L’île énergétique belge fixe l’éolien 2031

La Belgique prépare un nouvel appel d’offres éolien en mer dans la zone Princesse Élisabeth, avec une mise en service visée vers 2031. Derrière un projet national, Bruxelles teste surtout un modèle de mer du Nord intégrée, où câbles, contrats et risques financiers dépassent les frontières.

La Belgique ne s’apprête pas seulement à acheter des turbines. En lançant de nouvelles capacités éoliennes offshore dans la zone Princesse Élisabeth, elle engage un morceau de l’architecture électrique nord-européenne : une île énergétique artificielle, reliée par des câbles d’exportation à ses voisins, censée transformer la mer du Nord en bassin commun d’électricité renouvelable (FPS Economy Belgium).

Les premiers gagnants ne seront pas les ménages. Ce seront les développeurs capables d’obtenir des contrats assez solides pour convaincre les banques, les ports et sociétés d’ingénierie disposant de capacités d’installation rares, ainsi que les gestionnaires de réseau rémunérés pour construire des infrastructures régulées. Les consommateurs ne profiteront d’une baisse de la dépendance au gaz et au charbon que si celle-ci se traduit, à terme, par des coûts plus faibles. Or les frais de réseau et les soutiens publics aux producteurs finiront aussi sur les factures d’électricité : la répartition dépendra de choix que la Belgique n’a pas encore tranchés.

Une île câblée pour plus d’un pays

Princess Elisabeth Island, construite en mer par le gestionnaire belge de transport d’électricité Elia, doit collecter la production des futurs parcs éoliens et accueillir des connexions à haute tension vers d’autres pays (Elia). Elle s’inscrit dans le réseau transfrontalier promis par les gouvernements de la mer du Nord lors du sommet d’Ostende en 2023, où la Belgique, l’Allemagne, le Danemark et les Pays-Bas ont convenu de coordonner les câbles reliant plusieurs pays, et non plus seulement un parc éolien à une côte nationale (North Sea Summit Declaration).

La logique économique est celle décrite par la stratégie offshore de la Commission européenne : l’éolien en mer devient rentable à grande échelle si les câbles transfrontaliers et les règles de marché permettent à l’électricité d’aller là où la demande existe (EUR-Lex). Dans un marché couplé, l’électricité circule des zones les moins chères vers les plus chères au moyen d’enchères coordonnées. La production belge peut donc faire baisser les prix aux Pays-Bas ou en Allemagne, tout en déplaçant les goulets d’étranglement du réseau.

La Belgique arrive aussi dans la même fenêtre industrielle que le projet dano-allemand Energiø Bornholm, qui reliera de l’éolien offshore à des postes électriques dans les deux pays, avec de grands travaux prévus autour de 2027-2028 (Bornholm.dk). Le rapport de force se jouera donc aussi dans les chaînes d’approvisionnement : câbles, plateformes de conversion et navires d’installation seront disputés par plusieurs capitales au même moment.

Le vrai risque est dans le contrat

L’Europe a déjà payé le prix d’appels d’offres mal calibrés. Le modèle sans subvention, testé par les Pays-Bas et l’Allemagne entre environ 2019 et 2025, s’est heurté à la remontée des taux d’intérêt et des coûts de construction : plusieurs projets sont devenus infinançables. Les États reviennent donc aux contrats pour différence, ou CfD : l’État garantit un prix minimal par unité d’électricité. Quand le prix de marché tombe sous ce « prix d’exercice », il paie l’écart ; quand il le dépasse, le développeur rembourse (European Commission).

L’exposition publique peut être massive. La Commission a autorisé la semaine dernière un régime français de soutien à l’éolien en mer couvrant 11,1 GW, avec un plafond théorique de 63 milliards d’euros sur 25 ans (Commission européenne, Connaissance des Énergies). Ce plafond diminue si les prix de gros restent élevés, mais il donne l’ordre de grandeur de l’espace budgétaire que ces engagements peuvent mobiliser.

En Allemagne, la fédération professionnelle BDEW défend des CfD indexés sur l’inflation, au motif que des offres à prix fixe laissent les développeurs exposés aux hausses de coûts survenues après l’enchère (Energie & Management). La Belgique affronte le même arbitrage : indexer le prix d’exercice, c’est transférer davantage de risque vers l’État ; le fixer, c’est pousser les développeurs à demander un prix plus élevé dès le départ, ou à renoncer.

Dans toute la région, le réseau reste la contrainte la plus dure. Le plan d’action de la Commission sur les réseaux rappelle que les infrastructures de transport doivent croître plus vite pour absorber les renouvelables et l’électrification (European Commission). Des capacités éoliennes sans capacités de réseau, ce sont des machines en mer qui ne livrent pas toute leur valeur.

Moins de dépendance aux combustibles ne veut pas dire factures plus basses

Réduire la dépendance au gaz et au charbon est le gain structurel. Mais ce gain n’atteindra les factures des ménages qu’au bout d’une chaîne de décisions encore floue : tarifs de réseau pour l’île Princesse Élisabeth et ses câbles, prélèvements destinés à financer les CfD, coûts d’équilibrage quand la production éolienne varie. Chaque ligne relève d’un choix politique. Chaque choix pèse différemment sur les industriels, les petites entreprises et les ménages.

Le cahier des charges belge n’est pas encore publié : prix d’exercice, modalités d’indexation, responsabilité en cas de retard du réseau, règles applicables lorsque les prix de gros deviennent négatifs. C’est là que se jouera l’essentiel. La Belgique ne construit pas seulement un parc éolien ; elle répartit le risque financier d’un système électrique transfrontalier dont le réseau court encore derrière les ambitions.