L’éolien offshore néerlandais revient aux subventions

Les Pays-Bas relèvent à 9,456 milliards d’euros le plafond d’aide pour deux futurs appels d’offres éoliens en mer du Nord. Le signal est clair : sans partage public du risque, les développeurs ne financent plus les parcs offshore.

Le pari néerlandais de l’éolien en mer sans subventions d’exploitation vient de rencontrer sa limite : le coût du capital a augmenté, la demande industrielle d’électricité s’est tassée, et les développeurs ne veulent plus porter seuls le risque de prix.

Le gouvernement néerlandais a porté à 9,456 milliards d’euros, contre 7,896 milliards auparavant, le budget maximal de soutien pour deux prochains appels d’offres en mer du Nord, Gamma-A et Gamma-B, qui doivent ouvrir en novembre (RVO, Rijksoverheid). Ce montant n’est pas un chèque de sauvetage, mais un plafond : les offres retenues pourraient être nettement inférieures au maximum d’environ 0,117 euro par kilowattheure (RVO). Ce prix dépasse les moyennes récentes du marché de gros, mais il vise surtout à rendre les projets finançables, pas à offrir une rente.

Pourquoi l’ancien modèle a cassé

Il y a deux ans, deux consortiums avaient obtenu le droit de construire 4 gigawatts de capacité éolienne à IJmuiden Ver, en mer du Nord, sans subventions publiques. C’est environ la moitié de la capacité offshore que les Pays-Bas prévoient d’ajouter cette décennie. Noordzeker, associant SSE Renewables et APG, qui investit pour le fonds de pension néerlandais ABP, a remporté le site Alpha. Zeevonk, formé par Vattenfall et Copenhagen Infrastructure Partners, a remporté Beta (Blackridge Research, NOS). Les deux hésitent désormais avant leur décision finale d’investissement, le moment où propriétaires et prêteurs engagent irréversiblement le capital.

L’équation économique s’est dégradée des deux côtés. Les coûts ont monté : le droit néerlandais indique qu’en 2025 les coûts de construction de l’éolien offshore étaient 40 % supérieurs à leur niveau de 2020, sous l’effet de l’inflation, de la hausse des taux d’intérêt et de chaînes d’approvisionnement sous tension (Staatsblad). Les recettes attendues, elles, ont baissé : la demande industrielle d’électricité plus faible conduit les développeurs à anticiper des prix de vente moins élevés (NOS). Or un parc éolien en mer concentre l’essentiel de ses coûts au départ ; une hausse même modérée des taux peut transformer un projet viable en dossier que les banques refusent de financer (IRENA).

Le cabinet néerlandais agit donc sur deux fronts : il négocie avec ABP et Vattenfall sur les projets Alpha et Beta, aujourd’hui bloqués, tout en réintroduisant des subventions pour la vague suivante. Les appels d’offres Gamma utiliseront un mécanisme dans lequel l’État paie les développeurs lorsque les prix de l’électricité passent sous un niveau fixé. Si le marché déçoit, le contribuable absorbe une partie de l’écart.

Le Danemark et l’Allemagne montrent la même tendance

Les Pays-Bas ne sont pas un cas isolé. Au Danemark, un précédent appel d’offres éolien offshore n’avait attiré aucune offre. Copenhague a ensuite revu sa copie avec des contrats pour différence à double sens : l’État compense les producteurs quand les prix sont trop bas, mais récupère une partie des gains quand ils sont élevés. Vattenfall a alors soumissionné et remporté le marché, avec un plafond total de soutien de 37,6 milliards de couronnes danoises (KEFM, Energistyrelsen).

La France a obtenu l’aval de la Commission européenne pour un régime de soutien à l’éolien en mer de 63 milliards d’euros, couvrant jusqu’à 11,1 GW (European Commission, ESG Today). En Allemagne, le signal est plus brutal : un appel d’offres offshore de 2,5 GW n’a reçu aucune offre, et le secteur pousse Berlin à adopter à son tour des contrats pour différence (IWR). Le Royaume-Uni est passé par le même cycle : le cinquième tour de contrats pour différence n’a attribué aucun projet offshore, et les développeurs ne sont revenus qu’après modification des conditions lors du sixième tour (UK Gov AR5, UK Gov AR6).

Qui paie un vent plus prévisible

Les gagnants immédiats sont les développeurs et leurs prêteurs : des revenus plus stables réduisent le risque et abaissent le coût du financement. La facture, elle, revient aux contribuables et aux consommateurs d’électricité, selon des circuits différents d’un pays à l’autre. En Allemagne, ménages et entreprises acquittent déjà une surtaxe de réseau offshore de 0,941 centime par kilowattheure (Netztransparenz). La seule extension du réseau offshore allemand devrait coûter 153 à 171 milliards d’euros d’ici 2045, des montants qui alimentent directement ces prélèvements (Netzentwicklungsplan).

En Belgique, les industriels de la chimie anversoise disent faire face à 80 à 100 millions d’euros de tarifs de transport supplémentaires liés aux investissements dans le réseau offshore (Made in). Le VEMW, qui représente les grands consommateurs industriels néerlandais, pose un problème valable au-delà des Pays-Bas : subventionner les producteurs tout en ignorant les acheteurs risque seulement de déplacer la difficulté. Ce sont les industriels capables de signer des contrats d’achat de long terme qui rassurent les banques et rendent ces projets bancables (VEMW). Sans cette demande, le coût public augmente et s’installe.

Présenter l’éolien offshore « sans subventions » comme une énergie sans soutien public a toujours été trompeur. La planification du réseau, les études des fonds marins et les raccordements par câbles relevaient déjà de la puissance publique. Ce qui change, c’est que les gouvernements reprennent désormais aussi une partie du risque de revenu dans leurs bilans. L’Europe ne renonce pas à l’éolien en mer ; elle accepte que contribuables et usagers paient davantage lorsque le marché ne suffit plus.