L’éolien allemand bloqué par le réseau

L’Allemagne a franchi les 10,8 gigawatts d’éolien en mer, mais son prochain cycle d’investissement cale. Faute de raccordements et de revenus garantis, jusqu’à 16 gigawatts de projets, évalués à environ 50 milliards d’euros, pourraient rester gelés.

L’éolien offshore allemand sait produire. Ce qu’il ne sait plus garantir, dans les conditions actuelles, c’est un modèle économique suffisamment prévisible pour attirer les milliards nécessaires à la prochaine vague de parcs.

En mer du Nord et en Baltique, 10,8 gigawatts tournent désormais sur 1 764 turbines, assez pour alimenter environ 8,7 millions de foyers par an (Zeit, Focus). Mais seuls 2,6 gigawatts environ de futurs projets disposent d’un financement sécurisé. Une enchère organisée en 2025 n’a attiré aucun candidat, et jusqu’à 16 gigawatts, représentant près de 50 milliards d’euros, pourraient être immobilisés par les retards de réseau (FAZ, BalticWind).

La loi allemande sur l’éolien en mer vise 30 gigawatts d’ici 2030 et 70 gigawatts en 2045 (WindSeeG). Avec 10,8 gigawatts installés, le pays a parcouru un tiers du chemin. Le secteur estime pourtant que l’objectif de 2030 ne sera probablement atteint qu’autour de 2032. Quatre blocages l’expliquent.

Pourquoi la prochaine vague ne se construit pas

L’argent est devenu plus cher. Un parc éolien en mer concentre l’essentiel de ses coûts au départ, puis récupère son investissement sur vingt à trente ans. Quand la BCE, qui fixe les taux d’intérêt de la zone euro, a relevé son taux de dépôt depuis un niveau négatif jusqu’à un pic de 4 % en 2023, le coût de l’emprunt a mécaniquement augmenté (BCE). Les taux ont depuis reflué, mais ils restent très au-dessus de l’époque de l’argent quasi gratuit qui a financé une grande partie des parcs existants.

Les équipements ont renchéri. EnBW, l’un des grands énergéticiens allemands, chiffre entre 30 % et 40 % la hausse sur cinq ans du coût des turbines, des fondations en acier, des câbles et des navires spécialisés (FAZ). La Cour des comptes européenne a, de son côté, signalé les risques liés aux matières premières dans toute la chaîne industrielle de la transition verte (ECA).

Les enchères ont trop comprimé les développeurs. Les derniers appels d’offres allemands imposaient aux entreprises de payer l’État pour obtenir le droit de construire : ce sont les « offres négatives ». Le mécanisme paraissait habile tant que les taux étaient bas et les coûts contenus. Une fois les deux paramètres inversés, il a cessé de fonctionner : en 2025, personne ne s’est présenté.

Le réseau ne suit pas. Vingt-deux turbines achevées, représentant 323 mégawatts, restent à l’arrêt parce que les câbles sous-marins qui doivent les raccorder à la terre ne sont pas prêts (Zeit). TotalEnergies aurait réexaminé des concessions remportées depuis 2023 en raison de ces retards de raccordement (The Equilibrium). Le problème dépasse l’Allemagne : les Pays-Bas dépendent eux aussi de TenneT, le même opérateur qui joue un rôle central dans le transport offshore allemand, et les estimations néerlandaises évaluent entre huit et douze ans le délai de livraison de nouvelles lignes à haute tension (consultancy.nl, Energy Global).

Le paradoxe du prix bas

La baisse des prix de gros aggrave le trou de financement. Lorsque la production éolienne et solaire atteint un pic, les prix allemands de l’électricité passent régulièrement sous zéro, car le réseau ne peut pas absorber tout le surplus (Energy Charts). Un parc éolien gagne donc le moins au moment où il produit le plus.

C’est la tension centrale de cette technologie. L’éolien en mer fait baisser les prix quand il tourne, ce qui profite aux consommateurs. Mais les développeurs ont besoin de revenus prévisibles pour emprunter les milliards nécessaires à la construction. L’électricité bon marché n’arrive jusqu’aux ménages que si quelqu’un finance d’abord le réseau et la garantie de revenu qui rendent les projets bancables.

La France propose une réponse. La Commission européenne a approuvé un régime français de soutien pouvant atteindre 63 milliards d’euros pour des projets éoliens en mer, sous forme de contrats pour différence bidirectionnels sur vingt-cinq ans (BalticWind). Si le prix de marché tombe sous un seuil fixé, l’État compense le développeur ; s’il dépasse un plafond, le développeur reverse l’excédent. Ce mécanisme réduit l’incertitude des revenus et donc le coût du financement. L’association allemande de l’éolien en mer, BWO, pousse Berlin vers le même modèle.

L’Allemagne dépense déjà plusieurs milliards d’euros par an en redispatch, c’est-à-dire en paiements versés aux centrales pour ajuster leur production quand le réseau ne peut pas transporter l’électricité là où elle est demandée. Le Bundestag a récemment approuvé un plan d’extension du réseau d’environ 44,65 milliards d’euros pour acheminer l’électricité éolienne du nord vers le sud industriel du pays (Bundestag). Ces coûts se retrouvent dans les factures, via les tarifs d’utilisation du réseau.

Les développeurs portent le risque immédiat : ils détiennent des sites attribués qu’ils ne peuvent pas construire de façon rentable. Les ménages paient l’extension du réseau, et les contribuables paieront une seconde fois si les sites bloqués doivent être remis aux enchères. Le seuil des 10 gigawatts prouve que la technologie fonctionne. Le modèle allemand d’enchères sans subvention, conçu pour une période où l’argent ne coûtait presque rien, ne produit plus de candidats. Les 20 gigawatts suivants exigent des câbles avant les enchères et des prix planchers avant les chantiers.