Taille ET Analyse Des Parts De Marché De L'éolien En Grèce - Tendances De Croissance ET Prévisions (2025 - 2030)

Tendances et perspectives du marché de l'éolien en Grèce

Primes d'alimentation favorables & enchères SER sous PNEC

Le système de prime glissante de la Grèce garantit un plancher de revenus stable, comblant l'écart entre les prix de référence et du marché tout en préservant les signaux de prix au comptant.^{(1)Commission européenne, "Aide d'État SA.44666-Régime d'énergie renouvelable de la Grèce," ec.europa.eu} Cette approche a soutenu la part d'électricité renouvelable de 57 % du pays en 2023 et catalysé des appels d'offres compétitifs qui ont fait baisser les tarifs. Des flux de trésorerie prévisibles ont attiré les capitaux internationaux, comme l'illustrent les acquisitions de Masdar en 2024 et les engagements d'achat d'énergie corporate d'Amazon de 2024 à 2025. La discipline des enchères et la dégradation des primes créent un cercle vertueux : les développeurs affinent leurs structures de coûts, le gouvernement limite les dépenses de subventions, et les consommateurs bénéficient de prix de gros plus bas. Au fil du temps, les volumes de primes diminuent à mesure que l'exposition marchande augmente, intégrant progressivement les actifs éoliens dans le marché de l'électricité libéralisé de la Grèce.

Objectif PNEC 2030 relevé à 9,2 GW de capacité éolienne

L'objectif révisé accélère les ajouts terrestres à 8,9 GW et installe 1,9 GW de capacité offshore d'ici 2030.^{(2)Enerdata, "La Grèce relève les objectifs PNEC," enerdata.net} La mise en œuvre dépend de dépenses synchronisées entre génération, transmission et stockage. L'Opérateur indépendant de transmission d'électricité (IPTO) réserve 4,1 milliards d'euros pour renforcer le réseau principal, permettant l'intégration de 28 GW de capacité renouvelable. Une législation complémentaire adoptée en 2024 a établi un zonage offshore dédié et un parcours d'autorisation, aligné avec les technologies flottantes, adapté aux eaux profondes de la mer Égée. Des autorisations plus fluides et la préparation du réseau augmentent la confiance des investisseurs, assurant l'accumulation d'avantages de premier entrant dans une arène offshore méditerranéenne de plus en plus encombrée.

LCOE en baisse pour les turbines terrestres de plus de 5 MW

Les courbes de coûts continuent de se déplacer à mesure que les hauteurs de moyeu augmentent et que les diamètres de rotor s'élargissent. Fraunhofer ISE estime la gamme LCOE terrestre de la Grèce à 4,3-9,2 centimes d'euros/kWh en 2024, en baisse par rapport aux estimations précédentes, et projette une chute supplémentaire à 3,7-7,9 centimes d'euros/kWh d'ici 2045.^{(3)Fraunhofer ISE, "Mise à jour globale du coût actualisé de l'électricité 2025," ise.fraunhofer.de}Les développeurs comme TERNA Energy privilégient des machines plus grandes dans des sites difficiles comme Karystos, débloquant des facteurs de capacité plus élevés tout en réduisant les comptes de fondations et les dépenses de génie civil. L'économie est encore plus convaincante sur les îles, où moins d'unités signifient moins de mobilisations de grues et des fenêtres de construction plus courtes entre les saisons de vents forts.

Afflux de financement de la Facilité UE pour la reprise & résilience

La Grèce canalise 30,5 milliards d'euros de capital FRR vers les objectifs climatiques, avec les interconnexions de réseau et les projets de stockage en tête de liste. La ligne de 5 milliards d'euros de la Banque européenne d'investissement réserve des prêts pour les investissements renouvelables privés dépassant 20 millions d'euros, mêlant financement à bas coût avec des critères stricts de taxonomie verte.^{(4)Banque européenne d'investissement, "Guichet énergie InvestEU," eib.org} Des projets comme le lien des Cyclades et l'hydroélectricité pompée d'Amfilochia réduisent l'écrêtement et augmentent les marges de réserve, complétant directement les nouveaux parcs éoliens. En tirant parti des subventions FRR jusqu'à 50 % des coûts éligibles, les développeurs dérisquent les budgets de construction et conservent un intérêt dans le jeu grâce à la part privée obligatoire de 30 %.

Délais d'autorisation multi-agences longs

Les délais typiques dépassent 3-5 ans car les approbations doivent être obtenues de multiples ministères, organismes environnementaux, services archéologiques, et de l'armée. Des guichets uniques numériques, introduits en 2024, promettent un soulagement ; cependant, les rapports de terrain révèlent un déploiement inégal à travers les préfectures. Les projets dans les zones Natura 2000 sont soumis à un examen accru : le plan de 300 MW de Skyros a calé en raison de préoccupations concernant les habitats d'oiseaux. Pour les réseaux offshore, la planification spatiale marine, les négociations avec les flottes de pêche, et les évaluations radar de défense ajoutent une complexité supplémentaire, incitant les développeurs à prioriser le filtrage des sites et allouer des budgets de contingence plus importants.

Congestion du réseau & écrêtement sur les îles de la mer Égée

Les réseaux insulaires font face à un écrêtement structurel une fois que la pénétration éolienne dépasse 30 % de la demande, réduisant les revenus des centrales et émoussant la croissance du marché de l'éolien en Grèce. Le câble sous-marin Crète-Attique de 1 milliard d'euros, mis sous tension en 2025, et les liaisons multi-phases des Cyclades sont des jalons critiques permettant à la production excédentaire des îles de s'écouler vers le réseau principal continental. Le plan 2034 de 6 milliards d'euros d'IPTO et l'objectif national de 4 GW de batteries fournissent un soulagement à moyen terme, mais les développeurs modélisent encore des projections de revenus conservatrices pour les actifs mis en service avant 2027.

Analyse de segmentation

Par lieu de déploiement : L'offshore émerge malgré la dominance terrestre

La capacité éolienne terrestre a atteint 5,70 GW en 2025, représentant 100 % de part du marché de l'éolien en Grèce. Les routines d'autorisation établies de longue date, l'intensité capitalistique plus faible, et les chaînes d'approvisionnement bien tracées continuent de rendre les sites terrestres attractifs, particulièrement à travers les crêtes continentales et la Grèce du Nord. Les volumes d'enchères robustes en 2023-2024 ont signalé la continuité politique et sécurisé les positions de file d'attente réseau pour au moins 1,2 GW de projets terrestres frais d'ici 2027. Les améliorations de sous-stations d'IPTO en Thrace et Macédoine réduisent les délais pour les accords de connexion, permettant aux développeurs de capitaliser sur les corridors de vents forts sans encourir de risque d'écrêtement excessif.

L'éolien offshore n'a aucune capacité mise en service, pourtant il devrait dépasser les installations terrestres. La taille du marché de l'éolien en Grèce pour les projets offshore devrait franchir 1 GW d'ici 2029 à mesure que la technologie flottante surmonte les contraintes de profondeur. Le plan de 2 milliards d'euros de RF Energy à Lemnos et le réseau de la mer de Thrace du groupe Kopelouzos sont en tête de la première vague de projets licenciés. La clarté réglementaire a été introduite avec la loi offshore de 2024, qui désigne les zones de la mer Égée et décrit les procédures de bail, gestion environnementale, et interconnexion. Bien que les goulots d'étranglement des navires de levage lourd persistent, l'héritage de construction navale du pays offre un angle de contenu domestique qui pourrait réduire les coûts logistiques à long terme.

Note: Parts de segment de tous les segments individuels disponibles à l'achat du rapport

Par gamme de capacité de turbine : Évolution technologique vers des unités de plus grande capacité

La classe 3 à 5 MW possédait 47 % des turbines installées en 2024, devenant le cheval de bataille des tours d'enchères récentes car elle trouve un équilibre entre hauteur de tour, logistique, et coût par mégawatt. Les développeurs apprécient son historique de bancabilité car les turbines de Vestas, Siemens Gamesa, et Nordex opèrent à travers les crêtes à haute turbulence sans incidents majeurs de panne d'engrenage. Les fournisseurs de balance-of-plant maintiennent un entreposage efficace de pièces de rechange car la standardisation des composants simplifie la gestion des stocks et réduit les coûts.

Le niveau supérieur à 5 MW évolue le plus rapidement à un TCAC de 15,8 % jusqu'en 2030, soutenu par la topographie accidentée de la Grèce, qui récompense les hauteurs de moyeu plus élevées et les pales plus longues. La part de marché de l'éolien en Grèce pour cette catégorie est en voie de dépasser 35 % des nouvelles additions annuelles d'ici 2028 car les rotors plus grands poussent les facteurs de capacité au-dessus de 42 % dans les meilleurs sites de la mer Égée et du nord de la Grèce. La taille du marché de l'éolien en Grèce liée aux machines supérieures à 5 MW pourrait dépasser 2,5 GW d'ici 2030 si les calendriers d'enchères restent sur la bonne voie. Alors que les turbines de capacités inférieures à 3 MW persistent dans les modernisations d'îles et les parcs municipaux contraints en terrain, les feuilles de route des OEM indiquent que les plateformes sub-3 MW seront supprimées après 2027.

Par application : La dominance à l'échelle des services publics reflète l'accent sur l'intégration réseau

Les parcs éoliens à l'échelle des services publics contrôlaient 94 % de la capacité installée en 2024, renforçant une stratégie de développement centralisée qui s'aligne avec les ambitions d'exportation du PNEC. Les cadres d'enchères récompensent les économies d'échelle, et IPTO préfère les gros alimenteurs qui aident à équilibrer le système synchrone en réduisant le nombre de points de comptage. Les développeurs regroupent des blocs éoliens, solaires, et de stockage en appels d'offres uniques à l'échelle du gigawatt, accélérant la conformité au code réseau et concentrant l'investissement dans des corridors stratégiques, comme la Macédoine occidentale.

La demande commerciale et industrielle (C&I) pour l'éolien derrière le compteur a grimpé d'une base négligeable à un TCAC projeté de 12,5 % jusqu'en 2030. Les entreprises tirent parti de règles de comptage net améliorées et d'accords virtuels d'achat d'électricité pour couvrir la volatilité énergétique et renforcer leurs narratifs ESG. L'industrie de l'éolien en Grèce courtise maintenant les autorités portuaires et les clusters logistiques qui peuvent héberger des turbines de taille moyenne près des centres de charge, atténuant les frais de transport. Les schémas d'énergie communautaire sur des îles comme Tinos restent naissants, mais ils reçoivent l'attention politique car les interconnexions réseau réduisent la dépendance au diesel et améliorent l'acceptation locale des renouvelables.

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Analyse géographique

La Grèce du Nord, s'étendant sur la Macédoine et la Thrace, contribue la plupart de la capacité opérationnelle et jouit d'un accès rationalisé aux liaisons haute tension transfrontalières dans les Balkans. Les vitesses moyennes de vent à hauteur de moyeu dépassent 7 m/s, et la disponibilité de sous-stations existantes réduit les frais de renforcement réseau. Le corridor 400 kV d'IPTO entre Nea Santa et Filippi a augmenté la capacité de transfert en 2024, débloquant de la marge pour 600 MW supplémentaires de nouvel éolien. Cette région héberge aussi des preneurs industriels poursuivant des accords d'achat d'énergie verte, diversifiant davantage les structures de revenus.

Les îles de la mer Égée possèdent des ressources éoliennes supérieures, mais elles ont historiquement souffert d'isolement réseau, qui a déclenché de l'écrêtement quand la génération variable pousse les limites de stabilité de fréquence. L'activation en 2025 du câble Crète-Attique de 1 GW a réduit les temps de fonctionnement des générateurs diesel locaux de 70 %, libérant des budgets carbone et augmentant l'appétit pour de nouveaux appels d'offres éoliens. La phase IV des Cyclades reliera Naxos, Santorin, et Milos d'ici 2026, réduisant le risque d'écrêtement à travers les clusters d'îles plus petites. Le marché de l'éolien en Grèce compte maintenant ces interconnexions comme des facilitateurs clés qui débloquent la capacité insulaire latente pour l'exportation vers les centres de demande continentaux.

La Grèce centrale a émergé comme un hub logistique et de service, tirant parti de la proximité du port du Pirée et du nouveau réseau autoroutier à grande vitesse. Les OEM mettent en scène nacelles et pales ici avant le levage final vers les sites montagneux, comprimant les fenêtres de transport à moins de trois jours. Les autorités de Grèce centrale ont accéléré les autorisations environnementales pour 480 MW d'éolien terrestre en 2024, signalant l'adhésion politique locale car les communautés bénéficient des paiements de bail municipaux. Les développeurs offshore prospectifs gravitent aussi vers la Grèce centrale car les chantiers de fabrication peuvent héberger des sous-structures flottantes avant de les remorquer vers les champs de mouillage de la mer Égée.