Le Danemark relance l’éolien offshore

Après un appel d’offres déserté fin 2024, le Danemark a relancé deux parcs éoliens en mer en transférant une partie du risque de prix vers l’État. Vattenfall obtient au moins 1,8 gigawatt, mais le vrai débat porte déjà sur le coût public et la filière industrielle.

En dix-huit mois, Copenhague n’a pas rendu la mer du Nord moins chère ni les développeurs plus audacieux. Elle a changé le contrat. En décembre 2024, les trois premières zones danoises d’éolien en mer n’avaient reçu aucune offre : les promoteurs devaient construire, financer des milliards d’investissements, puis vendre l’électricité au prix que le marché voudrait bien offrir. Ils sont partis. Cette fois, le groupe public suédois Vattenfall a remporté deux de ces zones, Nordsøen Midt et Hesselø, pour une capacité minimale cumulée de 1,8 gigawatt, avec une mise en service attendue d’ici la fin 2032 (KEFM, Windtech International).

Ce que l’État accepte d’absorber

Le modèle qui a échoué reposait sur une idée simple, mais devenue intenable : faire porter aux développeurs tout le risque de prix pendant plusieurs décennies. L’éolien en mer coûte très cher à construire, puis relativement peu à exploiter ; sa rentabilité dépend donc moins du vent que du prix de l’électricité dans vingt ou trente ans et du coût du crédit aujourd’hui (IEA, IRENA). Sans visibilité sur les recettes futures, les banques ne financent pas. Le projet reste sur le papier.

La réponse danoise passe par un contrat pour différence à double sens. L’État fixe un prix de référence, ou « strike price », par mégawattheure : si le prix de marché tombe en dessous, il verse la différence au développeur ; s’il passe au-dessus, le développeur rembourse l’excédent (Low Carbon Contracts Company). Pour Vattenfall, ce mécanisme transforme une exposition aux prix de gros en revenu prévisible, donc bancable. Pour l’État, il achète une probabilité beaucoup plus forte de voir les parcs sortir de l’eau.

Vattenfall a remporté Nordsøen Midt à 504 couronnes danoises par mégawattheure et Hesselø à 542 DKK/MWh, dans les deux cas sur des contrats de vingt ans (KEFM, Baird Maritime). Le signal envoyé au marché a suffi à faire revenir la concurrence : deux offres pour Nordsøen Midt, cinq pour Hesselø (Ocean Energy Resources, BT).

Contribuables, développeur, banques

Le soutien public cumulé est plafonné à 37,6 milliards de couronnes (Politiken, Danish Energy Agency via Ritzau). Ce plafond n’est pas une facture automatique. Les contribuables paient seulement si les prix de gros tombent sous le prix garanti pendant la durée du contrat. Si les prix restent au-dessus, Vattenfall reverse de l’argent à l’État ; s’ils restent bas pendant des années, l’écart s’accumule jusqu’au plafond.

Les premiers gagnants sont Vattenfall et ses prêteurs. Un plancher de recettes sur vingt ans remplace un pari spéculatif par un flux que les banques savent financer. La presse suédoise a d’ailleurs traité l’attribution comme un succès commercial, davantage que comme une controverse sur le transfert de risque vers l’État (DN). Les consommateurs danois, eux, ne gagnent que si les parcs sont effectivement raccordés au réseau et ajoutent assez d’offre pour faire baisser les prix de gros ou réduire le recours à des moyens de production plus coûteux.

Ce raccordement n’a rien d’automatique. La file d’attente danoise pour l’accès au réseau a gonflé jusqu’à 60 GW de demandes, souvent spéculatives, au point de pousser l’opérateur Energinet à geler de nouveaux accords de transport (To Brief). Une éolienne sans accès au réseau ne produit pas d’électricité utile.

Le mouvement dépasse le Danemark. Au Royaume-Uni, le cinquième cycle de contrats pour différence n’avait attribué aucun projet éolien en mer ; le sixième a réussi après le relèvement des prix de référence par le gouvernement (UK AR5, AR6). Aux Pays-Bas, des appels d’offres présentés comme « sans subvention » reposaient tout de même sur des sites préparés par l’État et sur des plateformes et câbles offshore construits par l’opérateur TenneT aux frais du public (TenneT). En Europe, la règle devient lisible : quand l’État absorbe davantage de risque, les développeurs reviennent. Reste à savoir combien d’argent public il faut engager, et pour quel résultat industriel.

Le choix de turbines que le Danemark n’a pas encore fait

Vattenfall n’a pas encore désigné de fournisseur de turbines pour ces deux projets (Voice of Renewables). Ce choix est moins technique qu’il n’y paraît. Les turbines terrestres chinoises seraient 20 à 40 % moins chères sur les marchés d’exportation, selon une estimation de Rystad citée par Reuters (Folha/Reuters). Le droit européen n’interdit pas les équipements chinois, mais le règlement pour une industrie « zéro net » permet aux gouvernements de valoriser la sécurité d’approvisionnement et les capacités industrielles locales, pas seulement le prix le plus bas (NZIA).

Le Danemark a rendu l’éolien en mer finançable en plaçant l’État derrière le risque de prix. La question suivante est plus politique : cet argent public servira-t-il aussi à consolider une capacité industrielle européenne, ou financera-t-il simplement le fournisseur mondial le moins cher ? Ce choix ne relève déjà plus du seul Danemark.