TotalEnergies réclame €800 million à Berlin

TotalEnergies et BP veulent sortir de concessions éoliennes allemandes remportées sans subvention pour 12,6 milliards d’euros. Berlin refuse de rembourser, mais l’affaire révèle l’échec du pari européen sur l’éolien offshore « sans aide publique ».

Il y a trois ans, l’éolien offshore devait prouver qu’il avait atteint l’âge adulte. TotalEnergies et BP avaient proposé 12,6 milliards d’euros pour des sites en mer du Nord et en Baltique, sans réclamer un centime de subvention. Les responsables politiques y avaient vu la démonstration attendue : les renouvelables pouvaient désormais se financer seules. En mai 2026, les deux groupes demandent à récupérer leur argent. Le modèle censé rendre l’aide publique superflue s’est fissuré dans quatre pays.

TotalEnergies a déjà versé environ 800 millions d’euros en dépôts et garanties et veut rendre les sites à Berlin. BP, via sa coentreprise Jera Nex BP, pousse dans le même sens. Les deux groupes affirment que les projets ne sont plus rentables. Le gouvernement allemand refuse : le droit en vigueur ne permettrait pas de restituer des concessions déjà attribuées, et la première échéance de pénalités arrive à l’automne 2027.

Comment le calcul a dérapé

Entre 2019 et 2023, plusieurs gouvernements d’Europe du Nord se sont convaincus que l’éolien offshore n’avait plus besoin de soutien public. Les Pays-Bas ont attribué le projet Hollandse Kust Zuid sans subvention. L’Allemagne est allée plus loin avec les enchères négatives : les entreprises payaient l’État pour obtenir le droit de construire. Les 12,6 milliards d’euros promis par TotalEnergies et BP ont marqué le sommet de cette confiance. Elle a duré environ trois ans.

La BCE, qui fixe les taux d’intérêt de la zone euro, a relevé son taux directeur de 0 % à 4 % entre juillet 2022 et septembre 2023. Or l’éolien en mer est l’une des formes d’énergie les plus gourmandes en capital : turbines, fondations et câbles sous-marins se paient avant la première recette, puis les revenus arrivent sur vingt-cinq ans. Quand l’argent était presque gratuit, ces projets dégageaient une marge étroite. Avec plusieurs points de financement supplémentaires, beaucoup deviennent déficitaires sur toute leur durée de vie. Les coûts de construction et de composants ont augmenté de 30 % à 50 % par rapport à 2021, tandis que le coût du financement des projets européens a grimpé de 3 à 4 points (KPMG/OFATE). Un parc conçu avec les hypothèses de 2021 peut voir sa rentabilité disparaître.

Le réseau n’a pas suivi non plus. En Allemagne, les délais pour les composants de transport électrique offshore atteignent désormais six ans. Aux Pays-Bas, 60 % des projets d’extension de TenneT accusent en moyenne 2,5 ans de retard. Un parc éolien sans raccordement est un actif immobilisé : il coûte à entretenir et ne produit aucun revenu. Dans le même temps, les majors réorientent leur capital vers le pétrole et le gaz, plus rapides à rentabiliser, ce qui rend ces engagements éoliens encore moins défendables dans leurs bilans.

Qui paie le repli

Les consommateurs allemands d’électricité perdent les premiers. Berlin avait réservé 90 % des recettes d’enchères au plafonnement des frais de réseau et des prix de l’électricité, afin d’alléger les factures des ménages encore marqués par la crise énergétique de 2022. Si TotalEnergies obtient remboursement, plus de 7 milliards d’euros disparaissent de cette enveloppe.

Le coût le plus durable sera le retard. En s’appuyant sur une étude Fraunhofer qu’elles ont commandée, les entreprises veulent repousser de seize ans l’objectif allemand de 70 GW d’éolien offshore, de 2041 à 2057. Le même schéma apparaît ailleurs. Les Pays-Bas n’atteindront pas leur objectif de 21 GW en 2031. L’appel d’offres danois de décembre 2024 n’a reçu aucune offre qualifiée. Au Royaume-Uni, l’Allocation Round 5 de 2023 n’a attiré aucune offre dans l’éolien offshore.

Tous les gouvernements reviennent désormais vers le même instrument : les contrats pour différence, ou CfD, par lesquels l’État garantit un prix minimum de l’électricité sur vingt ans. Si le prix de marché tombe sous ce seuil, la puissance publique paie l’écart. L’Allemagne réorganise ses enchères autour de ce mécanisme pour 2027. Le Danemark a obtenu 5 milliards d’euros d’aides d’État approuvées par l’UE pour un nouveau dispositif. Le Royaume-Uni a relevé son prix garanti après l’échec de 2023 et a attribué 8,4 GW lors de l’Allocation Round 7.

Le lobby du secteur a lui-même déclaré les enchères négatives « mortes ». Après trois ans d’expérience sans subvention, le soutien public revient par la porte principale. La vraie question n’a donc pas disparu : combien d’argent public faut-il verser à des groupes privés de l’énergie, à quelles conditions, et le temps perdu à chercher une solution moins chère peut-il encore être rattrapé ?