Auteurs:
Ankit Gupta, Riya Gupta
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Marché des éoliennes terrestres Taille et part 2026-2035
ID du rapport: GMI12007
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Date de publication: August 2026
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Format du rapport: PDF/Excel/Tableau de bord/Plateforme
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Marché des éoliennes terrestres
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Marché des éoliennes terrestres
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Taille du marché des éoliennes terrestres
Le marché des éoliennes terrestres était évalué à 146,3 milliards de dollars américains en 2025. Selon le dernier rapport publié par Global Market Insights Inc., il atteindra 225,9 milliards de dollars américains d’ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 4,4 % sur la période 2026-2035.
Points clés à retenir sur le marché des éoliennes terrestres
Leader du marché : Vestas était en tête avec plus de 17 % de part de marché en 2025.
Acteurs de premier plan : Les 5 principaux acteurs de ce marché comprennent Vestas, Siemens Gamesa Renewable Energy, Goldwind, Envision Energy, GE Vernova, qui détenaient ensemble une part de marché de 53 % en 2025.
Le chiffre d’affaires correspond aux dépenses d’investissement engagées par MW de capacité terrestre installée dans le monde. L’année de référence 2025 reste provisoire : les 106 000 MW installés pourraient varier de ±5 à 8 % une fois la publication complète des statistiques achevée. Le marché comprend les installations d’éoliennes à axe horizontal (HAWT) et vertical (VAWT) de plus de 500 kW, les projets raccordés au réseau et autonomes, les nouvelles constructions, le renouvellement des installations, la fourniture des éoliennes, les travaux de génie civil, l’installation, la mise en service et les infrastructures connexes. Les éoliennes en mer, les petites éoliennes de moins de 500 kW, les services d’exploitation et de maintenance (O&M) et du marché secondaire, les baux fonciers, les coûts d’obtention des permis, l’évaluation des ressources et le conseil en ingénierie sont exclus.
Les prévisions font apparaître une distinction structurelle importante : le volume installé augmente à un TCAC de 5,0 %, tandis que le chiffre d’affaires progresse de 4,4 %. Le coût total installé par MW diminue, passant de 1,38 million de dollars américains en 2025 à 1,31 million de dollars américains en 2035, car les plateformes de plus grande taille réduisent les coûts liés aux équipements, au génie civil et au raccordement au réseau par unité de production. Il en résulte une croissance de l’activité de déploiement plus rapide que celle du chiffre d’affaires du marché. Cette distinction s’applique à toutes les prévisions régionales et par segment ; elle ne constitue pas une anomalie temporaire des prix. [1]
Les données de 2022 à 2025 montrent une forte reprise des constructions après la pandémie, suivie d’une normalisation. Les installations mondiales ont atteint 106 800 MW et le chiffre d’affaires, 152 100 millions de dollars américains en 2023. Ils ont ensuite reculé à 100 000 MW et 139 800 millions de dollars américains en 2024, sous l’effet de la normalisation en Chine, du resserrement des chaînes d’approvisionnement européennes et de la suspension par Siemens Gamesa des ventes de sa plateforme 4.X pour remédier à des problèmes de qualité. Le rebond de 2025, à 106 000 MW et 146 300 millions de dollars américains, reflète l’activité de construction liée à l’Inflation Reduction Act des États-Unis, à REPowerEU, aux projets de transport interétatique d’électricité en Inde et à un environnement politique chinois plus stable. [2]
Les estimations reposent sur une approche ascendante axée sur la demande : les ajouts annuels en MW sont évalués à partir du coût total installé par MW validé pour chaque région tarifaire, puis triangulés avec les données du GWEC, de l’AIE, les statistiques nationales, les projets inscrits dans les portefeuilles de politiques publiques, les rapports des entreprises et les données publiques sur les installations. Les totaux régionaux concordent avec le marché mondial pour 2025 et 2035. Les répartitions par segment concordent au sein de chaque axe de segmentation, sous réserve des arrondis indiqués dans le tableau des prévisions par composante.
Point de vue des analystes de GMI
Le marché entre dans une phase d’expansion tirée par les volumes jusqu’en 2030, avant d’évoluer vers une combinaison de nouvelles constructions et de renouvellement des installations jusqu’en 2035. Les éoliennes de plus grande taille réduisent les coûts à l’échelle des projets, mais diminuent également l’intensité des coûts installés par MW, ce qui maintient la croissance du chiffre d’affaires en deçà de celle des installations. L’enjeu commercial n’est pas de savoir si le déploiement de l’éolien va progresser, mais où la discipline tarifaire pourra se maintenir à mesure que les fournisseurs chinois accroissent leur présence à l’international. Après 2030, le renouvellement des installations devient le principal facteur de stabilisation des marchés matures, car les raccordements au réseau, les voies d’accès et les autorisations de site existent déjà.
Principaux moteurs de croissance
Les objectifs en matière d’énergies renouvelables constituent le principal moteur de la demande. Les plans quinquennaux de la Chine, l’objectif de 500 GW d’énergies renouvelables de l’Inde, REPowerEU et les incitations fiscales américaines alimentent des portefeuilles de projets sur plusieurs années, plutôt que des cycles d’approvisionnement ponctuels. L’Inde a installé 6 à 7 GW au cours de l’exercice 2024, contre un rythme annuel de 25 GW impliqué par son objectif pour 2030, ce qui laisse apparaître un retard quantifiable à rattraper. [3]
L’éolien terrestre conserve un avantage en matière de coûts qui favorise la rentabilité des nouveaux projets. L’IRENA estime que le coût actualisé de l’électricité (LCOE) de l’éolien terrestre se situe à l’échelle mondiale entre 0,024 et 0,107 USD/kWh, une grande partie des nouvelles capacités se situant dans une fourchette de 0,033 à 0,050 USD/kWh. Des rotors de plus grand diamètre et des moyeux plus hauts améliorent le rendement tout en réduisant le nombre de machines, de fondations et de raccordements au réseau nécessaires pour atteindre un objectif de capacité. [4]
Les politiques de sécurité énergétique ont fait des procédures d’autorisation et des capacités nationales des variables commerciales. REPowerEU et le cadre européen relatif aux autorisations favorisent un déploiement plus rapide des énergies renouvelables, tandis que les crédits d’impôt américains à la production et à l’investissement améliorent la rentabilité des projets. Le renouvellement des parcs amplifie cet effet, car les sites existants peuvent s’appuyer sur des infrastructures en place et des droits de raccordement au réseau.
Principaux freins du marché
La dépendance aux terres rares, la disponibilité des aciers spéciaux, le transport des pales et la logistique des composants limitent la vitesse à laquelle les plateformes de plus grande taille peuvent être déployées à grande échelle. L’exposition au néodyme et au dysprosium reste liée aux chaînes d’approvisionnement chinoises, tandis que les pales de plus de 80 m nécessitent des capacités spécialisées de production, de stockage, de transport et d’installation.
Les procédures d’autorisation et le raccordement au réseau constituent un autre goulot d’étranglement en matière de capacité. L’Allemagne a installé 3,0 GW en 2024, contre un rythme annuel de 10 GW nécessaire pour suivre sa trajectoire à l’horizon 2030, et les files d’attente pour le raccordement au réseau aux États-Unis dépassent 2 000 GW, toutes technologies confondues. Les projets peuvent rester commercialement viables tout en ne se concrétisant pas sous forme d’installations dans les délais prévus.
La baisse du coût d’installation par MW profite aux développeurs et aux consommateurs d’électricité, mais freine les revenus du marché. À l’échelle mondiale, le coût d’installation passe de 1,38 million de dollars américains/MW en 2025 à 1,31 million de dollars américains/MW en 2035. Cette évolution des prix explique pourquoi les prévisions de volume restent supérieures aux prévisions de revenus sur toute la période.
Point de vue des analystes de GMI
Le soutien des politiques publiques et la compétitivité des coûts l’emportent sur les freins identifiés, sans toutefois éliminer les risques d’exécution. Le principal défi consiste à convertir les portefeuilles de projets en installations raccordées au réseau. La pression sur les prix renforce l’importance des revenus issus des services, du soutien au financement et de la production locale pour les fabricants d’équipements d’origine (OEM). À l’horizon 2030, les fournisseurs qui associent des plateformes de plus grande taille à des engagements de service finançables conserveront une position plus solide que ceux qui se concurrencent uniquement sur le prix des turbines.
Analyse par segment du marché des éoliennes terrestres
Par axe de rotation
Les éoliennes à axe horizontal restent la norme pour les installations à grande échelle, car les chaînes d’approvisionnement des groupes motopropulseurs, rotors, tours, grues et équipements de raccordement au réseau ont été développées autour de l’architecture HAWT. Les plateformes Vestas EnVentus, Siemens Gamesa 4.X/5.X, GE Vernova 3.6-154 et 6.1-158, ainsi que Nordex Delta4000 témoignent de l’ampleur de cette base installée. Les HAWT progressent avec le marché, même si leur part diminue à mesure que les applications spécialisées se développent.
Les VAWT sont utilisées sur des terrains complexes, dans des régimes de vents turbulents, sur des sites en périphérie urbaine et dans des systèmes hybrides isolés, où l’omnidirectionnalité et des seuils de démarrage plus bas sont importants. Leur taux de croissance annuel composé de 8,5 % correspond à la croissance d’un marché de niche, à partir de 3 700 millions de dollars américains, et ne remet pas en cause la domination des HAWT dans les installations à grande échelle. En 2035, les VAWT ne représentent encore que 3,7 % du chiffre d’affaires.
Par connectivité
Les projets raccordés au réseau dominent, car les enchères, les contrats d’achat d’électricité (PPA), les mécanismes de tarifs de rachat, les crédits d’impôt et les normes de portefeuille d’énergies renouvelables sont conçus pour la production à grande échelle. Les projets soutenus par l’IRA aux États-Unis, les ajouts allemands dans le cadre de l’objectif national pour l’éolien terrestre et les projets indiens liés à l’ISTS concentrent les investissements dans ce segment. La part des projets raccordés au réseau atteint 96,0 % en 2035.
Les systèmes autonomes desservent les communautés isolées, les installations militaires, les îles et les microréseaux industriels. Les zones industrielles isolées d’Arabie saoudite, les programmes ruraux en Afrique et les systèmes éoliens avec batteries sur les marchés des archipels soutiennent la demande, mais l’extension du réseau et les économies d’échelle des installations de grande puissance limitent la croissance du segment à 2,1 %. La valeur opérationnelle du segment tient à la résilience et à l’accès à l’énergie plutôt qu’au volume.
Par puissance nominale
Les turbines de plus de 3 MW constituent la classe de puissance nominale la plus importante et celle qui connaît la croissance la plus rapide. Les modèles Vestas V172-7.2MW, Nordex N177-7.X, Siemens Gamesa SG 5.X et CSSC Haizhuang H242-12.5MW s’inscrivent dans la tendance des achats visant à obtenir une production accrue à partir de chaque fondation et raccordement au réseau. Le prototype de 15 MW de SANY et la turbine certifiée de 11,5 MW de Windey illustrent l’extrémité supérieure de cette trajectoire. [5]
La plage>1-3 MW reste pertinente lorsque les routes, les grues, les limites du réseau et la configuration des sites restreignent la taille des turbines. La classe>500 kW-1 MW se contracte à mesure que les achats destinés aux installations à grande échelle se tournent vers des machines plus puissantes. La demande résiduelle reste liée aux applications isolées, industrielles et décentralisées.
Par composant
Le total des composants affiché pour 2035 diffère de 100 millions de dollars américains du total mondial, car les chiffres des composants sont arrondis. Les nacelles conservent la part la plus importante, car elles abritent le groupe motopropulseur, le générateur, le convertisseur, le transformateur, les systèmes de commande, le système d’orientation et les équipements de surveillance. Les architectures à génératrice asynchrone à double alimentation (DFIG) couplée à un multiplicateur et les architectures à entraînement direct avec aimants permanents concentrent la complexité technique dans la nacelle.
Les exigences imposées aux tours augmentent à mesure que la hauteur des moyeux dépasse 130 m, tandis que les contraintes de transport favorisent le maintien d’une fabrication régionale. Les modules de rotor nécessitent des moules composites de pointe, une protection du bord d’attaque, un transport spécialisé et un stockage contrôlé. Les activités de CRRC dans le domaine des pales et celles de LM Wind Power, filiale de GE Vernova, illustrent l’intégration verticale de l’approvisionnement en rotors. [6]
Point de vue des analystes de GMI
La transition vers des puissances nominales plus élevées stimule davantage le marché que l’évolution du type d’axe ou de la composition des composants. Chaque déploiement d’une grande plateforme accroît la valeur de la logistique, des études de raccordement au réseau et de l’exécution des services, même s’il réduit l’intensité en équipements par MW. La classe de plus de 3 MW représentera 78 % du chiffre d’affaires d’ici 2035, car elle répond à la fois aux impératifs économiques des nouveaux projets et aux besoins de renouvellement des parcs. La croissance des éoliennes à axe vertical (VAWT) reste commercialement pertinente dans les applications soumises à des contraintes, mais ne constitue pas une solution de remplacement aux éoliennes à axe horizontal (HAWT).
Marché des éoliennes terrestres — Analyse régionale
Amérique du Nord
Le marché nord-américain atteindra 27 900 millions de dollars américains d’ici 2035, avec une croissance de 7,6 %. Les crédits d’impôt à la production et à l’investissement prévus par l’IRA des États-Unis soutiennent un rythme annuel de construction de 8 à 14 GW jusqu’en 2030. Le Texas, l’Iowa, le Kansas, l’Oklahoma, le Nouveau-Mexique et le Wyoming resteront des États clés pour l’éolien. Le Canada contribue à la demande grâce à l’Ontario et à l’Alberta. Le renouvellement des parcs vieillissants ouvre à GE Vernova et à Vestas un deuxième relais de croissance, en complément des nouveaux projets.
Europe
Le marché européen passe de 25 400 millions à 46 800 millions de dollars américains. L’objectif allemand de 100 GW d’éolien terrestre, celui de 62 GW fixé par le PNIEC espagnol, le cadre britannique des contrats pour différence (CfD), ainsi que les projets en développement en France et en Italie soutiennent le taux de croissance annuel composé (TCAC) de 6,3 %. Avec 3,0 GW installés en 2024, l’Allemagne est restée en deçà du rythme nécessaire pour atteindre son objectif de 2030, ce qui confirme que l’octroi des permis et les raccordements au réseau demeurent des contraintes centrales. En Europe, le coût d’installation passe de 1,64 million de dollars américains/MW en 2025 à 1,56 million de dollars américains/MW en 2035.
Asie-Pacifique
L’Asie-Pacifique reste le plus grand marché, avec 100 100 millions de dollars américains en 2025, soit 68,4 % du chiffre d’affaires mondial. La Chine représente 65 % du chiffre d’affaires et des installations de la région, concentrant ainsi 44 % du chiffre d’affaires mondial de l’éolien terrestre dans un seul pays. Cette concentration fait de la politique chinoise, des conditions commerciales applicables aux terres rares et aux aciers spéciaux, ainsi que de la réglementation des promoteurs privés des facteurs de risque importants pour les prévisions.
Les 14e et 15e plans quinquennaux de la Chine soutiennent un rythme annuel d’ajouts terrestres de 70 à 80 GW. L’objectif de 500 GW d’énergies renouvelables de l’Inde nécessite des ajouts éoliens annuels de 25 GW d’ici 2030, contre 6 à 7 GW au cours de l’exercice 2024. Le Capacity Investment Scheme de l’Australie, les marchés de Tohoku et d’Hokkaido au Japon, ainsi que les provinces de Jeolla en Corée du Sud élargissent la présence régionale. Dans le scénario de base, le chiffre d’affaires de l’Asie-Pacifique diminue, passant de 136 000 millions de dollars américains en 2034 à 133 100 millions en 2035, la Chine amorçant la transition vers un nouveau plan quinquennal. La croissance mondiale se poursuit grâce aux volumes supplémentaires en Europe et dans les Amériques. [7]
Amérique latine
L’Amérique latine atteindra 8 700 millions de dollars américains d’ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (TCAC) de 4,7 %. Les marchés brésiliens du Ceará, du Rio Grande do Norte, de Bahia et du Piauí sont les principaux moteurs de la demande régionale. Le marché mexicain des contrats d’achat d’électricité (PPA) privés et les projets de Patagonie en Argentine offrent des canaux d’approvisionnement supplémentaires. Dans la région, la concurrence repose sur le financement, l’exécution locale et la couverture des services, tandis que les équipementiers chinois et européens convoitent les mêmes projets.
Moyen-Orient et Afrique
Le Moyen-Orient et l’Afrique passent de 1 812 millions à 9 290 millions de dollars américains, avec un TCAC de 17,8 %. Ce taux s’explique par une faible base de départ, représentant 1,2 % du chiffre d’affaires mondial, et non par une croissance comparable à celle des grands marchés régionaux. Le gain absolu de 7,5 milliards de dollars américains sur la période de prévision est inférieur à un ajout annuel typique en Asie-Pacifique. Tout recours au TCAC de la région MOA doit s’accompagner de cette précision sur la faiblesse de la base de départ.
Le Programme national pour les énergies renouvelables de l’Arabie saoudite, la Stratégie pour l’énergie propre des Émirats arabes unis, le programme d’Oman, les appels d’offres REIPPP d’Afrique du Sud, le corridor éolien du canal de Suez en Égypte, les projets du Maroc et les programmes de réseau au Kenya et en Éthiopie soutiennent les perspectives régionales. L’Arabie saoudite, l’Égypte, l’Afrique du Sud et le Maroc sont les principaux pays moteurs.
Point de vue des analystes de GMI
La diversification régionale est en cours, mais elle n’élimine pas les risques liés à la concentration en Chine. L’Asie-Pacifique restera le plus grand bassin de demande jusqu’en 2035, tandis que l’Amérique du Nord et l’Europe afficheront les taux de croissance les plus élevés parmi les marchés développés. Le Moyen-Orient et l’Afrique revêtent une importance stratégique croissante pour les carnets de commandes des équipementiers et la fabrication destinée à l’exportation, même si leur TCAC de 17,8 % ne doit jamais être dissocié de la base de 1 812 millions de dollars américains. D’ici 2030, les règles relatives au contenu local et le financement des projets détermineront de plus en plus les gagnants régionaux.
Parts de marché et paysage concurrentiel du marché des éoliennes terrestres
Vestas est le leader du marché, avec 17 % du chiffre d’affaires de 2025, suivi de Siemens Gamesa Renewable Energy, à 11 %, de Goldwind, à 10 %, d’Envision, à 8 %, et de GE Vernova, à 7 %. Les cinq premiers acteurs détiennent 53 % du marché, qui est donc modérément concentré en termes de chiffre d’affaires. Les équipementiers chinois représentent une part plus importante de la capacité installée en MW que du chiffre d’affaires, car les coûts totaux d’installation en Asie-Pacifique, de 1,31 million de dollars américains/MW, sont inférieurs à ceux de l’Europe, qui s’élèvent à 1,64 million de dollars américains/MW. Les parts sont calculées sur la base du chiffre d’affaires mondial total de 146 300 millions de dollars américains.
Vestas associe une présence internationale, les plateformes EnVentus, des revenus issus des services et des capacités de renouvellement des parcs. Siemens Gamesa conserve une large présence en Europe et dans les services, tout en rétablissant le positionnement de ses plateformes 4.X et 5.X. La technologie à entraînement direct de Goldwind, son envergure industrielle et son rôle de développeur contribuent à son leadership mondial en MW installés. Envision associe les éoliennes à la plateforme numérique EnOS et à une capacité d’exécution de projets à l’international. GE Vernova bénéficie de sa base installée en Amérique du Nord, de l’intégration de LM Wind Power et d’un portefeuille de projets soutenu par l’IRA. [8][9]
Le niveau concurrentiel suivant comprend Mingyang, CSSC Haizhuang, Windey, Dongfang, United Power, SANY, Shanghai Electric et CRRC. La plateforme H242-12.5MW de CSSC cible les grands parcs situés dans les déserts et les régions de Gobi. Le positionnement de Windey sur les génératrices asynchrones à double alimentation (DFIG) moyenne tension et la certification WD230-11500 renforcent son positionnement technologique. SANY associe des commandes en Inde à des projets de production en Europe, tandis que les capacités de fabrication de pales de CRRC renforcent son contrôle de la chaîne d’approvisionnement. ENERCON et Nordex restent des spécialistes européens de l’éolien terrestre, avec des positions distinctives en matière de services régionaux et de plateformes. Suzlon et Inox Wind représentent la base d’approvisionnement nationale de l’Inde ; Inox Wind a remplacé Hitachi Energy dans l’univers d’entreprises approuvé, car il s’agit d’un fabricant indien d’éoliennes terrestres. Doosan Enerbility conserve un profil historique axé sur l’éolien terrestre en Corée, construit autour du WinDS3000, tandis que sa stratégie future est centrée sur les plateformes offshore. Senvion relève uniquement d’un profil historique : l’entreprise a cessé ses activités en 2019, et Siemens Gamesa a acquis en 2020 ses actifs européens liés aux services, sa propriété intellectuelle et Ria Blades. Sinovel conserve un rôle amoindri sur le marché.
Point de vue des analystes de GMI
Le marché des revenus est modérément concentré, mais l’intensité concurrentielle reste élevée en raison des fortes disparités régionales en matière de prix et d’accès aux fournisseurs. Les leaders occidentaux conservent des avantages dans les services, le financement et les marchés soumis à des exigences élevées de conformité. Les fabricants d’équipement d’origine (OEM) chinois sont les mieux placés pour gagner du terrain lorsque les développeurs privilégient les prix clés en main et les partenariats en faveur du contenu local. L’effet de second ordre de l’expansion internationale est un déplacement de la concurrence, qui ne porte plus seulement sur les équipements, mais aussi sur la répartition des risques liés aux projets, la disponibilité à long terme et le soutien au financement.
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Méthodologie de recherche, sources de données et processus de validation
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Notre processus de recherche en 6 étapes
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5. Modèle de prévision et principales hypothèses
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✓ Les hypothèses macroéconomiques (croissance du PIB, inflation, taux de change)
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