Taille et part du marché des turbines à gaz - Analyse de la croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et Analyses du Marché

Transition charbon-gaz en Asie-Pacifique accélérant les commandes des services publics

Les conversions à grande échelle du charbon vers le gaz stimulent des achats de turbines record. La Malaisie a attribué un contrat de cycle combiné de 1 400 MW en 2024, et le Vietnam a mis en service plus de 2 700 MW de capacité GNL-vers-électricité en 2025. La Chine a autorisé 12 GW de nouvelle capacité gaz en 2025 pour compléter les énergies renouvelables intermittentes, les OEM nationaux remportant la majorité des commandes. La Thaïlande a signé un cadre de 5 300 MW spécifiant des unités prêtes pour l'hydrogène capables de mélanges à 30 %. Singapour a mis en service une centrale de 670 MW compatible hydrogène en 2025, renforçant la trajectoire de décarbonation de la cité-État.^[1]

Réseaux insulaires liés au GNL en Asie du Sud-Est stimulant la demande d'ensembles aéroderivés mobiles

Les réseaux insulaires accélèrent l'adoption d'ensembles aéroderivés mobiles pour éviter des infrastructures fixes coûteuses. Les Bahamas ont rétabli l'approvisionnement post-ouragan avec quatre unités TM2500 en 2024, louées sous des clauses de redéploiement en 72 heures. PLN, l'opérateur indonésien, a commandé 20 unités similaires en 2025 pour des pôles miniers et agro-industriels dispersés. Porto Rico et plusieurs nations des Caraïbes ont adopté des pools de location pluriannuels intégrant la location, la logistique du carburant et l'exploitation et maintenance dans des contrats uniques, comprimant les délais de trois ans à moins d'un an.

Développement de la cogénération pétrochimique au Moyen-Orient

Les complexes pétrochimiques en construction intègrent la cogénération dès le premier jour. Saudi Aramco a ajouté 475 MW de capacité à SATORP en 2024, atteignant 85 % d'efficacité CHP. ADNOC a commandé 1 200 MW de turbines en 2025 pour fournir vapeur et électricité dans le cadre d'une structure de péage sur 25 ans. L'expansion du champ Nord de Qatar Energy a adopté un modèle d'approvisionnement multi-OEM qui répartit le risque technologique et accélère la livraison.

Hausse de la location pour secours en cas de catastrophe pour les ensembles aéroderivés dans les Caraïbes

Les pannes liées au climat ont fait de la mobilisation en moins de 24 heures un prérequis en matière d'approvisionnement. Porto Rico a loué 360 MW de turbines aérodérivées en 2024 dans le cadre de contrats permettant leur redéploiement vers les îles voisines en deux jours. Les Bahamas et la République dominicaine ont structuré des « pools régionaux de partage de turbines », tandis qu'Haïti a restauré 80 MW de capacité grâce à des contrats de location soutenus par la Banque mondiale en 2025.

Volatilité des prix du gaz après la guerre en Ukraine freinant les projets en UE

Les fluctuations persistantes des prix du gaz érodent la rentabilité des projets. RWE en Allemagne a reporté 1 800 MW de projets en 2024, et Enel en Italie a retiré une centrale de 1 200 MW en 2025 après avoir échoué à sécuriser des contrats d'achat d'électricité (PPA) supérieurs à 80 EUR par MWh. L'Espagne a réorienté ses capitaux vers les batteries, tandis que le marché de capacité britannique s'est soldé à des prix plus bas en raison de la hausse des importations.

Restrictions de financement liées aux critères ESG dans le cadre de la taxonomie de l'UE

La Banque européenne d'investissement a rejeté 2,3 milliards EUR de projets gaziers en 2024 pour non-respect des limites d'émissions, et KfW en Allemagne s'est retiré d'un prêt de 900 MW en 2025 sans engagement de captage du carbone.^[2] Soixante pour cent des investisseurs institutionnels excluent désormais le gaz non atténué, réduisant le pool de capitaux disponibles de 15 milliards GBP.

*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

Les turbines de gamme intermédiaire entre 30 et 120 MW ont enregistré la croissance la plus rapide avec un CAGR de 6,8 % jusqu'en 2031, reflétant la demande de projets modulaires qui évitent des procédures d'autorisation pluriannuelles. Les machines de plus de 120 MW représentaient encore 58,3 % des installations de 2025, mais les goulets d'étranglement de raccordement au réseau et les examens environnementaux tempèrent les nouvelles commandes. La taille du marché des turbines à gaz pour la tranche 30 à 120 MW devrait dépasser 18 milliards USD d'ici 2031, soutenue par des approbations accélérées en Asie du Sud-Est. Les dispositifs d'autorisation accélérée, tels que la fenêtre d'autorisation de neuf mois des Philippines pour les centrales de moins de 100 MW, soulignent cet élan.

Les porteurs de projets préfèrent les ensembles de gamme intermédiaire pour une expansion progressive. Le LM6000 de GE a obtenu 18 commandes en 2024, en citant des délais de livraison de 12 mois.^[3] Le SGT-400 de Siemens Energy continue de dominer le segment des secours d'urgence dans les Caraïbes. Les développements de grande taille se poursuivent en Asie-Pacifique, mais les promoteurs divisent de plus en plus la capacité en plusieurs blocs de 120 MW pour atténuer le risque de construction et s'aligner sur les jalons de financement.

Les centrales à cycle combiné ont contrôlé 74,9 % de la part du marché des turbines à gaz en 2025 et devraient croître à un CAGR de 7 % jusqu'en 2031. La taille du marché des turbines à gaz attribuable aux configurations à cycle combiné devrait ajouter 21 milliards USD entre 2026 et 2031, les opérateurs visant des références d'efficacité électrique nette de 63 %.^[4] Les machines à cycle simple conservent leur valeur sur les marchés de pointe et de services auxiliaires, mais leur part diminue à mesure que les batteries captent les revenus de régulation de fréquence.

Le couplage des turbines avec le dessalement renforce l'économie du cycle combiné au Moyen-Orient. La centrale Hassyan de 2 400 MW aux Émirats arabes unis associe la production d'électricité à 120 millions de gallons par jour de production d'eau, réduisant de moitié les coûts de l'eau par rapport à l'osmose inverse autonome. Les financeurs concessionnels comme la Banque asiatique de développement utilisent désormais la certification ISO 50001 comme condition préalable pour les prêts à l'énergie gazière supérieurs à 200 millions USD, standardisant davantage les conceptions à haute efficacité.

Le gaz naturel a conservé une part de 90,2 % en 2025, mais l'hydrogène, le biogaz et le gaz naturel renouvelable (GNR) progressent à un CAGR de 16,1 %, le plus rapide de toutes les catégories de carburants. La taille du marché des turbines à gaz pour les équipements compatibles hydrogène devrait atteindre 14 milliards USD d'ici 2031, les OEM se disputant la certification pour la combustion à 100 % d'hydrogène. Le 7HA.03 de GE Vernova a atteint la combustion à 100 % d'hydrogène dans l'Ohio en 2024, et Siemens Energy a enregistré huit unités prêtes pour l'hydrogène en Allemagne et aux Pays-Bas en 2025.

Les carburants liquides restent essentiels dans les contextes éloignés et offshore où le gaz de pipeline est impraticable. Le NovaLT12 bi-carburant de Baker Hughes permet une commutation rapide du carburant, assurant la résilience des opérations de forage et d'exploitation minière. La directive III sur les énergies renouvelables de l'UE exige 5 % de contenu renouvelable dans les carburants des turbines d'ici 2030, ce qui devrait pousser l'adoption du biogaz dans les régions agricoles.

La production d'électricité a absorbé 69,8 % de la demande de 2025, mais le secteur pétrolier et gazier est l'acheteur variable, orientant les unités de cogénération vers la monétisation du gaz associé et la réduction de la consommation de diesel. Les turbines Baker Hughes sur le champ Jafurah en Arabie saoudite ont économisé 85 millions USD par an en remplaçant le diesel en 2024. Le projet offshore de Guyana d'ExxonMobil a déployé des unités LM2500 pour capter le gaz de torchage, tandis que le FLNG Prelude de Shell en Australie a réduit ses émissions de 40 % après l'installation de turbines SGT-400.

Les utilisateurs industriels tels que les centres de données et les industries chimiques adoptent la production sur site pour la sécurité énergétique. Microsoft et Google ont chacun commandé des turbines distribuées en 2024 configurées pour des mélanges de gaz naturel renouvelable, soulignant la diversification de la demande.

Analyse géographique

Marché des Turbines à Gaz en Asie-Pacifique

L'Asie-Pacifique a généré 59,5 % des revenus mondiaux en 2025 et devrait se développer à un CAGR de 7,3 % jusqu'en 2031, consolidant ainsi sa position de leader sur le marché des turbines à gaz. La Chine a approuvé 12 GW de nouvelle capacité gazière en 2025, les fabricants d'équipements d'origine locaux sécurisant 70 % des commandes. L'Inde prévoit 25 GW d'ajouts d'ici 2030, en incitant les coentreprises à localiser les composants à haute valeur ajoutée. Des pipelines GNL-vers-électricité totalisant 14 GW à travers l'Asie du Sud-Est entreront en construction avant 2028 avec le soutien de financements multilatéraux.

Marché des Turbines à Gaz en Amérique du Nord et en Europe

La croissance du marché nord-américain s'est concentrée sur l'alimentation de secours des centres de données, la cogénération pour l'exportation de GNL et les projets pilotes à l'hydrogène. Les États-Unis ont ajouté 4,8 GW en 2024, et le Mexique a attribué 2,4 GW de contrats en cycle combiné en 2025. Le projet LNG Canada s'appuie sur 1,2 GW de turbines GE pour la liquéfaction, soulignant le rôle de la production gazière dans les exportations d'énergie. Des seuils d'émissions EPA plus stricts à partir de 2025 augmentent les coûts d'investissement de 8 % en raison des systèmes de réduction catalytique sélective requis. L'Europe fait face à des vents contraires liés à la volatilité des prix du gaz et aux limites de financement ESG. L'Allemagne et l'Espagne ont reporté des projets en cycle combiné en 2024, tandis que le Royaume-Uni a opté pour des unités prêtes à l'hydrogène afin d'atteindre ses objectifs de décarbonation. L'Europe du Sud a accéléré les approbations de stockage par batteries, réduisant les perspectives pour les centrales à gaz de pointe.

Marché des Turbines à Gaz au Moyen-Orient, en Afrique et en Amérique du Sud

Le marché du Moyen-Orient et de l'Afrique est porté par la cogénération pétrochimique et les projets combinant eau et électricité. L'Arabie Saoudite a mis en service 3,8 GW en 2024, et l'Égypte a passé la plus grande commande de turbine unique d'Afrique en 2024 pour 4,8 GW. L'Afrique du Sud pilote des turbines aérodérivées de pointe pour stabiliser ses réseaux à forte composante charbon avec le soutien de la Banque africaine de développement. L'Amérique du Sud a capté 5 % des revenus en 2025, en utilisant des turbines pour compenser la variabilité de l'hydroélectricité. Le Brésil et le Chili voient des installations de centrales de pointe alignées sur les feuilles de route d'intégration des énergies renouvelables.

Cadre réglementaire

Aux États-Unis, la conformité aux émissions pour les nouvelles installations et les installations modifiées de turbines à gaz s'est renforcée en janvier 2026 lorsque l'Agence de protection de l'environnement des États-Unis a finalisé les amendements aux normes de performance pour les nouvelles sources (NSPS) pour les turbines à combustion stationnaires et les turbines à gaz stationnaires (40 CFR Partie 60, sous-partie KKKKa), entrant en vigueur le 15 janvier 2026. La règle s'applique aux installations construites, modifiées ou reconstruites après le 13 décembre 2024 et fixe des exigences en matière d'oxydes d'azote (NOX) basées sur le meilleur système de réduction des émissions, incluant des contrôles de combustion pour la plupart des turbines et une réduction catalytique sélective pour des sous-catégories spécifiées. Cela renforce l'importance des packages d'émissions certifiés par les OEM et de la documentation d'autorisation associée.

En Europe, la directive sur les émissions industrielles 2.0 (telle que modifiée par la directive 2024/1785) est entrée en vigueur le 4 août 2024, renforçant le cadre de contrôle des émissions industrielles et accroissant le contrôle des sources de combustion. Les États membres doivent transposer la directive modifiée en droit national avant le 1er juillet 2026, créant un calendrier de conformité qui stimule la demande de kits de mise à niveau, de solutions de surveillance et de configurations à plus haute efficacité. Ces changements alimentent également les renouvellements de permis et les filtres de financement liés aux performances en matière d'émissions.

Opportunités de marché et perspectives d'avenir

La combustion flexible en termes de carburant et les certifications pour les carburants alternatifs créent une voie de modernisation et de nouvelles constructions pour les turbines pouvant fonctionner au-delà du gaz naturel conventionnel. En mars 2026, GE Vernova et IHI ont démontré la combustion à 100 % d'ammoniac dans une turbine à gaz de classe F à pleine échelle dans une installation d'essai dédiée, ajoutant des preuves techniques pour les feuilles de route de co-combustion à l'ammoniac dans les applications industrielles et de production d'électricité. Du côté maritime et offshore, Baker Hughes a reçu l'approbation de type RINA en juin 2026 pour la turbine à gaz NovaLT 16 fonctionnant au gaz naturel et jusqu'à 100 % d'hydrogène pour la propulsion marine, ce qui élargit le périmètre des équipements et des services adressables là où la commutation de carburant et la conformité sont des exigences d'achat.

La capacité de la chaîne d'approvisionnement et la compression des délais constituent un autre domaine d'opportunité. Alors que les promoteurs de projets et les acheteurs non-services publics recherchent des livraisons plus rapides et une exécution modulaire, les initiatives des OEM pour augmenter la production, notamment GE Vernova visant une capacité de production annuelle de 20 GW d'ici mi-2026, soutiennent les espaces blancs dans les packages aéroderivés assemblés en usine, les blocs de gamme intermédiaire à livraison accélérée, et les programmes de modernisation qui améliorent la production et l'efficacité de la flotte installée. Avec la hausse des démonstrations de carburants alternatifs et des activités de mise à niveau parallèlement au resserrement des seuils d'émissions, les opérateurs ont plus de marge pour développer les revenus récurrents de maintenance, réparation et révision (MRO) et de mise à niveau à mesure qu'ils alignent leurs actifs sur les spécifications de compatibilité hydrogène.