L’éolien en mer rate sa promesse zéro-subvention

L’Europe devait installer 120 gigawatts d’éolien en mer d’ici 2030. Elle en aura au mieux 70. En trois ans, le secteur qui se présentait comme la preuve que les renouvelables pouvaient concurrencer le gaz sans aide publique a accumulé les enchères ratées, les projets gelés et les renoncements spectaculaires. TotalEnergies veut rendre 7 gigawatts de droits de développement remportés en Allemagne en 2023. Les Pays-Bas, le Danemark, la Lituanie et la France ont tous vu des appels d’offres se terminer sans preneur.

Le modèle zéro-subvention était une promesse du monde d’avant 2022. Il ne tenait que dans un environnement de taux d’intérêt proches de zéro, de chaînes d’approvisionnement stables et d’inflation contenue. Ces trois conditions ont disparu ensemble. Ce qui reste, c’est un déficit de capacité qui menace les objectifs climatiques européens et force à repenser, de fond en comble, la manière dont l’Europe rémunère ses investissements dans l’énergie propre.

L’essentiel

  • Neuf pays riverains de la Mer du Nord se sont engagés à 120 GW d’éolien en mer d’ici 2030 (Déclaration d’Ostende) ; WindEurope révise la prévision à 70 GW au mieux, soit un manque considérable sur l’objectif.
  • TotalEnergies a annoncé son intention de restituer 7 GW de droits de développement offshore en Allemagne, faute de viabilité économique aux conditions actuelles.
  • Des enchères ont échoué dans au moins cinq pays européens : Allemagne, France, Pays-Bas, Danemark, Lituanie.
  • La Commission européenne propose un mécanisme de contrat tripartite pour restaurer la bankabilité des projets, mais les modalités restent à préciser.
  • Le secteur maintient une capacité industrielle réelle : 18 GW ont été installés en Europe en 2023-2024, et plusieurs projets restent en chantier actif.

La promesse zéro-subvention était une erreur de calendrier

En 2022, Ørsted remportait des licences offshore néerlandaises à zéro subvention. Vattenfall obtenait les droits pour Hornsea 3 au Royaume-Uni dans les mêmes conditions. Le secteur communiquait sur des coûts de production inférieurs à 50 euros par mégawattheure. Les analystes de Bloomberg NEF projetaient une baisse continue, portée par l’effet d’échelle des turbines de 14 à 20 MW, par la maturation des techniques d’installation et par des coûts de financement historiquement bas.

Ce scénario avait une fragilité cachée : il était entièrement dépendant du coût du capital. Un projet éolien en mer, c’est 80 à 90 % de capital immobilisé avant la première rotation de pale. Quand les taux directeurs passent de 0 % à 4 %, le coût du capital sur ces projets augmente mécaniquement de plusieurs euros par mégawattheure. L’inflation des matières premières — acier, cuivre, composites — ajoute 20 à 30 % sur le coût des équipements entre 2021 et 2023, selon les données de Wood Mackenzie. Les coûts logistiques et de main-d’œuvre spécialisée suivent la même trajectoire.

Résultat : les projets remportés à des tarifs de rachat fixes de 45 à 55 euros par mégawattheure ne couvrent plus les coûts de développement. Ørsted a annulé ses projets Hornsea 4 au Royaume-Uni et Ocean Wind aux États-Unis. Vattenfall a cédé ses actifs Norfolk. BP et Equinor ont demandé une renégociation de leurs contrats pour des projets New York. Le problème est mondial, mais l’Europe en offre la version la plus documentée.

Cinq pays, des dizaines de gigawatts, et personne au guichet

L’Allemagne a organisé en 2023 des enchères offshore pour 7 GW. Les appels d’offres ont été remportés — dont 3 GW par TotalEnergies. Deux ans plus tard, TotalEnergies informe Berlin de son intention de restituer ces droits. La raison est explicite dans les déclarations du groupe : le retour sur investissement attendu ne justifie pas l’engagement de capital aux conditions actuelles du marché.

En France, l’appel d’offres AO6 pour la Méditerranée a néanmoins trouvé deux lauréats en décembre 2024 : Ocean Winds (ENGIE/EDPR) pour la zone Narbonnaise et Éoliennes Méditerranée Grand Large (EDF Renouvelables/Maple Power) pour le golfe de Fos, chacun pour un parc de 250 MW. Aux Pays-Bas, plusieurs lots de l’appel d’offres hollandais ont été déclarés infructueux. Au Danemark — pays fondateur de l’éolien en mer, où Ørsted est né — des projets ont été suspendus faute d’équilibre économique. En Lituanie, si le premier appel d’offres de 2023 a bien abouti avec deux offres (le minimum légal), remporté par Ignitis/Ocean Winds, c’est le second appel d’offres (2024-2025) qui a échoué faute de soumissionnaires suffisants.

Ce n’est pas une série de coïncidences nationales. C’est le même mécanisme qui joue partout : les tarifs de rachat fixés lors des enchères, ou les conditions de marché du moment, ne couvrent plus les coûts d’un secteur dont les charges ont augmenté de 15 à 25 % selon les postes, sans que les prix de l’électricité à long terme ne suivent. WindEurope chiffre l’écart entre objectifs 2030 et trajectoire réelle à 50 GW — l’équivalent de la capacité installée totale de l’Espagne en électricité renouvelable.

La Commission européenne n’est pas restée sans réponse. Bruxelles travaille sur un mécanisme de contrat tripartite — État, développeur, réseau de transport — qui permettrait de mieux partager les risques entre acteurs publics et privés. L’idée est de sortir du modèle de l’enchère pure au prix fixe, qui expose entièrement le développeur aux variations de coûts sur dix ans de construction, pour aller vers des contrats indexés ou des garanties de volume. Plusieurs États membres réfléchissent parallèlement à des planchers de prix garantis ou à des mécanismes de révision de tarifs en cas de choc d’inflation.

70 GW au lieu de 120 : ce que l’Europe perd concrètement

Les neuf pays riverains de la Mer du Nord s’étaient engagés sur 120 GW en 2030 lors de la Déclaration d’Ostende, un objectif qui n’était pas symbolique. Il correspondait à environ 500 térawattheures de production annuelle, soit de quoi couvrir 14 % de la consommation électrique européenne actuelle, alimenter plusieurs dizaines de millions de foyers et contribuer significativement aux objectifs de sortie du gaz russe définis après 2022. Un écart de 50 GW, c’est environ 200 TWh de production en moins — l’équivalent de 20 réacteurs nucléaires en fonctionnement, ou de six fois la production annuelle de l’éolien terrestre français.

Pour la transition énergétique européenne, l’enjeu dépasse le simple comptage de mégawatts. L’éolien en mer était censé être la colonne vertébrale de la décarbonation du secteur électrique dans les années 2030. La Mer du Nord, la Baltique et la Méditerranée concentrent des ressources en vent parmi les meilleures du continent. Les projets offshore permettent des facteurs de charge de 45 à 55 %, contre 25 à 30 % pour l’éolien terrestre. Chaque gigawatt offshore produit sensiblement plus d’électricité qu’un gigawatt terrestre.

Cette lacune a aussi une dimension industrielle. L’Europe a construit une filière — Vestas, Siemens Gamesa, Ørsted, TotalEnergies Renewables, Jan De Nul, Subsea 7 — qui dépend d’un flux continu de projets pour maintenir ses compétences et amortir ses investissements dans les navires d’installation, les usines de tours et les ports spécialisés. Siemens Gamesa a annoncé des restructurations massives depuis 2022, partiellement liées au ralentissement des commandes. Le risque n’est pas seulement de rater un objectif climatique ; c’est de perdre une industrie que l’Europe a mis vingt ans à construire.

Ce que Siemens Gamesa et Vestas disent de leurs marges

Les constructeurs de turbines sont les révélateurs les plus directs de la crise. Siemens Gamesa a publié des pertes cumulées dépassant 4 milliards d’euros entre 2022 et 2024, liées pour partie à des défauts de rotor sur certains modèles, mais aussi à des contrats signés avant 2022 à des prix qui ne couvraient plus les coûts de fabrication au moment de la livraison. Vestas a réduit ses prévisions de marge plusieurs trimestres de suite avant de stabiliser la situation en 2024.

Ce n’est pas une crise de la technologie. Les turbines de 15 MW fonctionnent. Le parc Hornsea 2, avec ses 165 turbines Siemens Gamesa, a atteint sa pleine capacité de 1,4 GW en 2023 et produit de l’électricité à un coût compétitif. Le problème est celui du modèle d’affaires dans un contexte macroéconomique transformé. Une turbine offshore coûte environ 2 à 3 millions d’euros par mégawatt installé. Pour un parc de 1 GW, l’investissement total dépasse souvent 3 milliards d’euros, en comptant les câbles sous-marins, les fondations, les postes électriques et l’installation. À 4 % de taux, le service de la dette sur ces 3 milliards représente entre 5 et 8 euros par mégawattheure supplémentaires par rapport à l’environnement de taux zéro. C’est souvent la différence entre un projet bankable et un projet abandonné.

La baisse des coûts de l’éolien en mer sur la décennie 2010-2020 est réelle et documentée. Elle a divisé le coût par trois en dix ans. Mais elle n’était pas un processus automatique et irréversible. Elle résultait d’un enchaînement de conditions favorables — financement bon marché, apprentissage industriel accéléré, chaînes d’approvisionnement mondiales efficientes, inflation basse — qui ont été perturbées progressivement : d’abord les chaînes d’approvisionnement, dès 2020-2021 avec la crise du Covid, puis l’inflation des matières premières en 2021-2022, et enfin la hausse des taux directeurs à partir de 2022, la BCE relevant ses taux de 4,5 points entre 2022 et 2023. L’impact sur l’éolien offshore a culminé entre 2022 et 2023. La question n’est pas de savoir si l’éolien en mer redeviendra compétitif. C’est probable sur dix ans. La question est de savoir si la filière et les objectifs climatiques peuvent se permettre d’attendre.

Ce que la Commission peut faire, et ce qu’elle ne peut pas

La réponse institutionnelle existe. Bruxelles a reconnu le problème dans son Net-Zero Industry Act et dans les discussions sur la réforme du marché de l’électricité. L’idée du contrat tripartite est sur la table : au lieu d’une enchère pure où le développeur assume seul le risque sur quinze ans, l’État ou le gestionnaire de réseau co-signe un engagement qui réduit le risque de financement et donc le coût du capital.

Le Royaume-Uni a déjà adapté son système de Contracts for Difference en relevant les prix de référence. Le premier round adapté post-crise a attiré des offres que les rounds précédents ne trouvaient pas. Ce n’est pas une victoire totale — les prix garantis sont plus élevés qu’il y a cinq ans — mais c’est la preuve qu’un mécanisme bien calibré peut débloquer des projets. La France examine une réforme similaire de son cadre d’appel d’offres.

La Commission peut aussi faciliter la coordination des réseaux de transport. L’un des coûts cachés de l’éolien en mer, c’est la connexion à terre. Un parc offshore en Mer du Nord doit être connecté au réseau continental par des câbles haute tension coûteux, dont le financement et la propriété varient selon les pays. L’initiative des hubs offshore en Mer du Nord — zones où plusieurs parcs partagent une connexion commune — peut réduire ces coûts de 20 à 30 %, selon les estimations de l’ACER, l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie.

Ce que Bruxelles ne peut pas faire, c’est décider à la place des marchés financiers que ces projets sont sûrs. Le retour des investisseurs institutionnels dans l’éolien en mer dépend de la clarté des régimes contractuels nationaux, de la stabilité des tarifs sur vingt ans et de la confiance que les gouvernements ne renégocieront pas les termes en cas de baisse des prix de marché. Cette confiance s’est partiellement érodée ces trois dernières années — quelques États ont en effet tenté de réviser des contrats à la hausse pour les développeurs, mais l’incertitude réglementaire persistante nourrit la méfiance des financeurs.

La question de la taxe carbone européenne, qui pèse sur les coûts de production sans nécessairement renchérir les revenus de l’éolien dans toutes les configurations de marché, s’ajoute à cette équation complexe — comme nous l’avons analysé à propos de ses effets sur les économies moins avancées.

Les projets qui avancent prouvent que le problème n’est pas technologique

Le ralentissement est réel. L’arrêt ne l’est pas. En Mer du Nord, le parc Dogger Bank, futur plus grand parc offshore mondial à 3,6 GW, continue sa construction. Borkum Riffgrund 3 d’Ørsted avance en Allemagne. Plusieurs projets scandinaves et britanniques progressent dans leurs phases de permitting et de financement. En 2023 et 2024, environ 18 GW ont été installés en Europe selon WindEurope, un volume significatif même s’il reste en deçà du rythme nécessaire pour atteindre les objectifs fixés en 2030.

L’éolien en mer flottant ouvre aussi une nouvelle frontière. Les technologies actuelles sont limitées aux fonds marins de moins de 60 mètres, ce qui exclut la Méditerranée profonde, l’Atlantique et les zones côtières du Portugal ou de la Norvège. L’éolien flottant, encore en phase de démonstration à grande échelle, pourrait dans les années 2030 décupler les zones accessibles. Des projets pilotes avancent en Écosse, en Norvège et en France. Le coût reste élevé — deux à trois fois celui de l’éolien posé — mais la courbe d’apprentissage ressemble à ce que l’industrie a connu dans les années 2010 pour les fondations fixes.

Le vrai signal à surveiller n’est pas le nombre d’enchères infructueuses de 2024. C’est la qualité des mécanismes de soutien que les États membres mettront en place d’ici 2026, et la capacité de la Commission à coordonner une réponse qui dépasse les bricolages nationaux. Si les contrats tripartites progressent, si les prix de référence britanniques font école, si les hubs de réseau en Mer du Nord se concrétisent, la trajectoire de 80 à 90 GW en 2030 reste atteignable — pas les 120 des pays de la Mer du Nord, mais assez pour maintenir la filière et poser les bases d’une décennie 2030 beaucoup plus ambitieuse.

L’éolien en mer n’a pas échoué. Il a rencontré, pour la première fois à grande échelle, l’économie réelle.

Sources

  1. WindEurope — Offshore Wind in Europe in Peril : https://windeurope.org/news/offshore-wind-in-europe-in-peril/
  2. Brussels Times — reportage sur les enchères offshore européennes et la décision TotalEnergies (reprise des données WindEurope)
  3. Wood Mackenzie — analyses de coûts éolien offshore 2021-2024 (rapports sectoriels, sans URL stable)
  4. ACER — Agence de coopération des régulateurs de l’énergie, estimations sur les hubs de réseau Mer du Nord (rapports annuels sur le marché de l’énergie)
  5. Siemens Gamesa — rapports financiers annuels 2022-2024 (siemensgamesa.com)
  6. Ørsted — rapports annuels et communications projets 2022-2024 (orsted.com)
  7. UK Department for Energy Security and Net Zero — résultats Contracts for Difference AR6, 2024
  8. Déclaration d’Ostende — Objectif 120 GW Mer du Nord : https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/nine-north-sea-countries-aim-develop-300-gw-offshore-wind-2050.html
  9. WindEurope — Prévision 2030 offshore : 73 GW Europe : https://www.energy-omni.com/en/product/detail/EOP031?categoryId=431Zh67rp5rN5GQd
  10. Bundesnetzagentur — Enchère offshore allemande juillet 2023 (7 GW) : https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/EN/2023/20230712_OffshoreResults.html
  11. Ørsted — Annulation Hornsea 4 (mai 2025) : https://orsted.com/en/company-announcement-list/2025/05/orsted-to-discontinue-the-hornsea-4-offshore-wind–143901911
  12. Ørsted — Annulation Ocean Wind (octobre 2023) : https://orsted.com/en/company-announcement-list/2023/10/oersted-ceases-development-of-its-us-offshore-wind-73751
  13. Commission européenne — Contrats tripartites (septembre 2025) : https://energy.ec.europa.eu/news/commissioner-jorgensen-announces-first-2-sectorial-tripartite-contracts-2025-09-05_en
  14. Ministère français — Lauréats AO6 Méditerranée (décembre 2024) : https://presse.economie.gouv.fr/construction-et-lexploitation-de-deux-parcs-eoliens-en-mer-flottants-les-deux-laureats-de-lappel-doffres-designes/
  15. UK Government — CfD AR6 résultats et AR7 prix : https://www.gov.uk/government/publications/contracts-for-difference-and-capacity-market-scheme-update-2025/contracts-for-difference-and-capacity-market-scheme-update-2025-accessible-webpage
  16. Clean Energy Wire — TotalEnergies Allemagne (mai 2026) : https://www.cleanenergywire.org/news/major-offshore-wind-projects-germany-stake-companies-seek-opt-out-media-report
  17. WindEurope — Failed tenders Germany, France, Netherlands, Denmark, Lithuania : https://windeurope.org/news/offshore-wind-in-europe-in-peril/