 62,3 % de la part de revenus en 2025. Les chaudières à combustion directe et les systèmes à lit fluidisé circulant restent des options établies pour les installations de services publics et industrielles. Les systèmes de combustion peuvent utiliser des combustibles solides à grande échelle. La gazéification et la co-combustion font l'objet d'une attention croissante à mesure que les calendriers de retrait du charbon avancent. Ils peuvent réutiliser les turbines et les interconnexions au réseau sur les sites de centrales à charbon reconverties. Le gaz de décharge, la cogénération biomasse et d'autres voies de conversion servent des flux de déchets localisés et des besoins énergétiques spécifiques.

La digestion anaérobie devrait croître à un CAGR de 8,1 % jusqu'en 2031. Le marché de l'énergie biomasse peut utiliser cette technologie là où les obligations d'élimination des déchets et les politiques de contrôle du méthane créent une disponibilité régulière de matières premières. Une étude évaluée par des pairs en 2025 a évalué la digestion anaérobie des résidus agricoles en Asie du Sud-Est. Elle a identifié l'Indonésie, la Malaisie et le Vietnam comme des sites prioritaires selon son modèle économique. Les projets de digestion anaérobie peuvent percevoir des redevances de traitement des déchets ainsi que des revenus provenant des ventes d'électricité. Cela réduit la dépendance à une seule source de revenus. Cela peut également rendre les projets plus attractifs pour les investisseurs en infrastructures.

Par capacité : les grandes centrales assurent l'échelle tandis que les plus petites se développent

Les centrales de plus de 100 MW représentaient 31,7 % de la taille du marché de l'énergie biomasse en 2025. Ces actifs servent souvent les réseaux nationaux et les grands systèmes industriels. La centrale de Drax a produit 15 TWh à partir de ses 4 unités biomasse en 2025. Elle a fourni 2,6 GW de capacité pilotable au cours de l'année. La tranche 50–100 MW soutient les services publics régionaux, notamment là où le chauffage urbain fournit une demande stable. La tranche 10–50 MW est pertinente pour les zones industrielles en Asie du Sud et du Sud-Est.

Le segment 1–10 MW devrait croître à un CAGR de 7,5 % jusqu'en 2031. Dans cette partie du marché de l'énergie biomasse, les acheteurs commerciaux et de l'industrie légère utilisent ces systèmes pour gérer les tarifs de réseau et fournir de la chaleur. Les installations de moins de 1 MW peuvent soutenir l'accès à l'électricité en milieu rural en Afrique subsaharienne et en Asie du Sud. Un consortium dirigé par Kansai Electric Power a annoncé une installation de biomasse ligneuse de 7,1 MW à Tochigi, au Japon, en décembre 2025. Le projet est destiné à approvisionner Tokyo Metro via un accord d'achat d'énergie virtuel. L'arrangement montre comment les acheteurs d'entreprise peuvent soutenir des projets plus petits grâce à de nouvelles structures d'achat. Il relie également le développement de projets à l'approvisionnement en énergie propre des entreprises.

Par application : l'échelle des services publics reste centrale tandis que la demande commerciale augmente

La production d'électricité à l'échelle des services publics détenait 58,4 % du marché de l'énergie biomasse en 2025. Au sein du marché de l'énergie biomasse, les grandes centrales soutiennent la fiabilité du réseau en Europe, en Asie-Pacifique et en Amérique du Nord. Elles peuvent fournir de la production pendant les périodes où la production d'énergie renouvelable variable est faible. Les utilisateurs industriels comprennent les papeteries, les usines chimiques, les sucreries et les cimenteries. Ces utilisateurs peuvent combiner l'approvisionnement en chaleur et en électricité via des systèmes de cogénération. Le chauffage résidentiel en Europe du Nord et centrale contribue également à la demande régionale de matières premières de biomasse.

Le segment commercial devrait croître à un CAGR de 7,1 % jusqu'en 2031. Le marché de l'énergie biomasse gagne en demande commerciale de la part des hôpitaux, des universités et des campus de centres de données à la recherche d'une énergie bas carbone continue. Nippon Steel Engineering a commercialisé un arrangement d'approvisionnement en cogénération biomasse pour les sites du groupe Shin-Etsu Chemical en Thaïlande en février 2025. Le projet a été développé dans le cadre du mécanisme de crédit conjoint du Japon. Ce modèle associe les engagements de décarbonation des entreprises à un approvisionnement énergétique localisé. Il élargit également la demande au-delà des achats des services publics. Les acheteurs commerciaux peuvent valoriser à la fois la fiabilité et la fourniture de chaleur sur site.

Analyse géographique

L'Asie-Pacifique détenait 39,2 % de la part du marché de l'énergie biomasse en 2025 et devrait croître à un CAGR de 7,9 % jusqu'en 2031. La capacité installée de bioénergie de la Chine était de 47,4 GW. Les nouvelles additions ont ralenti à 200 MW en 2025 contre 2,3 GW en 2021, selon le projet de recherche fourni. Le Japon a mis en service 2 centrales de 50 MW en 2025 et dispose de capacités supplémentaires planifiées. La capacité installée de bioénergie de l'Inde a atteint 11,58 GW au cours de l'exercice 2025. L'Inde disposait également d'un excédent de biomasse estimé à 295 millions de tonnes au cours de l'exercice 2025, soutenant une large base de ressources potentielles.

L'Europe restructure son marché de l'énergie biomasse vers la cogénération, le biométhane et la capture du carbone plutôt que vers l'électricité biomasse autonome. La législation DDADUE de décembre 2025 en France a transposé des parties du cadre RED III de l'Union européenne. La législation retire le soutien public à certaines installations de biomasse produisant uniquement de l'électricité à partir de mi-2026. La Pologne attire des investissements grâce aux conversions en cogénération à Zabrze et Częstochowa et à l'expansion de la logistique de biomasse à Polaniec. Une revue académique de 2025 a rapporté que la bioénergie représentait 14 % de l'approvisionnement énergétique total de l'Europe et 60 % de son mix d'énergies renouvelables. Le changement favorise les projets qui apportent de la chaleur, de la gestion des déchets ou des avantages carbone en plus de l'électricité.

L'Amérique du Nord et l'Amérique du Sud offrent au marché de l'énergie biomasse des bases de ressources en résidus forestiers et en bagasse de canne à sucre. Le Canada dispose de plus de 2 000 MW d'énergie biomasse à base de résidus forestiers, selon le projet de recherche fourni. Le Brésil disposait de 18 GW de capacité bioénergétique, principalement issue de la cogénération à base de bagasse de canne à sucre, en 2024. L'intérêt pour la bioénergie avec capture et stockage du carbone est croissant aux États-Unis. En Afrique de l'Ouest, l'unité 2 du projet Biovéa de 46 MW en Côte d'Ivoire a commencé son exploitation commerciale en juillet 2026. L'installation utilise des pétioles de palmier et des coques de noix et devrait générer 348 millions de kWh annuellement. Le Maroc, l'Afrique du Sud et l'Égypte sont identifiés dans le projet de recherche fourni comme de potentiels prochains sites de développement.