Taille et parts du marché de l'énergie éolienne offshore flottante
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Volume du Marché (2026) | 0.54 gigawatt |
| Volume du Marché (2031) | 4.13 gigawatt |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 50.08% CAGR |
| Marché à la Croissance la Plus Rapide | Asie-Pacifique |
| Plus Grand Marché | Europe |
| Concentration du Marché | Faible |
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 offshore flottante par Mordor Intelligence
La taille du marché de l'énergie éolienne offshore flottante en termes de base installée devrait s'étendre de 0,4 gigawatt en 2025 et 0,54 gigawatt en 2026 à 4,13 gigawatts d'ici 2031, enregistrant un TCAC de 50,08 % entre 2026 et 2031.
Cette croissance provient de la transition vers des zones en eaux profondes qui détiennent environ 80 % du potentiel mondial de l'éolien offshore, ainsi que du redimensionnement continu des turbines qui réduit le coût nivelé de l'énergie. Les profondeurs transitionnelles de 30 à 60 m dominent encore les installations, mais les sites ultra-profonds au-delà de 60 m s'accélèrent à mesure que les régulateurs ouvrent des concessions au large de la Californie, du Japon et de la Corée du Sud. Les plateformes semi-submersibles maintiennent leur avance car elles conviennent à la fabrication modulaire, tandis que les concepts de spar-bouée progressent rapidement à mesure que les chantiers navals asiatiques perfectionnent les coques à forte intensité d'acier pour les conditions de typhon. Les réformes des contrats pour différence (CfD) au Royaume-Uni et en France améliorent la bancabilité, et les feuilles de route nationales sur l'hydrogène renforcent la certitude des revenus en associant les ventes d'électricité à des contrats d'achat d'hydrogène vert. Dans le même temps, les pénuries de navires d'installation et les problèmes de fiabilité des câbles dynamiques exercent une pression sur les calendriers et les marges à court terme.
Principaux enseignements du rapport
- Par profondeur d'eau, les profondeurs transitionnelles ont capturé 54,1 % de part en 2025 ; les zones en eaux profondes au-delà de 60 m devraient afficher un TCAC de 58,2 % jusqu'en 2031.
- Par type de plateforme, les semi-submersibles détenaient 55,8 % de la part de marché de l'énergie éolienne offshore flottante en 2025, tandis que les conceptions de spar-bouée progressent à un TCAC de 55,3 % jusqu'en 2031.
- Par classe de turbine, les machines de 5 à 10 MW représentaient 52,9 % du marché de l'énergie éolienne offshore flottante en 2025 ; les unités de plus de 15 MW progressent à un TCAC de 56,1 % jusqu'en 2031.
- Par stade d'application, les pilotes pré-commerciaux dominaient 65,3 % de la capacité en 2025, tandis que les parcs utilitaires commerciaux à grande échelle sont positionnés pour un TCAC de 61,5 % jusqu'en 2031.
- Par géographie, l'Europe a conservé 53,6 % de la capacité en 2025 ; l'Asie-Pacifique est la région la plus rapide, avec un TCAC de 53,3 % vers 2031.
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 mondial de l'énergie éolienne offshore flottante
Analyse de l'impact des moteurs*
| Moteur | (~) % d'impact sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Croissance des attributions de concessions dans les zones en eaux profondes des États-Unis et de l'APAC | 8.5% | Amérique du Nord (Californie, Oregon, Golfe du Mexique), Asie-Pacifique (Japon, Corée du Sud, Taïwan, Chine) | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Redimensionnement rapide des turbines vers la classe 15-20 MW réduisant le coût nivelé de l'énergie | 9.2% | Mondial, avec adoption précoce en Europe (Royaume-Uni, Norvège) et en Asie-Pacifique (Chine, Japon) | Court terme (≤ 2 ans) |
| Reconversions de plateformes pétrolières et gazières débloquant la chaîne d'approvisionnement du Golfe du Mexique | 6.8% | Amérique du Nord (Golfe du Mexique), avec des retombées au Brésil et en Afrique de l'Ouest | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Réforme des CfD de l'UE et du Royaume-Uni améliorant la bancabilité | 7.5% | Europe (Royaume-Uni, France, Espagne, Italie, pays nordiques) | Court terme (≤ 2 ans) |
| Feuilles de route nationales sur l'hydrogène créant une demande de co-implantation | 5.3% | Europe (Allemagne, Pays-Bas, Norvège), Asie-Pacifique (Japon, Corée du Sud, Australie) | Long terme (≥ 4 ans) |
| Développement de navires câbliers asiatiques raccourcissant les calendriers d'installation | 4.9% | Cœur de l'Asie-Pacifique (Chine, Japon, Corée du Sud), avec des retombées en Asie du Sud-Est | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Croissance des attributions de concessions dans les zones en eaux profondes des États-Unis et de l'APAC
L'attribution par le Bureau de gestion de l'énergie océanique de 4,6 GW de concessions au large de la Californie et de l'Oregon en 2024 a orienté les investissements vers des systèmes d'amarrage capables de résister à des profondeurs de 1 200 m et à des charges sismiques. Le ministère de l'Économie, du Commerce et de l'Industrie du Japon a suivi avec 1,8 GW de zones du deuxième appel d'offres imposant une conception résistante aux typhons et des règles de contenu local à 40 %.[1]Ministère de l'Économie, du Commerce et de l'Industrie, "Résultats du deuxième appel d'offres pour l'éolien offshore," meti.go.jp Le 8e plan d'approvisionnement en électricité de la Corée du Sud fixe un objectif de 6 GW flottant pour 2030, orientant les capitaux vers Ulsan et Jeju, où des profondeurs de 150 m excluent les monopieux. L'allocation taïwanaise de 2026 réserve 3 GW aux projets flottants, incitant aux pilotes à lignes de tension. Les attributions de concessions réduisent le risque d'autorisation, mais la file d'attente d'interconnexion de la Californie s'étend jusqu'en 2029 en raison de la congestion autour des sous-stations de Moss Landing et de Diablo Canyon.
Redimensionnement rapide des turbines vers la classe 15-20 MW réduisant le coût nivelé de l'énergie
La production en série des turbines SG 14-236 DD de 15 MW de Siemens Gamesa et V236-15 MW de Vestas a débuté en 2025, chacune réduisant les coûts de fondation pour des projets de 1 GW de près de moitié et diminuant les dépenses d'équilibre de centrale de 180 millions USD. La variante Haliade-X de 14 MW de GE Vernova, optimisée pour les régimes de faible vent, élargit les zones de concession viables dans l'État de New York. MingYang et Goldwind ont atteint des prototypes de 16 MW, validant les pales en deux parties, le transport ferroviaire et les intervalles de maintenance prolongés. Le coût d'investissement par mégawatt installé évolue de 4,2 millions USD en 2024 vers 3,1 millions USD d'ici 2028.
Reconversions de plateformes pétrolières et gazières débloquant la chaîne d'approvisionnement du Golfe du Mexique
Le plan de déclassement Vito de Shell réaffecte une structure à lignes de tension pour 200 MW de turbines flottantes à 150 km au sud de la Louisiane, en tirant parti des câbles d'exportation existants et des quartiers d'équipage pour réduire les coûts en champ vierge de 35 %. TotalEnergies et Aker Solutions évaluent 12 plates-formes semi-submersibles pour des reconversions éoliennes, activant des chantiers de fabrication dormants à Brownsville et Corpus Christi. Le Département de l'énergie des États-Unis a alloué 50 millions USD pour démontrer l'interopérabilité des systèmes d'amarrage, dans le but d'affréter des barges de pose de canalisations inactives et d'atténuer les contraintes liées aux navires.
Réforme des CfD de l'UE et du Royaume-Uni améliorant la bancabilité
Le sixième cycle d'allocation au Royaume-Uni a introduit des prix d'exercice indexés sur l'inflation de 176 GBP/MWh, ce qui réduit les ratios de couverture du service de la dette et attire les fonds de pension. La Commission de régulation de l'énergie française a attribué des CfD de 15 ans à 120 EUR/MWh pour le parc du Golfe du Lion, offrant des primes de contenu local. L'Espagne a prolongé les durées des contrats à 25 ans, équilibrant des tarifs plus bas avec des flux de trésorerie plus longs. L'Italie a adopté un tarif bidirectionnel qui protège les développeurs lorsque les prix marchands baissent, tandis qu'Equinor a sécurisé un contrat d'achat d'entreprise de 25 ans pour Hywind Tampen avec Norsk Hydro.
Analyse de l'impact des freins*
| Frein | (~) % d'impact sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Pénurie de navires WTIV et FIV entraînant des taux journaliers supérieurs à 450 000 USD | -3.8% | Mondial, aigu en Asie-Pacifique et en Amérique du Nord | Court terme (≤ 2 ans) |
| Défaillances de câbles dynamiques haute tension dans les pilotes à 50-100 m de profondeur | -2.9% | Europe (mer du Nord, mer Celtique), Asie-Pacifique (Japon, Taïwan) | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Contraintes liées aux baleines franches de l'ESA en Californie ralentissant les permis du BOEM | -1.6% | Amérique du Nord (Californie, Oregon) | Moyen terme (2 à 4 ans) |
| Volatilité du prix au comptant de l'acier (> 950 USD/t) perturbant les chantiers de flotteurs | -3.2% | Mondial, avec un impact aigu en Asie-Pacifique et en Europe | Court terme (≤ 2 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Pénurie de navires WTIV et FIV entraînant des taux journaliers supérieurs à 450 000 USD
Seuls 23 navires d'installation de turbines éoliennes (WTIV) peuvent gérer des machines de 15 MW en 2025, alors que 47 GW de projets nécessitent des opérations de levage jusqu'en 2028. Alors que le taux d'utilisation dépasse 95 %, les prix d'affrètement ont atteint 485 000 USD par jour, retardant le parc de Morro Bay en Californie de deux ans et portant la facture de navires d'un projet de 500 MW à 87 millions USD.[2]Bureau de gestion de l'énergie océanique, "Concessions éoliennes offshore en Californie : examen ESA," boem.gov Les chantiers navals construisent 14 nouveaux WTIV pour une livraison en 2026-27, mais le soulagement de l'offre avant 2027 reste limité.
Défaillances de câbles dynamiques haute tension dans les pilotes à 50-100 m de profondeur
Le parc de Kincardine en Écosse a subi une panne de six mois en 2024 après que des violations du rayon de courbure ont endommagé des câbles de 66 kV lors d'événements de vagues de 12 m. Les normes révisées IEC 61400-3-2 imposent désormais des marges de fatigue plus strictes, et les assureurs exigent une redondance ainsi qu'une surveillance des contraintes. Le câble à armure hélicoïdale de Prysmian, lancé en 2025, répond à ces critères mais coûte 2,8 millions EUR par km, ajoutant 90 millions USD à un projet de 1 GW.
*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 profondeur d'eau : les zones profondes redéfinissent l'économie des concessions
Les profondeurs transitionnelles de 30 à 60 m représentaient 54,1 % des installations mondiales en 2025, principalement autour de la mer du Nord, où les ancres gravitaires hybrides réduisent les coûts d'amarrage. Les sites en eaux profondes au-delà de 60 m sont en passe d'atteindre un TCAC de 58,2 %, débloquant le vaste potentiel technique au large de la Californie, du Japon et de la Norvège. La taille du marché de l'énergie éolienne offshore flottante pour le segment des eaux profondes devrait atteindre 2 900 MW d'ici 2031. La zone de Morro Bay en Californie illustre l'économie : les ancres à aspiration conçues pour des profondeurs de 1 000 m portent les dépenses d'investissement à 4,1 millions USD par MW, mais l'accès à 25 GW de ressources éoliennes compense cette prime. Les concessions Goto au Japon et les sites d'Ulsan en Corée du Sud confirment une économie similaire liée à la profondeur.
Les eaux peu profondes de moins de 30 m n'ont capturé que des activités de démonstration. Plusieurs pilotes européens ont utilisé des eaux calmes pour tester le comportement des plateformes avant de passer à des mers plus difficiles. Pendant ce temps, l'adoption en eaux profondes repose sur l'innovation en matière d'amarrage, comme l'ancre à aspiration STEVMANTA de Vryhof, qui réduit le nombre d'ancres de quatre à trois et réduit le temps d'installation de 25 %.
Par type de plateforme flottante : les semi-submersibles dominent, les spar-bouées progressent
Les semi-submersibles ont contribué à 55,8 % de la capacité de 2025, grâce à la fabrication modulaire et à la compatibilité avec les turbines de 15 à 20 MW. La plateforme WindFloat de Principle Power peut être remorquée depuis les quais avec seulement 4 m de tirant d'eau, puis lestée sur place.[3]Principle Power, "Mise à jour des performances de WindFloat Atlantic 2025," principlepower.com Les spar-bouées affichent la progression la plus rapide avec un TCAC de 55,3 % à mesure que les chantiers navals asiatiques emploient le laminage d'acier à grand volume et démontrent une remarquable stabilité en tangage dans les mers de typhon. La part de marché de l'énergie éolienne offshore flottante des spar-bouées devrait donc s'étendre fortement jusqu'en 2031.
Les plateformes à lignes de tension détiennent une part de niche de 12 %, apparaissant là où l'argile ferme du fond marin permet des attaches verticales qui minimisent le pilonnement. Les concepts de barges hybrides comme le bassin amortisseur de BW Ideol ou le duo TwinWind d'Hexicon visent à réduire les coûts d'ancrage en partageant les amarrages, mais restent à l'échelle pilote.
Par capacité de turbine : les machines de classe gigawatt remodèlent l'économie
Les turbines de 5 à 10 MW représentaient encore 52,9 % des déploiements de 2025, mais la production en série d'unités de 15 à 16 MW fait pencher l'économie de manière décisive. La taille du marché de l'énergie éolienne offshore flottante pour les machines de plus de 15 MW devrait s'étendre à un TCAC de 56,1 %, aidée par les produits SG 14-236 DD de Siemens Gamesa et V236-15,0 MW de Vestas. Un parc de 1 GW nécessite désormais 63 turbines au lieu de 125, réduisant les longueurs de câbles de 40 %. Le rotor à entraînement direct de 16 MW de Goldwind réduit la maintenance de la boîte de vitesses et prolonge les intervalles de maintenance à 18 mois.
Les turbines plus petites restent configurées pour les anciens pilotes et les régions contraintes par les typhons. La plateforme 8 MW de Doosan continue de servir les démonstrations sud-coréennes, mais sa variante annoncée de 12 MW montre la convergence vers les normes de dimensionnement mondiales.
Par stade d'application : les pilotes cèdent la place aux parcs à grande échelle
Les pilotes occupaient 65,3 % de la capacité installée en 2025, pratiquement tous financés par des subventions de démonstration ou des tarifs transitionnels. Les parcs à grande échelle alignent désormais leur financement à mesure que les réformes des CfD ramènent le coût moyen pondéré du capital à 6,2 % et que les assureurs proposent des primes de 1,8 % du coût installé. La taille du marché de l'énergie éolienne offshore flottante pour les projets à grande échelle devrait dépasser la capacité pilote en 2028.
Les projets hybrides éolien-vers-hydrogène représentent déjà 8 % des déploiements. Les pilotes AquaVentus en Allemagne et Fukushima Forward au Japon confirment que l'association de l'éolien avec des électrolyseurs augmente les rendements des fonds propres de 150 points de base, bien que le coût d'investissement des électrolyseurs de 800 USD/kW pèse encore sur la scalabilité.
Analyse géographique
L'Europe a maintenu 53,6 % des installations en 2025, soutenue par les concessions ScotWind du Royaume-Uni, l'appel d'offres du Golfe du Lion en France et les programmes de décarbonation des plateformes pétrolières en Norvège. La taille du marché de l'énergie éolienne offshore flottante en Europe devrait dépasser 2 000 MW d'ici 2031. La politique du Royaume-Uni impose 25 % de contenu local, incitant à des mises à niveau portuaires à Aberdeen et Inverness et soutenant la fabrication de semi-submersibles.[4]Crown Estate Scotland, "Résultats du cycle de concessions ScotWind," crownestatescotland.com Les CfD de 15 ans de la France à 120 EUR/MWh et les déploiements de barges en Méditerranée offrent des revenus prévisibles et des travaux de chantier régionaux. L'Espagne, l'Italie et les nations nordiques suivent avec des allocations plus modestes mais en rapide évolution qui intègrent une co-utilisation aquacole ou de dessalement.
L'Asie-Pacifique affiche la trajectoire de croissance la plus forte avec un TCAC de 53,3 %. Les provinces chinoises du Guangdong et du Fujian visent 5 GW dans le cadre du 14e plan quinquennal, déployant des turbines de 16 MW de MingYang et Goldwind. Les concessions du deuxième appel d'offres japonais de 1,8 GW incluent une synthèse obligatoire d'ammoniac vert, tandis que la ville hydrogène d'Ulsan en Corée du Sud connecte 500 MW d'éolien à 200 MW d'électrolyseurs à membrane échangeuse de protons. Le cycle taïwanais de 2026 réserve 3 GW aux projets flottants avec 60 % de contenu local pour développer des fournisseurs nationaux de câbles et d'amarrages.
L'Amérique du Nord a sécurisé 4,6 GW de concessions au large de la Californie et de l'Oregon, mais les consultations au titre de la loi sur les espèces en voie de disparition pour la baleine franche du Pacifique Nord prolongent les autorisations de 18 mois. Les développeurs financent désormais la surveillance acoustique passive et des restrictions de travail saisonnières, repoussant la première production d'électricité à 2030. Pendant ce temps, les reconversions de plateformes dans le Golfe du Mexique exploitent des plates-formes inactives et une infrastructure sous-marine établie pour réduire les dépenses d'investissement de 35 %. L'Amérique du Sud et le Moyen-Orient et l'Afrique restent naissants. Petrobras étudie une reconversion de 150 MW au large de Rio de Janeiro, et les Émirats arabes unis évaluent 200 MW près d'Abou Dhabi pour l'exportation d'hydrogène vert.
Paysage réglementaire
Le soutien réglementaire à l'éolien flottant en mer se traduit de plus en plus par des réformes de l'autorisation, des mises à jour des règles d'enchères et des garanties environnementales qui affectent la bancabilité et les calendriers. Aux États-Unis, le Département de l'Intérieur a mis à jour la réglementation fédérale sur les énergies renouvelables en mai 2024 (via le BOEM), avec notamment la suppression de certaines exigences relatives aux bouées météorologiques et l'établissement d'un calendrier public de location d'énergies renouvelables. Les approbations de projets continuent de suivre la voie du National Environmental Policy Act (NEPA), incluant les déclarations d'impact environnemental et les décisions finales (Records of Decision).
Au Royaume-Uni, la politique des Contracts for Difference a intégré des exigences non tarifaires via les Contracts for Difference (Sustainable Industry Rewards) Regulations 2024, qui ont remplacé les Supply Chain Plans par les Sustainable Industry Rewards pour les cycles d'attribution 7 à 9. En 2026, le Royaume-Uni a renforcé le cadre d'autorisation environnementale pour l'éolien en mer via les Conservation of Habitats and Species (Offshore Wind) (Amendment etc.) Regulations 2026, entrées en vigueur le 21 mai 2026, offrant une base plus claire pour les mesures compensatoires en cas d'effets négatifs identifiés. Par ailleurs, l'Outer Dowsing Offshore Wind Farm Order 2026 est entré en vigueur en mars 2026, reflétant l'usage continu d'instruments d'autorisation de développement pour faire avancer des projets majeurs. En dehors de l'Europe et des États-Unis, de nouveaux cadres se forment également dans les provinces atlantiques émergentes, la Nouvelle-Écosse ayant accordé la sanction royale au Powering the Offshore Act (Bill 149) en octobre 2025 afin d'établir un cadre législatif pour l'énergie renouvelable en mer.
Analyse de la chaîne de valeur
La chaîne de valeur de l'éolien flottant en mer s'étend de l'identification des sites et de la location jusqu'au développement de projet et à l'obtention des autorisations, suivis de l'ingénierie et de l'approvisionnement en turbines, flotteurs, systèmes d'amarrage, ancres, câbles dynamiques et sous-stations. Elle couvre également la fabrication et l'assemblage, souvent répartis sur plusieurs chantiers et ports, puis le remorquage, le raccordement en mer, la mise en service et la maintenance à long terme, soutenue par une logistique maritime spécialisée. L'activité industrielle se concentre de plus en plus sur la fabrication modulaire de sous-blocs et l'intégration à quai pour gérer de grands flotteurs et des turbines de classe 15 MW, les ports constituant une contrainte de débit clé, la profondeur des chenaux, les surfaces d'assemblage et la capacité portante des quais déterminant les stratégies d'assemblage possibles.
Les goulets d'étranglement se concentrent sur l'installation et la logistique maritime. Le marché fait face à une pénurie de navires de levage lourd et de construction en mer capables de gérer des équipements de 14-15 MW et plus, ainsi que des tâches spécialisées liées à l'éolien flottant, tandis que les délais de développement portuaire de 4 à 10 ans peuvent créer un décalage temporel avec les déploiements à échelle commerciale. Les évolutions récentes du secteur montrent également que la constitution de la chaîne de valeur s'étend à de nouvelles géographies, avec davantage d'expérience opérationnelle : Kansai Electric Power Co., Inc. a annoncé l'exploitation commerciale du parc éolien flottant de Goto en janvier 2026 (premier parc éolien flottant commercial du Japon, 16,8 MW), et Simply Blue Group et Archirodon ont lancé la coentreprise ArcoBlue en avril 2026 pour développer l'éolien flottant en Grèce. Ces étapes traduisent un recours plus fréquent aux partenariats développeur-EPC pour accéder aux autorisations, à la construction maritime et aux réseaux de fournisseurs locaux.
Paysage concurrentiel
Le secteur présente une concentration modérée. Les cinq plus grands fabricants de turbines, Siemens Gamesa, Vestas, GE Vernova, MingYang et Goldwind, fournissent 68 % de l'approvisionnement en nacelles, tandis que les détenteurs de propriété intellectuelle sur les plateformes, Principle Power, BW Ideol, Aker Solutions et Hexicon, concèdent sous licence des conceptions que les chantiers régionaux fabriquent. Les développeurs ayant une expérience dans le pétrole et le gaz, tels qu'Equinor, TotalEnergies, Shell et Ørsted, exploitent leur savoir-faire en ingénierie sous-marine pour défendre leurs marges. Les acteurs chinois émergents compriment les coûts grâce à l'intégration verticale, exerçant une pression sur les prix des équipementiers européens.
La concurrence technologique se concentre sur les amarrages et les câbles dynamiques. L'ancre à aspiration STEVMANTA de Vryhof réduit le nombre d'ancres, réduisant le coût d'équilibre de centrale d'un parc de 1 GW de 40 millions USD. Le câble à armure hélicoïdale 66 kV de Prysmian atténue la fatigue mais augmente les dépenses d'investissement. Les accords stratégiques de 2025 comprennent l'engagement de 9,2 milliards USD d'Equinor et RWE pour 3 GW à Morro Bay et le partenariat de 4,5 milliards USD d'Ocean Winds avec Copenhagen Infrastructure Partners pour 2,5 GW en Écosse, chacun tirant parti de tarifs indexés et de la dette de la Banque européenne d'investissement pour boucler le financement.
Les dépôts de brevets sous la classification WIPO IPC F03D13/25 ont augmenté de 42 % en 2024, menés par les schémas d'amarrage partagé d'Equinor et la barge à double turbine d'Hexicon, suggérant une rivalité en matière de propriété intellectuelle qui s'intensifie. Les pénuries dans la chaîne d'approvisionnement persistent, notamment la disponibilité des WTIV et des grues de levage lourd, mais 14 unités actuellement en construction dans des chantiers navals coréens et chinois devraient être mises en service entre 2026 et 2027 pour atténuer les goulots d'étranglement.
Leaders du secteur de l'énergie éolienne offshore flottante
General Electric Company
Vestas Wind Systems A/S
Siemens Gamesa Renewable Energy, S.A
BW Ideol AS
Equinor ASA
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
En 2026, les preuves commerciales élargissent l'ensemble des opportunités adressables au-delà des projets pilotes, en particulier là où les gouvernements combinent enchères ou appels d'offres avec des cadres plus clairs pour l'autorisation et la planification des réseaux. Le Japon a ajouté une référence opérationnelle avec l'entrée en exploitation commerciale du projet Goto de 16,8 MW en janvier 2026. La France a également fait avancer sa montée en puissance opérationnelle, Ocean Winds ayant démarré la production d'électricité du projet flottant EFGL de 30 MW en mai 2026 et atteint la pleine puissance en juillet 2026. Ces jalons renforcent l'argument en faveur de packages EPC et O&M reproductibles, incluant les câbles dynamiques, les systèmes d'amarrage, la logistique de remorquage et les opérations maritimes, et favorisent des approches contractuelles et d'assurance plus standardisées pour les parcs évoluant vers des profondeurs de 50 à 100 m, où la fatigue et la fiabilité restent centrales.
Un deuxième axe d'opportunité concerne l'alignement des politiques et des infrastructures, articulé autour d'une planification partagée des bassins maritimes et d'un zonage explicite pour les eaux plus profondes. En janvier 2026, le North Sea Summit a lancé un Joint Offshore Wind Investment Pact axé sur des cadres coordonnés et les infrastructures de réseau. Les Pays-Bas ont également publié un Development Framework en janvier 2026 incluant des zones dédiées à l'éolien flottant, tout en lançant simultanément un appel d'offres de subvention pour l'éolien en mer de 1 GW après réaffectation budgétaire. Sur le plan technologique et de la réduction des coûts, le National Offshore Wind Research & Development Consortium (NOWRDC) a publié la Roadmap 5.0 en février 2026, donnant la priorité à l'innovation en matière d'installation et à la réduction du LCOE. Cela crée un espace pour les fournisseurs capables de réduire les risques liés aux séquences d'installation, d'améliorer la surveillance des câbles dynamiques et la résistance à la fatigue, et d'étendre l'industrialisation portuaire pour les grandes sous-structures flottantes.
Développements récents du secteur
- Juillet 2026 : Ocean Winds a atteint la pleine puissance sur le projet éolien flottant en mer Éoliennes Flottantes du Golfe du Lion (EFGL) de 30 MW en France. Le passage de la production initiale à la pleine puissance renforce la bancabilité des futurs projets flottants en démontrant la mise en service, l'exploitation et les performances d'intégration au réseau à l'échelle d'un pilote commercial.
- Novembre 2025 : The Crown Estate a sélectionné Ocean Winds pour l'attribution directe d'un troisième site éolien flottant en mer dans la mer Celtique, d'une capacité de 1 500 MW. Cette attribution élargit le portefeuille de projets d'Ocean Winds et renforce la position de la mer Celtique comme bassin central pour les investissements de la chaîne d'approvisionnement, tels que la modernisation des ports, la capacité d'assemblage des flotteurs et la préparation des systèmes d'amarrage et de câbles.
- Décembre 2024 : Ocean Winds et la Banque des Territoires ont remporté le projet Éoliennes Flottantes d'Occitanie de 250 MW en mer Méditerranée française dans le cadre de l'appel d'offres AO6. Cette victoire ajoute une nouvelle filière de développement à grande échelle sur un marché recourant à des approvisionnements adossés à des contrats, consolidant les engagements antérieurs des fournisseurs en matière de flotteurs, de câbles dynamiques et de planification de l'installation en mer.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Ce marché est défini comme les projets d'énergie éolienne flottante en mer où les turbines éoliennes sont montées sur des plateformes flottantes et raccordées au réseau, la taille du marché étant principalement mesurée en capacité mise en service ou installée, en MW ou GW.
Exclusions de périmètre : l'éolien en mer posé sur le fond, les installations proches du littoral et les unités de démonstration non raccordées au réseau sont exclues du dimensionnement.
Aperçu de la segmentation
- Par profondeur d'eau
- Peu profonde (jusqu'à 30 m)
- Transitionnelle (30 à 60 m)
- Profonde (au-delà de 60 m)
- Par type de plateforme flottante
- Semi-submersible
- Spar-bouée
- Plateforme à lignes de tension (TLP)
- Barge et concepts hybrides
- Par capacité de turbine
- Jusqu'à 5 MW
- 5 à 10 MW
- 11 à 15 MW
- Au-dessus de 15 MW
- Par stade d'application
- Pilote pré-commercial
- Utilitaire commercial à grande échelle
- Hybride éolien-vers-X (hydrogène, dessalement)
- Par géographie
- Amérique du Nord
- États-Unis
- Reste de l'Amérique du Nord
- Europe
- France
- Royaume-Uni
- Espagne
- Pays nordiques
- Italie
- Reste de l'Europe
- Asie-Pacifique
- Chine
- Japon
- Corée du Sud
- Reste de l'Asie-Pacifique
- Amérique du Sud
- Brésil
- Argentine
- Reste de l'Amérique du Sud
- Moyen-Orient et Afrique
- Émirats arabes unis
- Arabie saoudite
- Afrique du Sud
- Reste du Moyen-Orient et de l'Afrique
- Amérique du Nord
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
Le travail documentaire a servi à établir la base factuelle du pipeline de l'éolien flottant en mer, et à maintenir le modèle ancré dans des signaux réels liés à l'énergie et aux autorisations. Nous nous référons généralement à des sources publiques telles que l'Agence internationale de l'énergie (AIE), l'IRENA, le Global Wind Energy Council (GWEC), ainsi que les régulateurs nationaux de l'énergie et les gestionnaires de réseau qui publient des mises à jour sur la capacité et le raccordement. Pour l'Europe et les États-Unis, les données de planification et de location provenant des agences de l'énergie en mer, ainsi que les outils de suivi des autorisations et les annonces des autorités portuaires, aident à confirmer ce qui peut passer de l'étape pré-FID à la construction.
Nous examinons également les rapports annuels des entreprises, les présentations aux investisseurs, les communiqués de presse et les pages de projets des développeurs afin de vérifier les calendriers de mise en service, les puissances de turbines ciblées et les choix de plateformes, lorsque ces détails sont divulgués. Les bases de données de brevets sont consultées de manière sélective pour comprendre les concepts de plateformes et de systèmes d'amarrage susceptibles d'influencer les coûts et le rythme d'adoption, et une base de données au niveau des expéditions import-export peut être utilisée pour évaluer les flux de composants importants lorsque cela est pertinent. Les sources mentionnées ici sont purement illustratives, et de nombreux autres documents publics ont également été utilisés pour la collecte de données, la validation et la clarification pendant l'analyse.
Entretiens et enquêtes primaires
Le travail primaire a été réalisé au moyen d'entretiens avec des experts et d'enquêtes structurées auprès de développeurs, d'entrepreneurs EPC et de contractants maritimes, d'acteurs de l'écosystème turbines et plateformes, et de consultants suivant les autorisations et les raccordements réseau de l'éolien en mer. Ce marché étant mondial, nous avons veillé à ce que les points de vue des répondants couvrent les principaux centres de demande et les régions pionnières, puis avons utilisé ces contributions pour combler les lacunes concernant le calendrier des projets, les facteurs de capacité réalisables et les hypothèses de coûts qui ne sont pas systématiquement visibles dans les sources publiques.
Répartition des répondants du travail de terrain de la recherche primaire
| Type d'entreprise | Poste du répondant | Région |
|---|---|---|
| Premier plan : 31 % | Dirigeants (CXO) : 15 % | APAC : 45 % |
| Milieu de gamme : 54 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 25 % | EMEA : 35 % |
| Acteurs plus petits : 15 % | Managers : 60 % | Amériques : 20 % |
Dimensionnement du marché et prévisions
Le dimensionnement part d'une approche descendante où les séries de capacité officielles, les plans de raccordement au réseau et le pipeline de projets par étape sont utilisés pour reconstituer la capacité flottante pouvant réalistement être mise en service chaque année. Une fois ces volumes établis, ils sont testés au moyen de vérifications ascendantes sélectives, telles que des agrégations de capacité au niveau de projets échantillonnés, des puissances de turbines типiques multipliées par le nombre d'unités attendu, et des contrôles croisés sur la fabrication des plateformes et la préparation à l'installation.
Les principales données utilisées dans le modèle comprennent les seuils de profondeur d'eau qui poussent les projets vers des solutions flottantes, les jalons de location et d'autorisation, les dates de mise en service prévues, les puissances des turbines en MW, les facteurs de capacité attendus, et le rythme de préparation des ports et des navires pouvant limiter les installations annuelles. Lorsque les données publiques manquent pour certains projets, des hypothèses sont établies à partir de projets analogues comparables dans le même bassin, puis revérifiées lors d'entretiens de suivi, afin que les lacunes ne s'accumulent pas d'une année sur l'autre.
Les prévisions sont réalisées par analyse de scénarios étayée par des avis d'experts, avec des cas de base, prudent et accéléré construits autour de la vitesse d'autorisation, du déploiement du réseau et des attentes de réduction des coûts. La prévision finale est ensuite ramenée au scénario de base une fois les facteurs conciliés avec ce que la chaîne d'approvisionnement peut livrer et ce que les développeurs indiquent comme calendriers exécutables.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats sont validés au moyen de plusieurs vérifications recherchant des écarts entre la mise en service modélisée et des signaux indépendants tels que la capacité de raccordement au réseau annoncée, les cycles de location et les objectifs nationaux publiés. Les écarts importants sont signalés, examinés par un second analyste, puis suivis d'un nouveau contact avec les personnes interrogées concernées lorsqu'une hypothèse de calendrier ou de périmètre semble expliquer l'écart.
Le rapport est actualisé selon un cycle annuel, et des mises à jour intermédiaires sont effectuées en cas d'événements significatifs tels que des résultats d'enchères majeurs, des annulations de projets ou des évolutions marquées des capacités d'installation. Avant livraison, une dernière vérification est effectuée afin que les tableaux et hypothèses publiés reflètent les dernières publications publiques et tout retour primaire confirmé.
Taille du marché de l'énergie éolienne flottante en mer selon Mordor Intelligence comparée à d'autres estimations publiées
Différentes publications peuvent présenter des tailles de marché très différentes car elles ne mesurent pas toujours la même chose, même lorsque le nom du marché semble identique. Les raisons courantes incluent le fait que le chiffre soit exprimé en capacité ou en chiffre d'affaires, les étapes de projet comptabilisées, et la rapidité avec laquelle les coûts ou les prix sont supposés évoluer sur la période de prévision.
L'éolien en mer posé sur le fond ne fait pas partie du périmètre de cette étude pour Mordor Intelligence, et cette exclusion explique souvent pourquoi certaines estimations basées sur le chiffre d'affaires paraissent bien plus élevées, même pour la même année. Un autre facteur est que certaines sources présentent un scénario de déploiement agressif en comptabilisant les projets annoncés sans filtrer selon la maturité des autorisations, le réalisme du raccordement au réseau et les contraintes portuaires et navales, ce qui peut faire gonfler les valeurs à court terme.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes de la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 0,54 milliard USD (2026) | |
| Éditeur mondial du secteur A | 0,37 milliard USD (2024) | Utilise un cadre basé sur le chiffre d'affaires avec une année de référence différente et peut accorder un poids plus important à l'activité de démonstration précoce, ce qui peut sous-estimer les comparaisons fondées sur la capacité lorsque les projets ne sont pas encore mis en service. |
| Organisme de recherche sectorielle B | 1,50 milliard USD (2024) | Comptabilise une chaîne de valeur et un périmètre de composants plus larges avec une attribution du chiffre d'affaires pouvant inclure davantage de segments amont et de services, et l'augmentation dépend fortement des ASP et des courbes de coûts supposées pour les premiers projets. |
Le tableau montre que l'écart provient principalement du choix de l'unité et des parties de la chaîne de valeur comptabilisées, et non d'erreurs de calcul. En maintenant le modèle ancré dans la réalité de la mise en service et un filtre clair sur la maturité des projets, nous obtenons une taille plus facile à concilier avec les signaux de raccordement au réseau et les contraintes de construction à court terme.
Questions clés auxquelles le rapport répond
Quelle est la capacité projetée pour l'éolien offshore flottant d'ici 2031 ?
La capacité installée devrait atteindre 4 130,80 MW d'ici 2031, portée par un TCAC de 50,08 %.
Comment les sites en eaux profondes impactent-ils l'économie des projets ?
Les profondeurs au-delà de 60 m débloquent de plus grandes ressources éoliennes mais augmentent les coûts d'amarrage, portant les dépenses d'investissement vers 4,1 millions USD/MW tout en permettant des facteurs de capacité plus élevés.
Quelle puissance nominale de turbine établit désormais la référence pour les parcs commerciaux ?
Les machines de 15 à 16 MW produites en série dominent désormais les nouveaux contrats car elles réduisent le nombre de fondations et les coûts d'équilibre de centrale.
Pourquoi les plateformes semi-submersibles sont-elles encore privilégiées ?
Elles permettent une fabrication modulaire en chantier, un remorquage à faible tirant d'eau et une compatibilité avec des turbines jusqu'à 20 MW, maintenant les coûts installés compétitifs.
Quelles réformes politiques ont amélioré la bancabilité ?
Les CfD indexés sur l'inflation au Royaume-Uni et les tarifs fixes de 15 ans en France ramènent le coût moyen pondéré du capital à environ 6,2 %.
Comment la co-implantation avec l'hydrogène influence-t-elle les rendements ?
L'association de l'éolien flottant avec des électrolyseurs offshore ajoute une deuxième source de revenus qui peut augmenter les rendements des fonds propres d'environ 150 points de base.
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