L’éolien marin est présenté comme le graal des renouvelables intermittents. Quand on regarde dans le détail, par exemple, la trop fameuse PPE3 (Programmation pluriannuelle de l’énergie version 3) promulguée par décret par le gouvernement Lecornu en février dernier, l’éolien marin se taille la part du lion. Il bénéficie d’une croissance de 800% passant de 2 Gigawatts (GW) installés aujourd’hui à 18 GW en 2035.
Avec des investissements massifs, l’ambition du gouvernement et du lobby éolien est d’en faire un élément majeur du mix électrique français. Notamment, parce que l’éolien marin permet de créer des parcs bien plus puissants que l’éolien terrestre en bénéficiant du gigantisme des éoliennes marines qui semble presque sans limites. Elles existent pourtant, physiques et économiques. Le facteur de charge des éoliennes marines est aussi plus élevé que leurs homologues terrestres. Il est en France de l’ordre de 25% pour les éoliennes terrestres et de 35% pour les éoliennes marines.
Mais ce que les promoteurs et autres lobbyistes se gardent bien de mettre en avant et le coût presque impossible à rentabiliser des parcs éoliens marins, sans subventions massives pour leur fonctionnement avec des prix garantis très nettement supérieurs à ceux du marché sans parler du financement par les réseaux et donc par le consommateur et le contribuable de connexions extrêmement complexes et coûteuses.
Le renouvelable intermittent le moins compétitif
Non seulement, l’éolien marin est le renouvelable intermittent de loin le moins compétitif, du fait des coûts très élevés des installations, de leur raccordement aux réseaux et de leur maintenance, mais il fait face maintenant à une augmentation continue des prix sur l’ensemble de sa chaîne d’approvisionnement. Il s’agit, selon une étude récente de Rystad Energy, d’un goulet d’étranglement structurel de l’offre du fait d’une concentration des industriels du secteur qui ont dû faire face à des problèmes de rentabilité et d’investissements avec des projets trop nombreux et à l’équilibre économique souvent impossible et de la concurrence chinoise.
GE Vernova, Siemens Gamesa et Vestas ont longtemps constitué le pilier de l’offre d’éoliennes marines en Europe, mais GE Vernova ayant suspendu ses nouvelles commandes d’éoliennes marines à la suite d’une série de revers techniques et opérationnels, il n’y a plus que Siemens Gamesa et Vestas qui peuvent fournir les développeurs européens.
Pression sur les prix de tous les composants des éoliennes
L’analyse de Rystad Energy met en évidence une forte augmentation des coûts par mégawatt (MW), les prix de vente des éoliennes ayant augmenté de 40% à 45% depuis 2020, dépassant ainsi la hausse des coûts de fabrication, qui s’est située entre 20% et 25% sur la même période.
La pression sur les prix est forte pour tous les composants « techniques » des éoliennes marines. La nacelle, qui abrite le générateur, la boîte de vitesses et l’électronique de puissance chargés de convertir le vent en électricité. Mais c’est aussi le cas de la fabrication des pales, en raison de l’augmentation continue de la taille des éoliennes marines et même de leur gigantisme. Cela se traduit par l’allongement des cycles de production et le problème grandissant des exigences logistiques liées au transport et à l’installation des composants de nouvelle génération. Il faut des navires capables de transporter et d’installer les nouvelles éoliennes géantes.
Il faut dire que si depuis 1999, une éolienne terrestre moyenne a vu sa puissance tripler, de 1 à plus de 3 MW, et sa hauteur de mât passer de 60 mètres à plus de 100 mètres. En mer, les plus grandes éoliennes dépassent aujourd’hui à la pointe de leurs pales 250 mètres de haut et produisent 15 MW… comme pour les 60 unités du parc écossais de Moray West. L’éolienne marine type est passée de 6 MW en 2016 à 12 MW aujourd’hui.
Gigantisme sans limites
Et la course à la taille ne ralentit pas, au contraire. Le constructeur chinois Mingyang a présenté un prototype ayant une capacité de production de 22 MW et un rotor d’un diamètre supérieur à 310 mètres. Mingyang a déjà mis sur le marché son modèle baptisé MySE 18.X-20MW. Il offre une capacité de production variable allant de 18 à 20 MW avec un rotor d’un diamètre allant de 260 à 292 mètres. Il est équipé d’une protection active contre les typhons…
Selon l’étude de Rystad, la contrainte d’approvisionnement n’est pas répartie de manière uniforme sur l’ensemble de la chaîne de valeur des éoliennes. Elle est particulièrement prononcée pour les nacelles et les pales, où la concentration des fournisseurs est élevée et les possibilités de substitution limitées, tandis que les mâts restent comparativement plus flexibles, avec une base de fournisseurs plus large et des barrières à l’entrée moins élevées. Mais le marché est de plus en plus contraint au niveau de ses composants les plus critiques.
Echec d’appels d’offres en Europe
« Les ambitions de l’Europe en matière d’éolien offshore sont bien réelles, et le carnet de commandes témoigne d’un engagement politique sincère. Mais le marché est désormais confronté à des contraintes structurelles : une forte demande, une diversité limitée des fournisseurs et une complexité croissante des éoliennes. Cette combinaison confère aux équipementiers (OEM) un réel pouvoir de fixation des prix et la possibilité de choisir les projets qui seront menés à bien. Si l’Europe n’augmente pas de manière significative les capacités de production occidentales ou ne repense pas la manière dont les contraintes d’approvisionnement sont prises en compte dans ses cadres d’enchères, elle n’atteindra pas ses objectifs post-2030 au rythme ou au coût requis par la transition énergétique ; en particulier dans le contexte actuel marqué par une grande incertitude due au conflit au Moyen-Orient », écrit Sander Baksjoberget de Rystad Energy.
Ce n’est pas pour rien si depuis deux ans un grand nombre d’appels d’offre en Europe de parcs éoliens marins n’ont tout simplement jamais abouti faute de candidats. EDF a décidé de se consacrer aux projets d’éoliennes marines déjà lancés, a expliqué l’an dernier aux parlementaires Bernard Fontana, le Pdg du groupe public. Au Danemark, le plus grand projet éolien marin du pays, North Sea I, qui devait avoir une capacité de production de 6 GW, n’a reçu aucune proposition lors des appels d’offres de décembre 2025. Et pourtant, le Danemark est le champion du monde de l’éolien (essentiellement maritime) qui produit 58 % de son électricité grâce à des vents très réguliers le long de ses côtes.
Outre-Rhin, l’allemand RWE a annoncé réduire de 10 milliards d’euros d’ici à 2030 ses investissements dans les renouvelables, et notamment l’éolien marin, en raison de la rentabilité incertaine des projets. En août dernier, l’Agence fédérale allemande des réseaux avait lancé un appel d’offres pour 10,1 GW de parcs éoliens maritimes en mer du Nord. Aucun investisseur ne s’est manifesté pour l’un des deux sites proposés. La raison en était simple : il n’y avait pas de subventions. Il ne s’agit pas d’un cas isolé. Annulations, retards et absence de propositions lors des appels d’offres se multiplient, du Royaume-Uni à la Suède, en passant par le Danemark et donc l’Allemagne. D’autant plus que de façon générale, les nouvelles installations bénéficient désormais d’un soutien sous la forme de compléments de rémunération et non plus forcément de prix garantis.
Les difficultés d’Orsted
Orsted, le plus grand développeur mondial de projets éoliens maritimes, avait mis en garde il y a un an contre la persistance de difficultés pour le secteur. La société avait ainsi annoncé avoir décidé d’interrompre le développement du plus grand projet éolien offshore du monde Hornsea 4 au Royaume-Uni, de 2 400 MW. « La combinaison de l’augmentation des coûts de la chaîne d’approvisionnement, de la hausse des taux d’intérêt et du risque accru lié à l’exécution a détérioré la valeur ajoutée attendue du projet », avait expliqué Rasmus Errboe, le Pdg d’Orsted.
Le groupe qu’il dirige a vu son cours de Bourse s’effondrer l’an dernier et du lever en urgence en novembre dernier 8,9 milliards de dollars pour compenser ses pertes liées à ses projets Américains. L’État danois, actionnaire à 50,1 % a financé la moitié du montant.
Ce qu’on ne mesure pas forcément est le fait que les éoliennes marines ont considérablement changé techniquement au cours des dernières années. Les éoliennes construites et installées aujourd’hui sont devenues bien plus grandes et plus complexes qu’il y a cinq ans et cette complexité se reflète dans les prix pratiqués par les équipementiers.
En outre, en 2020 et 2021, les éoliennes ont été vendues dans le cadre de contrats construits sur des coûts de production relativement stables. Lorsque l’inflation a frappé de plein fouet entre 2021 et 2023, les fabricants se sont retrouvés liés par ces accords et ont dû absorber difficilement les pertes. À l’expiration de ces contrats, à partir de 2023, les prix ont été fortement révisés et la charge s’est reportée sur les promoteurs, qui doivent désormais faire face à des prix de turbines plus élevés et à des conditions contractuelles plus strictes. Les fabricants retrouvent leurs marges sur les nouveaux contrats, même si la rentabilité des parcs éoliens marins reste très incertaine.
