Le marché mondial des turbines à gaz subit une crise historique avec des prix qui pourraient bondir de 195% d’ici 2027, selon Wood Mackenzie. La demande explosive des centres de données dédiés à l’intelligence artificielle dépasse largement les capacités de production des trois principaux fabricants, créant un déséquilibre structurel qui redessine les conditions économiques des nouvelles centrales électriques au gaz.
Le secteur des turbines à gaz traverse une période de tension sans précédent, où les lois classiques de l’offre et de la demande semblent avoir été suspendues. Alors que la consommation électrique des centres de données dédiés à l’intelligence artificielle connaît une croissance exponentielle, les fabricants peinent à suivre le rythme, créant un gouffre entre les besoins et les capacités de production. Cette situation inédite transforme profondément les équilibres économiques du marché de l’énergie.
Un déséquilibre structurel historique
Les chiffres parlent d’eux-mêmes : avec 110 gigawatts de commandes enregistrées fin 2025 pour une capacité de production mondiale limitée à 60-70 GW, le secteur affiche un déficit structurel qui dépasse les simples ajustements conjoncturels. Ce déséquilibre fondamental explique pourquoi les prix des turbines pourraient atteindre 600 dollars par kilowatt d’ici fin 2027, soit soit une hausse de 195 % depuis 2019. Les promoteurs de centrales électriques se retrouvent dans une course contre la montre pour sécuriser les équipements nécessaires aux 63 GW de nouvelles capacités au gaz prévues jusqu’en 2030.
La situation est d’autant plus tendue que les trois acteurs capables de produire des turbines à gaz de grande échelle — GE Vernova, Siemens Energy et Mitsubishi Heavy Industries — affichent chacun des carnets de commandes s’étendant sur environ cinq ans. GE Vernova a contractualisé 83 GW de turbines à gaz, tandis que Siemens Energy détient un carnet de commandes record de 136 milliards d’euros. Les délais de livraison, qui s’établissaient autour de deux ans en 2021, se sont allongés à près de six ans aujourd’hui.
La chaîne d’approvisionnement sous tension extrême
La crise ne se limite pas aux turbines elles-mêmes. Elle s’étend en profondeur dans l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement, où la fabrication des composants de section chaude représente le point de blocage le plus critique. La production d’aubes de turbine monocristallines, procédé de haute précision, ne peut être réalisée à grande échelle que par une poignée de fournisseurs mondiaux. Ces contraintes techniques s’accompagnent de pénuries de main-d’œuvre spécialisée et de pressions sur les coûts liées au commerce international.
Les conséquences sur les coûts des centrales sont spectaculaires : selon Wood Mackenzie, les coûts des centrales à cycle combiné ont atteint en moyenne 2 500 dollars par kilowatt, contre environ 1 000 dollars par kilowatt il y a seulement deux ans. L’inflation contraint certains promoteurs à des solutions de fortune, comme la recherche de turbines reconditionnées datant des années 1990 sur le marché nord-américain.
« Cette contrainte d’approvisionnement, associée à des délais de six ans et à des carnets de commandes complets jusqu’en 2027, a fondamentalement transformé le marché en faisant passer les décisions d’un critère économique basé sur le carburant à une viabilité de projet déterminée par la stratégie d’approvisionnement », analyse Aurora Tenorio, analyste senior chez Wood Mackenzie.
L’impact démesuré de l’intelligence artificielle
Le moteur principal de cette demande exceptionnelle réside dans l’explosion des besoins énergétiques des centres de données dédiés à l’intelligence artificielle. Wood Mackenzie prévoit que la consommation d’électricité de ces infrastructures aux États-Unis augmentera de 96 % entre 2026 et 2031. L’IA et l’expansion du cloud représentent désormais la source de nouvelle charge sur le réseau connaissant la croissance la plus rapide, dépassant largement les prévisions les plus optimistes.
Les opérateurs de centres de données recherchent des sources d’énergie fiables et rapidement déployables, ce qui explique leur intérêt marqué pour le gaz naturel, perçu comme une solution de transition vers des mix énergétiques plus décarbonés.
Des investissements massifs mais insuffisants
Face à cette pression, les fabricants ont annoncé des plans d’investissement conséquents. Siemens Energy engage 1 milliard de dollars dans le développement de ses capacités américaines, tandis que GE Vernova y consacre près de 600 millions de dollars. Ces efforts visent à augmenter la production annuelle de turbines lourdes, que GE Vernova prévoit d’augmenter sa production d’environ 50 à 80 unités lourdes par an.
Pourtant, selon les estimations du secteur, ces investissements ne devraient permettre qu’une augmentation de 20 à 25 % de la production totale. Une progression significative, mais qui reste insuffisante face à la croissance de la demande. « Il est peu probable que les fabricants puissent livrer les turbines beaucoup plus rapidement dans ce délai, même avec les récentes annonces d’expansion des capacités », tempère Patrick Huang, analyste de recherche principal chez Wood Mackenzie.
Perspectives à moyen terme
Le cabinet d’études s’attend à ce que les prix des turbines atteignent leur sommet en 2027, avant d’amorcer une baisse progressive à mesure que les nouvelles capacités de fabrication entreront en service. Cependant, cet allègement des tensions ne devrait probablement pas intervenir avant la fin de la décennie, laissant le marché dans une situation de pénurie structurelle pour plusieurs années encore.
La crise révèle les limites d’un modèle industriel conçu pour répondre à une croissance régulière et prévisible. Elle met également en lumière les défis de la transition énergétique, où la demande de solutions de back-up pour les énergies renouvelables intermittentes vient s’ajouter aux besoins traditionnels du secteur électrique.
