Rapport d’analyse de la taille, de la part et des tendances du marché de l’énergie éolienne offshore par produit (monopiles, gravité, veste), par applications (énergie éolienne distribuée, énergie éolienne centralisée), par utilisation finale, par région et prévisions de segment – ​​2035

Opportunité

""Les marchés offshore émergents créent des opportunités majeures pour de nouveaux projets.""

Les marchés émergents offrent une opportunité de croissance majeure à mesure que le développement offshore s’étend au-delà de la Chine, du Royaume-Uni, de l’Allemagne, des Pays-Bas et de l’Europe du Nord. Le Japon, la Corée du Sud, Taïwan, les Philippines, l'Australie, l'Inde, le Brésil et d'autres marchés côtiers créent des cadres de location ou évaluent des projets commerciaux. La capacité offshore mondiale doit augmenter considérablement pour répondre aux scénarios de transition énergétique à long terme, les trajectoires internationales envisageant environ 500 GW d’ici 2030 et une capacité bien plus grande d’ici 2050. Même la réalisation d’une fraction de ces ambitions nécessiterait des installations annuelles plusieurs fois supérieures aux environ 8 GW ajoutés en 2024. L’Asie-Pacifique est particulièrement attractive car la région combine une forte demande d’électricité côtière avec de grandes industries nationales de construction navale et d’acier. L’Inde offre un potentiel supplémentaire grâce à son long littoral et à sa demande croissante d’énergies renouvelables. Suzlon Energy et Tata Power sont positionnées dans le paysage des entreprises approvisionnées pour bénéficier d'un développement offshore indien plus large si des projets à grande échelle progressent. Les enchères sur les marchés émergents peuvent également prendre en charge la localisation de fondations, de pylônes, de câbles, de sous-stations et de navires de service.

Défi

""La connexion au réseau et les goulots d'étranglement de la chaîne d'approvisionnement offshore restent des défis d'exécution majeurs.""

Le principal défi consiste à coordonner la construction de parcs éoliens avec les ports, les navires, la fabrication, le transport et la disponibilité du réseau terrestre. Un projet offshore de 1 GW peut nécessiter plus de 60 grandes turbines, des dizaines de fondations, des centaines de kilomètres de câbles réseau, des câbles d'exportation, des sous-stations offshore et des mises à niveau majeures du réseau terrestre. Si un composant critique est retardé de 6 mois, les navires d'installation et les équipages sous contrat peuvent également devoir être reprogrammés. Les files d’attente sur le réseau deviennent particulièrement importantes car les grands parcs éoliens ne peuvent pas commencer leur exploitation commerciale complète tant que l’infrastructure d’exportation n’est pas terminée. Les projets de transport en mer peuvent prendre de 5 à 10 ans entre la planification et l'exploitation en raison de l'examen environnemental, des permis, du routage des câbles et des exigences relatives aux sous-stations terrestres. Les turbines plus grandes créent une pression supplémentaire sur la chaîne d'approvisionnement, car seul un nombre limité de ports peuvent gérer des pales de plus de 100 mètres et des nacelles pesant des centaines de tonnes. Les développeurs de projets réservent de plus en plus leurs navires plusieurs années à l'avance et établissent des accords à long terme avec les fabricants de fondations et de câbles afin de réduire les risques liés au calendrier.

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Analyse de segmentation

Par types

Monopieux :On estime que les monopieux représentent environ 67 % du marché de l’énergie éolienne offshore et restent le principal type de fondation car ils permettent une fabrication et une installation relativement simples pour les turbines à fond fixe dans des eaux peu et moyennement profondes. Un monopile se compose principalement d'une grande structure tubulaire en acier enfoncée ou forée dans le fond marin et reliée à la tour de la turbine soit directement, soit par une section de transition. Les projets antérieurs utilisaient des diamètres inférieurs à 6 mètres, tandis que les développements actuels de grandes turbines peuvent nécessiter des structures de plus de 10 mètres de diamètre et pesant plus de 1 000 tonnes. Le projet Windanker de 315 MW d'Iberdrola utilise 21 fondations monopieux pour des turbines de 15 MW, démontrant comment des puissances nominales plus élevées des turbines réduisent le nombre de fondations. Les fournisseurs de monopieux augmentent l'épaisseur des tôles d'acier, l'automatisation du soudage, la capacité de laminage et les limites de diamètre des lignes de production pour prendre en charge les machines de 15 MW et plus. Ce segment devrait rester dominant jusqu’en 2035, car de nombreux projets à fond fixe en Europe et en Asie sont situés dans des profondeurs d’eau inférieures à environ 50 mètres.

Pesanteur:On estime que les fondations gravitaires représentent environ 12 % de la demande du marché et utilisent de grandes bases en béton armé ou hybrides qui reposent principalement sur la masse structurelle plutôt que sur la pénétration profonde des pieux. Ces systèmes peuvent être intéressants lorsque la géologie des fonds marins rend le battage de pieux difficile ou lorsque les projets cherchent à réduire le bruit sous-marin du battage de pieux. Les structures gravitaires peuvent peser plusieurs milliers de tonnes et nécessitent une préparation des fonds marins avant leur installation. Leur large base répartit les charges de la turbine sur une plus grande surface et peut supporter des masses importantes de la tour et du rotor. Cependant, les structures lourdes créent des exigences de transport et portuaires exigeantes. Un projet utilisant 50 fondations gravitaires peut nécessiter des chantiers de coulée spécialisés couvrant plusieurs hectares et des installations de quai en eau profonde pour déplacer les structures au large. Cette technologie peut également réduire l’exposition à l’acier par rapport aux fondations entièrement en acier, qui peuvent devenir attrayantes lorsque les prix de l’acier augmentent. Les fondations gravitaires devraient rester un segment spécialisé mais pertinent jusqu’en 2035.

Veste:On estime que les fondations à enveloppe représentent environ 21 % du marché et sont largement utilisées là où la profondeur de l'eau, les conditions du sol et la charge des turbines rendent les monopieux moins favorables. Les structures de veste utilisent généralement 3 ou 4 pieds en acier reliés par des contreventements, répartissant la charge sur plusieurs points de fixation du fond marin. Cette configuration peut convenir à des profondeurs d'eau d'environ 35 mètres à plus de 60 mètres selon les conditions du projet. Les vestes utilisent une masse d'acier moins concentrée que les grands monopieux, mais impliquent davantage d'éléments structurels et de soudures individuels, augmentant ainsi la complexité de fabrication. Ils sont particulièrement pertinents pour les grandes éoliennes installées plus loin au large, là où la charge des vagues devient plus importante. La structure à cadre ouvert réduit la charge hydrodynamique par rapport aux gros cylindres solides. La demande de vestes devrait rester importante à mesure que les projets se déplacent vers des eaux plus profondes à fond fixe et que les développeurs optimisent les structures pour les turbines de la gamme 12 MW à 18 MW.

Par candidatures

Énergie éolienne distribuée :On estime que l’énergie éolienne distribuée représente environ 6 % de la demande du marché de l’énergie éolienne offshore et comprend de petites installations offshore ou proches du littoral conçues pour répondre aux besoins en électricité localisés, aux îles, aux installations industrielles, aux ports ou aux micro-réseaux plutôt qu’aux grands réseaux de services publics centralisés. L'éolien offshore est naturellement adapté aux projets centralisés car les coûts des turbines, des navires, des câbles et des fondations favorisent les développements plus importants, mais des configurations plus petites peuvent être pertinentes lorsque les réseaux isolés dépendent fortement du carburant importé. Un système offshore distribué contenant 3 turbines d'une puissance nominale de 15 MW pourrait fournir environ 45 MW de capacité installée, suffisamment pour réduire considérablement l'utilisation de combustibles fossiles sur un petit système insulaire. Les applications distribuées peuvent également combiner l’énergie éolienne avec le stockage sur batterie et la production locale d’hydrogène. Le segment reste plus petit car les coûts d’autorisation et d’installation par mégawatt sont généralement plus élevés que dans les développements de plusieurs centaines de mégawatts.

Énergie éolienne centralisée :On estime que l’énergie éolienne centralisée représente environ 94 % de la demande du marché et domine le développement offshore, car les grands projets permettent de réaliser des économies d’échelle au niveau des turbines, des fondations, des câbles d’exportation, des navires, des sous-stations et des opérations. Les fermes commerciales offshore dépassent de plus en plus les 500 MW, tandis que les multiples projets actuels vont d'environ 1 GW à plus de 2 GW. Le projet East Anglia THREE d'Iberdrola a une capacité d'environ 1,4 GW et devrait fournir une électricité équivalente aux besoins de plus de 2,4 millions de personnes. Les grands projets centralisés collectent généralement l’électricité via des câbles de 66 kV ou similaires avant d’exporter l’énergie vers le rivage à une tension de transport beaucoup plus élevée. Les projets supérieurs à 1 GW utilisent de plus en plus des systèmes HVDC lorsque la distance offshore et les exigences de transmission justifient l'infrastructure de convertisseur supplémentaire. L’énergie éolienne centralisée devrait rester l’application dominante tout au long de 2035, car les systèmes énergétiques nationaux nécessitent des ajouts de capacités renouvelables à l’échelle du gigawatt.

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Perspectives régionales

Amérique du Nord

On estime que l’Amérique du Nord représente environ 8 % de la demande du marché mondial, les États-Unis représentant la principale opportunité commerciale. Le pipeline de développement et d’exploitation de l’énergie éolienne offshore aux États-Unis a atteint environ 80,5 GW en 2024, soit une hausse d’environ 53 % par rapport à l’évaluation précédente. South Fork Wind a atteint sa pleine exploitation commerciale avec 132 MW en mars 2024, démontrant les progrès du développement à l'échelle pilote vers le déploiement à l'échelle des services publics. Plusieurs grands projets de l’Atlantique sont entrés dans des étapes de construction ou de planification avancée. Plus de 2 milliards de dollars ont été investis dans les ports, les navires, l'industrie manufacturière, le développement de la main-d'œuvre et les infrastructures connexes au cours de la récente période d'expansion.

Les conditions du marché américain à court terme restent difficiles car les changements de politique, l’incertitude, les coûts de financement et les annulations de projets ont affecté la confiance dans le développement. Les perspectives mondiales concernant l’offshore ont été réduites en partie à cause d’une plus faible visibilité sur la politique américaine. Néanmoins, la ressource technique à long terme reste importante, notamment le long des côtes nord-est et médio-atlantiques. NextEra Energy et National Grid offrent une expérience régionale pertinente en matière d'électricité et de réseau au sein du groupe d'entreprises fourni. Les monopieux restent l’option de fondation dominante à court terme pour les projets à fond fixe de l’Atlantique. Le développement offshore pourrait reprendre son élan lorsque les programmes de marchés publics de l’État, les investissements dans le transport et l’économie des projets s’aligneront tout au long des années 2030.

Asie-Pacifique

On estime que l’Asie-Pacifique représente environ 48 % du marché de l’énergie éolienne offshore et reste le principal segment régional. La Chine s'est classée au premier rang mondial pour les nouvelles installations éoliennes offshore pendant 7 années consécutives et continue d'étendre sa capacité de fabrication de turbines, de fondations, de tours, de câbles et de navires d'installation. La Chine, Taiwan, le Japon et la Corée du Sud représentent collectivement une part importante du développement régional. Goldwind apporte une présence technologique chinoise majeure au sein du groupe de sociétés fourni, tandis que Mitsubishi Electric participe aux systèmes électriques et à la technologie électrique soutenant les infrastructures offshore. L’Asie-Pacifique bénéficie de solides chaînes d’approvisionnement nationales en acier, en construction navale, portuaire et en équipements électriques, capables de soutenir un déploiement à l’échelle du gigawatt.

La croissance régionale est projetée à environ 20,8 % par an à mesure que les nouveaux marchés établissent des cadres de location. Le Japon et la Corée du Sud multiplient les enchères offshore pour diversifier la production d’électricité et réduire leur dépendance aux carburants importés. Taiwan continue de développer des projets à fond fixe dans le détroit de Taiwan, tandis que l'Inde évalue un important potentiel offshore le long des régions côtières de l'ouest et du sud. Les ajouts régionaux annuels devraient augmenter considérablement d’ici 2030, à mesure que la taille des turbines dépassera 15 MW. L’Asie-Pacifique présente également un fort potentiel de déploiement futur en eaux plus profondes, bien que les fondations Monopiles et Jacket restent dominantes pendant la phase actuelle d’expansion à fond fixe. La région devrait conserver son leadership jusqu’en 2035, à mesure que l’échelle industrielle et le soutien politique renforcent le développement offshore.

Europe

On estime que l’Europe représente environ 39 % de la demande mondiale du marché de l’énergie éolienne offshore et reste l’écosystème régional le plus mature pour le développement de projets à grande échelle, le financement, l’intégration du réseau et les chaînes d’approvisionnement offshore. Le Royaume-Uni, l’Allemagne, les Pays-Bas, le Danemark, la France, la Belgique, la Pologne et les marchés baltes émergents représentent des pôles de développement majeurs. Iberdrola, National Grid et Siemens Energy assurent une représentation européenne substantielle dans le paysage des entreprises approvisionnées. Le Royaume-Uni possède l'une des plus grandes flottes offshore opérationnelles au monde et développe des projets supplémentaires de plusieurs gigawatts en mer du Nord. L’Allemagne et la France ont également réalisé de grands projets en 2024.

La taille des turbines et la technologie de transmission progressent rapidement en Europe. Siemens Gamesa fournit des plates-formes d'éoliennes offshore pouvant atteindre environ 15 MW, tandis que Hornsea 3 implique près de 200 grandes éoliennes offshore et devrait fournir l'équivalent d'électricité à plus de 3 millions de foyers. Iberdrola construit le projet Windanker d'environ 315 MW en utilisant 21 turbines d'une puissance nominale de 15 MW et 21 fondations monopieux, tandis qu'East Anglia THREE fournit environ 1,4 GW de capacité en utilisant la technologie d'exportation HVDC. Le développement européen est de plus en plus organisé au travers de clusters offshore plutôt que de projets isolés. Ces hubs peuvent dépasser 1 GW et partager des ports, des itinéraires de câbles, une infrastructure de service et des connexions de transmission. L’Europe devrait conserver une part mondiale substantielle jusqu’en 2035.

Moyen-Orient et Afrique

On estime que le Moyen-Orient et l’Afrique représentent environ 2 % de la demande du marché mondial et restent une région émergente de l’éolien offshore. Le développement des ressources offshore est considérablement moins mature que l’énergie solaire ou l’éolien terrestre dans la région, mais certains marchés, notamment l’Afrique du Sud, le Maroc, l’Égypte et les pays du Golfe, évaluent les opportunités d’énergies renouvelables côtières. Les grands systèmes électriques donnent actuellement la priorité à l’énergie solaire, au gaz et à l’éolien terrestre, car les coûts d’installation sont inférieurs. Pourtant, l’éolien offshore peut devenir pertinent à mesure que la demande d’énergie augmente et que les terrains appropriés deviennent plus restreints.

Les opportunités régionales à long terme sont les plus fortes là où l’éolien offshore peut soutenir des projets industriels d’hydrogène, de dessalement, de fabrication côtière et d’énergie orientés vers l’exportation. Un seul parc éolien offshore de 1 GW fonctionnant à un facteur de capacité de 45 % peut produire environ 3,9 TWh d'électricité par an, fournissant ainsi une source d'énergie substantielle pour les processus industriels. Les infrastructures portuaires et les navires spécialisés restent des obstacles majeurs car la région ne possède pas encore la même chaîne d'approvisionnement en éolien offshore que l'Europe ou l'Asie. Le développement devrait rester modeste avant 2030, mais pourrait s’accélérer jusqu’en 2035 à mesure que les technologies mondiales de turbines et de fondations deviennent plus standardisées.

Liste des principales sociétés d'énergie éolienne offshore

• Iberdrola (Espagne)
• Suzlon Energy (Inde)
• Tata Power (Inde)
• NextEra Energy (États-Unis)
• National Grid (Royaume-Uni)
• Siemens Énergie (Allemagne)
• Mitsubishi électrique (Japon)
• Vent d'or (Chine)

Part de marché des 2 principales entreprises

Siemens Énergie (Allemagne) :On estime que Siemens Energy représente environ 22 % du marché potentiel des technologies et des infrastructures offshore parmi les entreprises approvisionnées via le portefeuille de turbines offshore de Siemens Gamesa et les capacités de transmission du groupe. Siemens Gamesa maintient une base éolienne mondiale installée d'environ 150 GW, dont environ 31 GW de capacité offshore, tandis que sa toute nouvelle plate-forme commerciale offshore atteint environ 15 MW. Le SG 15-236 utilise un rotor de 236 mètres et des pales d'environ 115 mètres. Siemens Energy fournit également des équipements de réseau offshore, notamment des appareillages sans SF6 utilisés dans les principaux développements de la mer du Nord. Sa position dans la technologie de production et de transmission de turbines est stratégiquement importante, car les parcs offshore centralisés de plus de 1 GW nécessitent de plus en plus une infrastructure haute tension intégrée.

Iberdrola (Espagne) :On estime qu'Iberdrola représente environ 18 % du segment de développement adressable parmi les sociétés cotées, soutenu par un vaste portefeuille offshore européen et de multiples projets en construction. La société développe le projet Windanker de 315 MW avec 21 turbines d'une puissance nominale de 15 MW et a achevé l'installation de 21 monopieux fin 2025. Windanker fait partie d'un hub offshore baltique dépassant 1,1 GW de capacité combinée. Iberdrola construit également East Anglia THREE au Royaume-Uni avec une capacité d'environ 1,4 GW et un transport HVDC. La société a de plus en plus recours à des partenariats pour partager les risques du projet, notamment un investissement minoritaire de 49 % dans Windanker et un partenariat de 50 % dans East Anglia THREE. Ces structures renforcent la flexibilité du capital tout en préservant l'exposition aux grands projets offshore centralisés.

Analyse des investissements

Les investissements sur le marché de l’énergie éolienne offshore sont de plus en plus orientés vers la fabrication de turbines, les usines de monopieux, la fabrication de gaines, les systèmes d’exportation à haute tension, les navires d’installation, la modernisation des ports, les sous-stations offshore et les infrastructures d’exploitation à long terme. Les projets offshore mondiaux en construction ont atteint environ 48 GW en 2024, tandis qu'environ 56 GW de nouvelle capacité ont été attribués par le biais d'enchères gouvernementales, démontrant un futur besoin de capital substantiel. La mise à l'échelle des turbines stimule les investissements tout au long de la chaîne d'approvisionnement, car une turbine de 15 MW peut nécessiter des pales d'environ 115 mètres de long et des fondations dépassant 1 000 tonnes. Les ports doivent donc accueillir des grues plus grandes, des postes d'amarrage plus profonds, des quais plus solides et des zones de stockage de composants beaucoup plus grandes. Des navires d'installation dédiés sont également en cours de modernisation pour soulever des nacelles et des tours à plusieurs centaines de mètres au-dessus du niveau de la mer. Le transport représente une autre catégorie d’investissement majeure, car les projets à l’échelle du gigawatt nécessitent des sous-stations et des câbles offshore fonctionnant à une tension de plus en plus élevée. L’énergie éolienne centralisée, qui représente environ 94 % de la demande du marché, devrait attirer la majorité des capitaux d’infrastructure jusqu’en 2035.

Les partenariats de projets stratégiques deviennent de plus en plus importants car les développements offshore nécessitent des capitaux importants plusieurs années avant l'exploitation commerciale. Le partenariat Windanker d'Iberdrola a transféré une participation de 49 % dans le projet tandis que le développeur en a conservé 51 %, et sa structure East Anglia THREE utilise un partenariat de 50 %. Ces dispositions permettent aux promoteurs de recycler le capital tout en maintenant leur exposition opérationnelle. Le financement dépend de plus en plus de contrats d'électricité à long terme, car des flux de trésorerie stables réduisent les risques pendant la construction. Les investissements dans la chaîne d’approvisionnement s’orientent également vers les exigences de fabrication locales intégrées dans les enchères gouvernementales. Les États-Unis ont consacré plus de 2 milliards de dollars aux ports, aux navires, à la main-d’œuvre et à l’industrie manufacturière au cours de leur récente expansion, tandis que les entreprises européennes continuent d’investir dans la capacité des fondations et des câbles. Les installations offshore annuelles devraient atteindre environ 34 GW d’ici 2030, soit plus de 4 fois les 8 GW ajoutés en 2024, ce qui signifie que des investissements supplémentaires en matière de fabrication et de navires seront nécessaires avant que le déploiement puisse atteindre les niveaux prévus.

Développement de nouveaux produits

Le développement de nouveaux produits se concentre sur des turbines offshore plus grandes, des fondations plus solides, des systèmes d'exploitation numériques et des équipements électriques à faibles émissions. L'éolienne offshore SG 15-236 actuelle de Siemens Gamesa offre une capacité nominale d'environ 15 MW, un rotor de 236 mètres et une surface balayée de près de 44 000 mètres carrés. Un parc éolien nécessitant 1,5 GW peut donc atteindre sa capacité cible en utilisant environ 100 turbines plutôt que plus de 180 unités pour une puissance de 8 MW. Les machines plus grandes réduisent la quantité totale de fondations et de câbles réseau, mais imposent des charges plus importantes sur chaque structure. Le développement des monopieux s'oriente par conséquent vers des diamètres plus grands, des plaques d'acier plus épaisses, un soudage automatisé et une conception améliorée en fatigue. Les fabricants de fondations adaptent leurs usines pour rouler des tôles d'acier de plusieurs centimètres d'épaisseur dans des structures de plus de 10 mètres de diamètre. Le développement des gaines progresse également pour les eaux plus profondes où les grands monopieux deviennent techniquement ou économiquement moins attractifs.

Les systèmes électriques évoluent simultanément. Les grands projets utilisent de plus en plus de plates-formes de conversion HVDC offshore capables de transmettre plus de 1 GW sur de longues distances avec des pertes inférieures à celles des systèmes AC conventionnels. La plate-forme de conversion East Anglia THREE d'Iberdrola pèse environ 10 700 tonnes et prend en charge un projet d'une capacité d'environ 1,4 GW. Siemens Energy développe également la technologie des appareillages de commutation offshore sans SF6, avec plus de 2 000 unités produites pour des applications offshore d'ici 2025. Le développement de produits numériques comprend des capteurs de vibrations au niveau des turbines, la surveillance des pales, l'optimisation du sillage et l'inspection à distance à l'aide de drones. Les systèmes prédictifs peuvent identifier les problèmes de boîte de vitesses, de roulements ou de pales avant une panne, réduisant ainsi potentiellement la mobilisation imprévue du navire. D’ici 2035, l’innovation produit devrait se concentrer sur au moins 4 objectifs : un rendement plus élevé des turbines, un temps d’installation réduit, une plus grande fiabilité et un impact environnemental réduit sur le cycle de vie.

Cinq développements récents

• Juin 2024 :La construction offshore mondiale s'est accélérée à mesure que les développeurs ont avancé un pipeline qui a atteint environ 48 GW en construction, tandis que la conception des turbines s'est progressivement orientée vers la classe de 14 à 15 MW.
• Avril 2025 :Iberdrola a reçu l'approbation finale de la planification pour le projet offshore Windanker de 315 MW, faisant avancer la construction d'un développement de 21 turbines dont la mise en service est prévue en 2026.
• Juin 2025 :La capacité éolienne offshore en exploitation mondiale a atteint environ 83 GW, tandis qu'environ 56 GW ont été attribués par le biais d'enchères et les ajouts annuels devraient augmenter considérablement d'ici 2030.
• Décembre 2025 :Iberdrola a achevé l'installation des 21 fondations monopieux du projet Windanker, faisant progresser son hub offshore baltique vers plus de 1,1 GW de capacité combinée.
• Mai 2026 :Les fournisseurs de turbines et de réseaux offshore ont continué à développer des plates-formes de 15 MW, des équipements de transmission haute tension et une fabrication de grandes fondations, alors que les projets de plusieurs gigawatts en mer du Nord et dans la Baltique progressaient plus profondément dans la construction.

Couverture du rapport

Le rapport sur le marché de l’énergie éolienne offshore évalue les conditions de l’industrie de 2026 à 2035 en fonction du type de fondation, de l’application, du développement régional, du positionnement concurrentiel, de l’investissement, de la technologie, de l’échelle de la turbine, de la transmission et de la construction de nouveaux projets. La segmentation des produits couvre les monopiles, la gravité et la veste, représentant des parts estimées à environ 67 %, 12 % et 21 %, respectivement. L'analyse des applications comprend l'énergie éolienne distribuée et l'énergie éolienne centralisée, représentant environ 6 % et 94 % de la demande. L'évaluation examine les fondations à fond fixe, les sous-stations offshore, la transmission HVDC, les câbles réseau, les enchères de projets, les infrastructures portuaires, les navires, la maintenance numérique, la mise à l'échelle des turbines et les exigences de fabrication. La capacité offshore opérationnelle mondiale actuelle est d'environ 83 GW, dont environ 48 GW en construction et environ 56 GW attribués par le biais d'enchères au cours du dernier cycle de développement annuel majeur. Les plates-formes de turbines modernes atteignent environ 15 MW avec des diamètres de rotor proches de 236 mètres.

La couverture régionale comprend l'Asie-Pacifique, l'Europe, l'Amérique du Nord, le Moyen-Orient, l'Afrique et l'Amérique latine, l'Asie-Pacifique représentant environ 48 % de la demande actuelle et connaissant une croissance annuelle d'environ 20,8 %. La couverture concurrentielle se concentre sur Iberdrola, Suzlon Energy, Tata Power, NextEra Energy, National Grid, Siemens Energy, Mitsubishi Electric et Goldwind. Le rapport évalue les projets de services publics centralisés, les applications distribuées, la fabrication de turbines, la fabrication de fondations, les connexions au réseau, les partenariats, le développement de la chaîne d'approvisionnement, le financement de projets et les opérations à long terme. Les indicateurs actuels de l'industrie incluent environ 8 GW de nouvelle capacité offshore connectée en 2024, une capacité installée mondiale supérieure à 83 GW, des ajouts annuels projetés vers 34 GW d'ici 2030 et des puissances nominales de turbines offshore individuelles atteignant environ 15 MW. La trajectoire de croissance déclarée de 18,4 % est évaluée en parallèle avec des turbines plus grandes, le développement des eaux plus profondes, l’expansion du transport, les stratégies régionales de sécurité énergétique et la demande croissante d’énergie renouvelable à grande échelle jusqu’en 2035.