Taille et part du marché des énergies renouvelables en Europe de l'Ouest - Analyse de la croissance et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché des énergies renouvelables en Europe de l'Ouest

Pacte vert européen et objectifs 2030

La Commission européenne exige que chaque État membre atteigne une part de 42,5 % d'électricité renouvelable d'ici 2030, avec un plafond ambitieux de 45 % dans le cadre de REPowerEU. La loi climatique révisée de l'Allemagne impose 80 % d'énergie renouvelable d'ici 2030, nécessitant 115 GW supplémentaires de solaire et 30 GW d'éolien offshore au-delà des niveaux de référence de 2025. L'attribution irlandaise de 900 MW dans le cadre de l'ORESS Tonn Nua en décembre 2025 a établi un prix de référence de 98,719 EUR/MWh, soutenant un CAGR géographique de 15,50 %. Les sous-objectifs sectoriels pour la chaleur renouvelable et les transports intensifient la demande indirecte d'électricité, tandis que les zones « prioritaires pour les énergies renouvelables » promettent de réduire les délais d'autorisation de neuf ans à moins de deux ans. Les développeurs ayant déjà sécurisé des terrains dans ces zones bénéficient d'un avantage de coût en tant que premiers entrants.

Baisse rapide du coût actualisé de l'énergie pour l'éolien et le solaire

Le coût actualisé moyen de l'énergie renouvelable en Europe a baissé de 7 % en 2025, l'éolien offshore en mer du Nord tombant à 50-60 EUR/MWh pour les projets à horizon 2026 ^{[1]WindEurope, « Tendances des coûts en mer du Nord », windeurope.org}. À 80 EUR/tonne, les coûts des quotas d'émission ajoutent 40 à 50 EUR/MWh au coût de production des centrales à gaz, faisant pencher la compétitivité en faveur des énergies renouvelables. Cependant, les prix d'exercice de la 7e ronde d'attribution au Royaume-Uni, proches de 73 GBP/MWh, ont laissé 75 des 82 projets en portefeuille sans décision finale d'investissement au début de 2026 ^{[2]Energy & Climate Intelligence Unit, « Suivi du portefeuille éolien offshore », eciu.net}. Les acheteurs d'entreprises privilégient de plus en plus la stabilité des revenus par rapport au coût absolu, comme en témoignent les PPA solaires sur site en Allemagne affichant en moyenne des durées de 19 ans, soit sept ans de plus que les contrats hors site. Ce schéma révèle une compression des marges malgré la baisse des coûts matériels, ce qui signifie que l'accès au réseau et la couverture des prix priment désormais sur les simples références de coût actualisé de l'énergie.

Essor des PPA d'entreprises

L'Europe a signé 12,6 GW de PPA d'énergies renouvelables d'entreprises en 2024, menée par l'Espagne avec 3,1 GW et le Royaume-Uni avec 1,4 GW, alors que les entreprises cherchaient à se couvrir contre la volatilité des prix de gros. Les accords sur site ont affiché en moyenne 20,3 MW et des durées de 19 ans en 2025, soit sept ans de plus que les contrats hors site typiques, reflétant la demande des acheteurs pour une additionnalité physique et des coûts énergétiques fixes. L'Allemagne a enregistré 159 MW de tels contrats, dont le PPA éolien de 140 MW de Mercedes-Benz, tandis que le programme de garantie Bpifrance en France a couvert 80 % du risque de contrepartie et augmenté le volume contracté annuel de 50 %. Les opérateurs de centres de données ont consommé 7,6 TWh en 2024 et exigent désormais une correspondance sans émissions de carbone 24h/24 et 7j/7, élargissant les structures de PPA au-delà des certificats annuels. Étant donné que le solaire en autoconsommation évite les charges de réseau de 30 à 50 EUR/MWh en Allemagne et en France, la demande des entreprises croît plus vite que les achats des services publics. Cette tendance devrait ajouter 1,5 point de pourcentage au CAGR régional.

Obligations de co-implantation compatibles avec le stockage (réforme 2025)

L'article 15e de la directive révisée sur les énergies renouvelables est entré en vigueur en mai 2025, exigeant que les projets situés dans des zones de congestion désignées intègrent des actifs de stockage ou de réponse à la demande pour bénéficier de la priorité de dispatching. Le régulateur allemand impose désormais aux parcs solaires de plus de 10 MW l'installation de batteries équivalant à au moins 10 % de la capacité de production journalière, ce qui ajoute 50 à 70 EUR/kW aux dépenses d'investissement mais réduit considérablement le risque d'écrêtement. Les Pays-Bas complètent cette règle par des obligations de recharge intelligente qui transforment les véhicules électriques en parc de stockage distribué. L'engagement de TotalEnergies en avril 2025 de 160 millions d'EUR pour 221 MW de batteries en Allemagne illustre la manière dont les développeurs anticipent les échéances réglementaires pour sécuriser des créneaux de réseau rares. Les producteurs marchands peuvent désormais capter des écarts intrajournaliers de 20 à 40 EUR/MWh entre les pics de midi et du soir, améliorant la finançabilité des projets. Cette obligation stimule donc la croissance globale du marché d'environ 1,3 point de pourcentage.

Congestion du réseau et goulets d'étranglement des interconnexions

Les coûts de redispatching du réseau de transport européen ont atteint 4,3 milliards d'EUR en 2024, après l'écrêtement ou le reroutage de 60 TWh de production renouvelable, tandis que le taux d'utilisation des interconnexions transfrontalières stagnait à 54 % par rapport à l'objectif de 70 % fixé par les régulateurs. Le corridor nord-sud de l'Allemagne écrête déjà jusqu'à 8 TWh par an, car l'éolien offshore du Schleswig-Holstein sature la capacité du réseau vers les centres de demande bavarois ^{[3]Bundesnetzagentur, « Statistiques d'écrêtement du réseau 2025 », bundesnetzagentur.de}. Au Royaume-Uni, seuls 7 des 82 projets éoliens offshore avaient atteint la décision finale d'investissement au début de 2026, révélant un écart de 12,4 GW par rapport à l'objectif de 55 GW pour 2030, car les mises à niveau des ports et du réseau nécessitent 6 à 10 ans de plus que la plupart des fenêtres de financement. TenneT aux Pays-Bas a reporté les nouvelles connexions en mer du Nord jusqu'en 2029 en raison de contraintes sur les postes de transformation terrestres, plafonnant effectivement les ajouts annuels à 1,5 GW contre les 3 GW nécessaires pour atteindre les objectifs nationaux. Ces goulets d'étranglement valorisent stratégiquement le solaire en autoconsommation et les batteries distribuées qui contournent entièrement les files d'attente de raccordement au réseau. À moins que la modernisation du réseau à grande échelle ne s'accélère, les plafonds d'interconnexion continueront de réduire le CAGR prévu d'environ 1,4 point de pourcentage.

Longueur des procédures d'autorisation

Les énergies renouvelables à grande échelle font encore face à des délais d'approbation de 3 à 9 ans en Allemagne et en France, malgré une recommandation de la Commission européenne de 2024 visant à les ramener à 2 ans dans les zones « prioritaires ». Les évaluations environnementales séquentielles, les consultations locales et les études d'impact sur le réseau allongent les délais des projets et gonflent les coûts de portage. La France n'a traité que 24 % des demandes solaires dans les délais légaux en 2025, tandis que le délai moyen d'un parc éolien en Italie dépassait 6 ans, décourageant les petits développeurs qui ne disposent pas de bilans étendus. La répartition fédérale-régionale en Allemagne complique encore davantage les approbations, les Länder imposant des règles divergentes de protection de la faune qui peuvent ajouter 18 mois supplémentaires aux dossiers d'éolien terrestre. Les coûts de financement augmentent pendant que les développeurs attendent les autorisations, érodant les taux de rendement internes et orientant les capitaux vers les marchés américains et Asie-Pacifique qui avancent plus rapidement. La contrainte globale réduit le CAGR régional estimé de 1,1 point de pourcentage.

*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 technologie : les projets pilotes d'énergie océanique accélèrent la transition commerciale

L'énergie océanique partait d'une base modeste mais devrait croître à un CAGR de 17,45 %, le taux le plus rapide parmi les technologies du marché des énergies renouvelables en Europe de l'Ouest ^{[4]Orbital Marine Power, « Projet Morlais HydroWing », orbitalmarine.com}. Le segment bénéficie du parc marémoteur HydroWing de 30 MW à Morlais et du portefeuille français de 250 MW passant du prototype aux réseaux multi-turbines. Le solaire a conservé 46,63 % de la capacité installée en 2025, avec un coût actualisé de l'énergie inférieur à 30 EUR/MWh maintenant les portefeuilles de projets bien remplis, bien que les contraintes foncières et les risques d'écrêtement ralentissent les nouvelles constructions à grande échelle. L'éolien, renforcé par des turbines de 15 MW et des fondations flottantes, reste le principal fournisseur de capacité en volume. L'hydroélectricité et la bioénergie assurent une stabilité dispatchable, tandis que la part du solaire à concentration reste négligeable en raison du rayonnement direct normal modéré de l'Europe.

Les actifs océaniques permettent également une production diurne prévisible qui facilite les rampes du soir, aidant les gestionnaires de réseau de transport à réduire les coûts système de 1,46 milliard de GBP par an pour un déploiement de 10 GW. Le financement des fournisseurs s'est orienté vers des obligations adossées aux projets une fois que les avantages de soutien au réseau sont monétisés dans le cadre des règles actualisées du marché de capacité. La convergence de la prévisibilité marémotrice, de l'échelle de la ressource houlomotrice et des cadres de rémunération actualisés explique la contribution croissante des technologies océaniques à la taille du marché des énergies renouvelables en Europe de l'Ouest. Les hybrides de stockage par pompage-turbinage parallèles, tels que le schéma éolien-plus-Tâmega de 274 MW d'Iberdrola, illustrent comment les énergies renouvelables dispatchables se développent sans ajouter de nouvelles centrales à gaz de pointe.

Note: Les parts de marché de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par utilisateur final : les achats d'entreprises reconfigurent les schémas de demande

Les services publics ont conservé 63,85 % de la capacité installée en 2025, tirant parti de bilans solides et de capacités EPC internes. Pourtant, les installations commerciales et industrielles devraient dépasser l'ensemble du marché des énergies renouvelables en Europe de l'Ouest avec un CAGR de 15,13 %, grâce au solaire en toiture et aux batteries en autoconsommation qui couvrent la volatilité des tarifs de détail. Des PPA d'entreprises totalisant 12,6 GW ont été signés en 2024, l'Espagne contribuant à hauteur de 3,1 GW et le Royaume-Uni de 1,4 GW. Les accords sur site ont affiché en moyenne 20,3 MW par contrat et des durées de 19 ans, reflétant l'appétit des acheteurs pour l'additionnalité physique et l'évitement tarifaire. Les centres de données, qui ont consommé 7,6 TWh en 2024 et pourraient nécessiter jusqu'à 41 TWh d'ici 2035, sont apparus comme des acheteurs d'ancrage exigeant une correspondance sans émissions de carbone 24h/24 et 7j/7.

Les modèles tiers d'« énergie en tant que service » financent désormais les systèmes en toiture, transférant les dépenses d'investissement hors des bilans des entreprises et accélérant le déploiement distribué. Les exemptions de charges de réseau compétitives en Allemagne (30 à 50 EUR/MWh) rendent le solaire en autoconsommation économiquement irrésistible pour les industriels cherchant à réduire leurs émissions de portée 2. Ensemble, ces forces soutiennent la part à la croissance la plus rapide au sein de la taille du marché des énergies renouvelables en Europe de l'Ouest, confirmant que la production localisée rivalise désormais avec les achats à grande échelle en importance stratégique.

Analyse géographique

L'Allemagne a dominé avec 47,34 % de la capacité installée en 2025, mais sa croissance sera inférieure aux moyennes régionales en raison des plafonds d'utilisation des terres qui limitent les nouvelles surfaces solaires. Le corridor de transport nord-sud du pays écrête jusqu'à 8 TWh d'éolien offshore par an, soulignant pourquoi les batteries co-implantées deviennent obligatoires dans le cadre des réformes du code de réseau de 2025. Des développeurs tels que TotalEnergies ont déjà réservé 160 millions d'EUR pour 221 MW de stockage en Allemagne afin de pré-qualifier de nouveaux permis. Le solaire en toiture commercial se développe donc plus rapidement que les projets au sol, en accord avec les règles municipales de sécurité alimentaire qui limitent les sites à grande échelle à 0,1 % des terres arables.

L'Irlande mènera l'expansion régionale avec un CAGR de 15,50 %, portée par 5 GW d'éolien offshore attendus d'ici 2030 et 20 GW d'ici 2040. L'ORESS Tonn Nua de décembre 2025 a attribué 900 MW à 98,719 EUR/MWh, signalant des prix finançables malgré l'inflation de la chaîne d'approvisionnement. Les projets d'interconnexion transfrontalière avec la France et le Royaume-Uni renforcent encore le potentiel d'exportation, même si les codes de réseau nationaux encouragent les schémas hybrides éolien terrestre-plus-stockage pour protéger les paysages ruraux.

Le portefeuille éolien offshore de 96,4 GW du Royaume-Uni fait face à un écart d'exécution de 12,4 GW par rapport à son objectif de 55 GW pour 2030, car seuls sept projets avaient atteint la décision finale d'investissement au début de 2026. La France équilibre la production de base nucléaire avec un objectif réduit de 4,5 GW d'électrolyseurs pour 2030, distribuant le solaire écrêté dans des vallées de l'hydrogène. Les Pays-Bas et la Belgique continuent d'étendre leurs parcs en mer du Nord, mais TenneT a plafonné les nouvelles connexions à 1,5 GW par an jusqu'à l'arrivée de nouveaux postes de transformation terrestres en 2029. Les marchés du sud — Espagne, Italie et Portugal — pilotent l'hydrogène et l'agrivoltaïque, bien que les litiges fonciers ralentissent le solaire à grande échelle dans la plaine du Pô. Ensemble, ces dynamiques façonnent des trajectoires de croissance hétérogènes mais convergentes au sein du marché des énergies renouvelables en Europe de l'Ouest.