Marché de la modernisation hydroélectrique Taille et part 2026-2035

Taille du marché de la rénovation hydroélectrique

Le marché mondial de la rénovation hydroélectrique était évalué à 13,3 milliards de dollars (USD) en 2025 et atteindra 30,2 milliards de dollars (USD) d'ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,5 % sur la période 2026–2035, selon le dernier rapport publié par Global Market Insights Inc. Le marché atteindra 14,5 milliards de dollars (USD) en 2026. Le marché se développe à mesure que les propriétaires de centrales privilégient la prolongation de la durée de vie productive des actifs installés plutôt que la construction de nouvelles centrales. Plus de 50 % de la capacité hydroélectrique mondiale est exploitée dans des installations âgées de plus de 30 ans, tandis que l'âge moyen des parcs approche 50 ans en Amérique du Nord et 45 ans en Europe.^{[1]International Energy Agency, "Hydropower Special Market Report," iea.org} La demande de rénovation reflète donc un cycle de renouvellement des infrastructures qui a des répercussions directes sur la disponibilité de la production, la fiabilité du réseau et l'économie des actifs.

Le marché couvre la réhabilitation des turbines et des générateurs, les mises à niveau des systèmes de contrôle, d'automatisation et de supervision et acquisition de données (SCADA), la réhabilitation des ouvrages de génie civil et des structures, le remplacement des transformateurs et des équipements électriques, les adaptations environnementales ainsi que les services d'ingénierie associés. Il exclut la construction de nouvelles centrales hydroélectriques, sauf lorsque la modernisation intervient dans une installation en exploitation ou sur un site de stockage par pompage existant.

Les revenus du marché ont atteint 13,3 milliards de dollars (USD) en 2025. Les prévisions reposent sur une évaluation ascendante des dépenses par service, équipement, type de centrale, capacité et région, recoupée avec l'âge du parc installé, les contrats de modernisation annoncés, les conditions d'investissement dans l'hydroélectricité et les exigences de flexibilité du réseau. Les prévisions reflètent l'interaction entre les besoins de remplacement des unités vieillissantes, les gains d'efficacité liés à la modernisation des équipements, les investissements dans les énergies renouvelables et la valeur commerciale de la production pilotable.

Principaux facteurs de croissance

Le vieillissement des actifs constitue le principal moteur du marché. Plus de 270 GW de capacité hydroélectrique installée dépasseront 55 ans d'âge d'ici 2030, âge auquel les principaux composants électromécaniques nécessitent de plus en plus souvent un remplacement plutôt qu'une réparation progressive.

En Amérique du Nord et en Europe, la modernisation et la réhabilitation représentent environ 90 % des investissements en capital dans l'hydroélectricité au cours de la décennie en cours. La réhabilitation peut prolonger de 25 à 40 ans la durée de vie utile des centrales tout en préservant les droits d'eau, les infrastructures de génie civil et les interconnexions au réseau de transport.

L'amélioration de l'efficacité constitue la justification financière de nombreux projets. Les anciennes roues, les alternateurs et les systèmes de commande limitent la production, même lorsque la centrale conserve une valeur d'exploitation substantielle. Le projet Vamma 11 d'ANDRITZ, en Norvège, fera passer la capacité de l'unité de 100 MW à 122 MW, démontrant comment la réfection d'un groupe turbine-alternateur peut accroître la production d'énergie renouvelable sans nouvelle emprise foncière ni construction de barrage.

Les investissements dans les infrastructures renouvelables alimentent le portefeuille de projets de modernisation. L'Agence internationale de l'énergie prévoit 127 milliards de dollars (USD) d'investissements mondiaux dans la modernisation de l'hydroélectricité entre 2021 et 2030. Le stockage par pompage constitue une source de demande à forte valeur ajoutée, car les mises à niveau nécessitent souvent des interventions sur les pompes-turbines réversibles, les groupes moteur-alternateur, les systèmes électriques et les plateformes de commande.

La stabilité du réseau constitue une source de valeur supplémentaire. L'hydroélectricité fournit près de 30 % de la capacité mondiale de production d'électricité flexible. Les centrales équipées de régulateurs de vitesse, de plateformes SCADA et de systèmes de commande électrique modernisés peuvent répondre plus efficacement aux exigences de capacité, de fréquence, de tension et de variation de charge résultant d'une plus forte pénétration de l'énergie solaire et éolienne.

Principaux freins

L'intensité capitalistique limite l'exécution des projets, en particulier pour les exploitants indépendants et les propriétaires présents sur des marchés dépourvus de financements concessionnels ou de contrats d'achat d'électricité à long terme. Une modernisation complète peut inclure les roues, les alternateurs, les transformateurs, les systèmes de commande et les travaux de génie civil. Le contrat de réhabilitation conclu par ANDRITZ pour la centrale de Cahora Bassa, au Mozambique, porte sur cinq alternateurs de 480 MVA et cinq roues de turbines Francis, illustrant l'ampleur des investissements associés aux grands projets de réservoirs.

Les arrêts d'exploitation constituent un obstacle économique distinct. Les réfections majeures de groupes turbine-alternateur nécessitent généralement 12 à 18 mois d'arrêt par unité. Les installations à unités multiples peuvent planifier les travaux de manière séquencée afin de maintenir une production partielle, mais cette approche peut prolonger la durée totale du programme et accroître l'exposition aux risques hydrologiques et aux risques liés aux prix de l'électricité. Les lots de travaux modulaires peuvent réduire les interventions sur site, mais le démontage et le remontage physiques limitent encore la compression de la durée des arrêts.

Les impacts prévisionnels sont indicatifs plutôt que strictement cumulatifs. Ils intègrent le calendrier des projets, la composition du marché, la disponibilité des financements, l'économie des propriétaires ainsi que les interactions entre le vieillissement, l'efficacité et les exigences liées aux services réseau.

Analyse par segment du marché de la réhabilitation de l'hydroélectricité

Par service

La rénovation des turbines détenait la plus grande part du marché par service, à 34,9 % en 2025, et progressera selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,3 % jusqu'en 2035. La cavitation, l'abrasion par les sédiments, la fatigue des matériaux et l'inefficacité hydraulique orientent les décisions de remplacement, en particulier pour les turbines Francis des centrales à réservoir et des centrales au fil de l'eau. Les géométries modernes des roues, les revêtements et les tolérances de fabrication permettent d'obtenir une production supérieure à partir de la même ressource en eau.

La rénovation des générateurs représentait 21,2 % des revenus du marché en 2025 et progressera selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,1 %. Les programmes de rebobinage remplacent l'isolation dégradée des systèmes de stator et de rotor et peuvent prolonger de 20 à 30 ans la durée d'exploitation des unités. Les travaux sur les turbines et les générateurs sont souvent réalisés lors du même arrêt, car leurs performances et leur disponibilité sont interdépendantes.

Les mises à niveau des systèmes de contrôle, d'automatisation et de contrôle-commande et d'acquisition de données (SCADA) progresseront selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 9,1 %. Ces systèmes permettent aux exploitants de centraliser la supervision, d'améliorer les temps de réponse et d'aligner les arrêts planifiés sur les conditions hydrologiques et du marché. La rénovation des transformateurs et des équipements électriques progressera de 9,3 %, tandis que les modernisations environnementales et écologiques augmenteront de 9,2 %. La réhabilitation des ouvrages de génie civil et des structures, selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,1 %, demeure essentielle lorsque les travaux liés à la sécurité ou à la gestion de l'eau doivent précéder les investissements électromécaniques.

Par équipement

Les turbines et les générateurs constituent la principale opportunité par équipement, car ils déterminent les performances d'exploitation du groupe turbo-alternateur. Les configurations Francis, Kaplan, Pelton et de turbines-pompes réversibles nécessitent des approches de réhabilitation différentes, mais toutes bénéficient d'améliorations de la conception hydraulique, des matériaux, des bobinages des générateurs, des systèmes d'excitation et des régulateurs.

Les équipements électriques et de contrôle établissent le lien le plus direct entre la rénovation et l'intégration au réseau. Les transformateurs, les appareillages de commutation, les systèmes de contrôle et de protection, les vannes et les portes, les conduites forcées et les équipements associés améliorent la fiabilité du système lorsque les centrales adoptent des rôles d'exploitation plus flexibles. Le projet de Valpelline, en Italie, comprend de nouveaux générateurs, des roues Pelton, des vannes sphériques, des composants de conduites forcées et une mise à niveau du système électrique, illustrant l'étendue intégrée des équipements d'un programme de réhabilitation de grande valeur.

Les régulateurs numériques et les systèmes de contrôle prennent une importance croissante dans les décisions relatives aux équipements. La modernisation de Svartisen par ANDRITZ pour Statkraft comprend des régulateurs numériques de turbines ainsi que des travaux sur des unités Francis. D'ici 2030, les fournisseurs qui associent une expertise mécanique et une expertise des systèmes de contrôle seront mieux positionnés pour obtenir des projets intégrés.

Par type de centrale

Les centrales hydroélectriques à réservoir représentaient 44,4 % des revenus du marché en 2025 et progresseront selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,4 %. Ce segment comprend bon nombre des groupes de production les plus importants et les plus anciens, notamment en Amérique du Nord, en Europe, en Chine et en Asie centrale. Les actifs à réservoir permettent également de couvrir un large périmètre de travaux, allant du remplacement des turbines et des générateurs à la modernisation des systèmes de contrôle, des transformateurs, des ouvrages civils et des systèmes environnementaux.

Les centrales au fil de l'eau représentaient 35 % des revenus du marché et progresseront selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8 %. Leurs possibilités de rénovation se concentrent dans les pays dotés de vastes aménagements en cascade, notamment la Norvège, la Suisse, la France et l'Inde. La modernisation de Vamma montre comment un projet au fil de l'eau peut accroître sa capacité grâce à une modernisation ciblée du groupe turbo-alternateur.

Les centrales de pompage-turbinage représentaient 20,6 % des revenus en 2025 et progresseront à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 9,4 %, soit le taux le plus élevé parmi les types de centrales. Le projet Srinagarind d'EGAT en Thaïlande remplacera deux groupes pompe-turbine de 180 MW par de nouvelles machines réversibles. Une étude primaire menée auprès de 62 responsables des achats de compagnies d'électricité dans 14 pays d'Asie-Pacifique et d'Europe au premier trimestre 2026 indique que la rénovation des centrales de pompage-turbinage est désormais intégrée à la planification active des investissements à court terme, soutenue par les revenus issus des contrats de stabilité du réseau.

Par capacité

Les grandes centrales de plus de 100 MW génèrent les opportunités à plus forte valeur, car leur rénovation peut englober plusieurs groupes de production, des systèmes haute tension, des infrastructures de génie civil et des exigences d'intégration au réseau. Les cascades de Cahora Bassa et de Temengor-Bersia-Kenering illustrent l'ampleur des programmes de modernisation multi-groupes.

Les centrales moyennes de plus de 10 MW et allant jusqu'à 100 MW offrent un large éventail d'opportunités pour le remplacement des roues de turbine, le rebobinage des générateurs, les régulateurs et les plateformes d'exploitation à distance. Les petites installations de 10 MW ou moins soutiennent les prestataires spécialisés grâce à la maintenance locale, aux réparations sur site, à l'usinage et au remplacement ciblé d'équipements. D'ici à 2030, les achats différeront de plus en plus entre les programmes intégrés pluriannuels des grandes centrales et les investissements modulaires dans les petites et moyennes installations.

Analyse régionale du marché de la rénovation hydroélectrique

Amérique du Nord

L'Amérique du Nord représentait 23,8 % des revenus du marché mondial en 2025 et progressera à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,2 % jusqu'en 2035. Les États-Unis et le Canada disposent d'environ 100 GW de capacité hydroélectrique installée, dont une grande partie a été construite entre les années 1930 et 1970.^{[2]Source: European Commission – Energy, "Energy Policy and Hydropower Regulation," energy.ec.europa.eu} La demande du marché se concentre sur la prolongation de la durée de vie des groupes, l'amélioration des performances environnementales et la modernisation de la flexibilité du réseau.

Aux États-Unis, la modernisation par GE Vernova de deux groupes de la centrale Saluda Hydro de 206 MW en Caroline du Sud comprend le remplacement des turbines d'aération et la réhabilitation des générateurs. Le département de l'Énergie des États-Unis estime à 2,6 GW le potentiel de capacité hydroélectrique supplémentaire issu de la modernisation des infrastructures existantes.^{[3]U.S. Department of Energy, "Water Power Technologies Office," energy.gov} Au Canada, GE Vernova a obtenu en juin 2025 un contrat portant sur la modernisation de huit groupes turbine-alternateur de la centrale Isle Maligne de Rio Tinto, au Québec. Le Mexique reste inclus dans le périmètre régional, bien que les éléments probants approuvés ne fournissent ni contrat ni estimation de marché propres à ce pays.

Europe

L’Europe représentait 26,9 % des revenus mondiaux en 2025 et progressera selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 7,4 %. La modernisation représente environ 90 % des investissements hydroélectriques régionaux au cours de la décennie actuelle. L’âge du parc, la conformité aux codes de réseau, les exigences environnementales et les conditions de financement durable prévues par RED III et le règlement Taxonomie de l’UE renforcent l’intérêt de ces investissements.^{[4]National Hydropower Association, "Hydropower Facts and Statistics," hydro.org}

La Norvège fournit d’importants exemples de modernisation d’installations au fil de l’eau avec le projet Vamma 11 et le contrat de Svartisen. Le projet de Valpelline, en Italie, comprend deux générateurs de 87 MVA, quatre roues Pelton et les améliorations électriques associées, avec une augmentation de capacité prévue de 15 %. La Suède figure dans l’activité de commandes d’ANDRITZ pour 2024–2025.

Asie-Pacifique

L’Asie-Pacifique constitue le plus grand marché régional, représentant 35,6 % des revenus mondiaux en 2025, et progressera selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 9,6 % d’ici à 2035. Le vaste parc installé de la Chine et les priorités de modernisation de l’Inde constituent le principal moteur de croissance régional. Le parc de production chinois mis en service dans les années 1980 et 1990 entre dans sa principale période de rénovation, tandis que Dongfang Electric Corporation et Harbin Electric Corporation occupent des positions importantes sur leur marché intérieur.

L’Inde est identifiée comme le deuxième marché national de l’hydroélectricité à plus forte croissance au monde, soutenu par le Plan national de l’électricité de la Central Electricity Authority.^{[5]International Hydropower Association, "Hydropower Status Report," hydropower.org} La Malaisie illustre le modèle régional de modernisation multi-sites : Voith et HeiTech Padu Berhad ont obtenu en juin 2025 un contrat couvrant la cascade de 592 MW de Temengor, Bersia et Kenering, avec notamment des mises à niveau de l’automatisation et un centre de contrôle de groupe.

Le Japon et la Corée du Sud sont confrontés à des exigences croissantes de modernisation écologique. Le Viêt Nam représente l’une des opportunités nationales à plus forte croissance d’ici à 2035. 

Moyen-Orient et Afrique

Le Moyen-Orient et l’Afrique offrent des opportunités ciblées à forte valeur lorsque se conjuguent de grands actifs de réservoir, des financements publics et des investissements liés à la transition énergétique. La modernisation de Cahora Bassa, au Mozambique, illustre l’ampleur des opportunités disponibles dans la région. 

Amérique latine

L’Amérique latine bénéficie de grands actifs hydroélectriques et d’exigences croissantes en matière de production renouvelable pilotable. Le Brésil figure parmi les trois opportunités nationales à plus forte croissance d’ici à 2035, avec l’Inde et le Viêt Nam. Le Chili et l’Argentine sont inclus dans le périmètre du marché, bien que les éléments probants approuvés ne fournissent aucune information spécifique à ces pays concernant les contrats de rénovation, les mesures réglementaires ou les estimations de marché.

Part du marché de la modernisation de l’hydroélectricité et paysage concurrentiel

Le marché est modérément fragmenté. GE Vernova détenait environ 8 % du marché en 2025. GE Vernova, ANDRITZ, Voith GmbH, Dongfang Electric Corporation et Harbin Electric Corporation représentaient collectivement 32,5 % des revenus du marché mondial.

GE Vernova se distingue par une large couverture des plateformes de turbines, la technologie des turbines aérantes et des contrats de services à long terme. Ses contrats remportés pour Saluda et Isle Maligne témoignent de la poursuite de son activité en Amérique du Nord. ANDRITZ associe conception hydraulique, fabrication mondiale, technologie de revêtement céramique et services numériques. Ses projets récents couvrent la Norvège, l’Italie, la Thaïlande, le Mozambique et d’autres marchés.

Voith intervient dans la réhabilitation de groupes turbine-alternateur, l’automatisation, les régulateurs et les systèmes SCADA. Son projet en Malaisie illustre une approche couvrant l’ensemble du périmètre pour la modernisation de plusieurs sites. Dongfang Electric Corporation et Harbin Electric Corporation occupent des positions solides en Chine et se développent sur les marchés émergents grâce à leur capacité de production et à leurs relations établies avec les services publics. Bharat Heavy Electricals Limited bénéficie, en Inde, d’une intégration verticale couvrant les turbines, les générateurs, les transformateurs et les appareillages de commutation.

ABB, Siemens Energy, Hitachi Energy, Fuji Electric, Mitsubishi Heavy Industries, Toshiba America Energy Systems Corporation, Nidec ASI et WEG se livrent concurrence dans les domaines de l’électricité, du contrôle, des transformateurs, de l’intégration au réseau et de l’électronique de puissance. AFRY, AECOM, Mott MacDonald et Stantec fournissent des compétences en ingénierie, en ingénierie pour le compte du maître d’ouvrage et en gestion de projets. Ansaldo Energia, Gilbert Gilkes & Gordon Ltd., Goltens, HECO, INTPOW, Litostroj Power, Metalock Engineering et TurbinePROs répondent aux besoins spécialisés en matière de réhabilitation et de réparation.

La concurrence s’oriente vers les services numériques, la surveillance de l’état, le support à long terme et les capacités de financement. Les performances des équipements restent indispensables, mais l’étendue des réseaux de services et la capacité à intégrer des fonctionnalités numériques aux grandes opérations de réhabilitation pèseront de plus en plus dans le choix des fournisseurs.

Évolutions récentes du secteur

• décembre 2025 : ANDRITZ a annoncé le contrat Svartisen avec Statkraft en Norvège, portant sur la rénovation de turbines Francis de 350 MW et 250 MW, de régulateurs numériques de turbines et de revêtements céramiques. Le projet associe la réhabilitation mécanique à l’amélioration des capacités d’exploitation.
• octobre 2025 : ANDRITZ a obtenu un contrat d’EGAT pour remplacer deux unités de stockage par pompage-turbinage de 180 MW à la centrale de Srinagarind, en Thaïlande. Ce contrat soutient l’essor du stockage par pompage-turbinage comme ressource d’équilibrage du réseau.
• septembre 2025 : ANDRITZ a reçu une commande de Compagnia Valdostana delle Acque pour réhabiliter la centrale de Valpelline, en Italie, avec deux générateurs de 87 MVA, quatre roues Pelton et les améliorations électriques associées. Selon les prévisions, ces travaux devraient accroître la capacité installée de 15 %.
• juillet 2025 : ANDRITZ a annoncé un contrat visant à réhabiliter la centrale de Cahora Bassa, d’une capacité de 2 075 MW, au Mozambique, avec cinq générateurs de 480 MVA et cinq roues Francis. Le projet souligne l’ampleur de la demande concernant les grands aménagements hydroélectriques à réservoir.