Le Royaume-Uni a récemment marqué un tournant avec une subasta historique d’énergie éolienne marine, consolidant sa position de leader en Europe. Cette décision a permis d’attribuer plus de 8 gigawatts (GW) de nouvelle capacité, reflétant un engagement fort vers une énergie propre et une sécurité énergétique accrue.

Une enchère historique pour l’énergie éolienne en mer au Royaume-Uni et son impact sur l’Europe

Le Royaume-Uni vient de réaliser une enchère historique d’énergie éolienne marine, affirmant ainsi son leadership dans ce secteur en Europe et établissant un précédent pour d’autres pays ayant des ambitions similaires, notamment l’Espagne. La septième ronde des Contrats par Différence (AR7) a permis d’attribuer plus de 8 gigawatts (GW) de nouvelle capacité en mer, avec des prix, bien que plus élevés que lors des enchères précédentes, demeurant clairement inférieurs au coût de nouvelles centrales à gaz.

Cette initiative a non seulement des implications pour le mix électrique britannique et sa sécurité énergétique, mais elle ravive également le débat sur la manière dont et quand l’énergie éolienne marine, en particulier flottante, décollera sur la péninsule ibérique. De nombreux acteurs du secteur suivent de près l’expérience britannique pour ajuster le modèle à un contexte réglementaire et de prix différent sur le marché électrique espagnol.

Une enchère record : 8,4 GW de nouvelle capacité éolienne marine

La ronde AR7 s’est soldée par l’ attribution de 8,4 GW de capacité éolienne marine, suffisant pour approvisionner environ 12 millions de foyers britanniques une fois que tous les projets seront opérationnels. La plupart de cette capacité concerne l’éolien offshore à fondation fixe, tandis que la technologie flottante représente une part modeste, mais stratégique.

Les données officielles indiquent que la subasta a permis d’attribuer 6,86 GW dans des parcs éoliens fixes en Angleterre et au pays de Galles et 1,38 GW en Écosse, consolidant ainsi la mer du Nord et la mer celtique comme principaux pôles de génération d’énergie renouvelable en Europe. Parallèlement, l’éolien flottant britannique avance avec 192,5 MW additionnels, marquant une étape vers l’exploitation des eaux plus profondes et complexes.

Le gouvernement britannique estime que cette enchère débloquera environ 22 milliards de livres sterling d’investissements privés et soutiendra près de 7 000 emplois qualifiés dans tout le pays, des Highlands écossaises à Galles et la côte est de l’Angleterre. Il ne s’agit pas seulement de capacité électrique ; c’est aussi un investissement clair dans l’industrie et le développement régional associés à de grands pôles de fabrication et de logistique éolienne marine.

Dans l’ensemble, l’administration de Londres présente ce résultat comme un pas décisif vers son objectif d’une électricité propre d’ici 2030, après une ronde précédente sans attribution et une AR6 qui avait déjà marqué le début de la reprise. La AR7, avec son volume et ses prix, vient consolider ce chemin après une période d’incertitude sur les marchés internationaux.

Prix, contrats et compétitivité technologique

Un des aspects les plus marquants de cette enchère est le prix convenu pour l’éolien marine à fondation fixe. À des valeurs de 2024, le prix moyen d’exercice s’établit à 90,91 livres sterling par MWh, soit environ 105,50 euros/MWh. Cela représente environ 40 % de moins que le coût estimé de construction et d’exploitation d’une nouvelle centrale à gaz, chiffré à 147 livres sterling/MWh (environ 175,50 euros/MWh).

En décomposant par région, les chiffres officiels montrent le prix moyen à 91,20 £/MWh pour l’Angleterre et le pays de Galles et 89,50 £/MWh pour l’Écosse, ce qui illustre de légères différences régionales, mais confirme la compétitivité claire de l’éolien marine classique face aux technologies fossiles. Bien que ces valeurs soient d’environ 11 % supérieures à celles de l’enchère précédente, le gouvernement souligne qu’elles offrent toujours une bonne relation qualité-prix pour les consommateurs.

Pour l’éolien flottant, le prix d’exercice avoisine les 216 livres/MWh (environ 257,57 euros), révélant son caractère précoce et les coûts plus élevés associés à la conception de plateformes, d’ancrages et d’opérations en eaux profondes. Ces chiffres équivalent à 155,23 £/MWh à des prix constants de 2012, comparativement aux 65,45 £/MWh pour l’Angleterre et le pays de Galles et aux 64,23 £/MWh pour l’Écosse pour les parcs fixes.

Tous ces projets sont couverts par le cadre des Contrats par Différence (CfD), garantissant un prix stable à long terme — dans cette ronde, d’une durée de 20 ans — aux promoteurs. Lorsque le prix de gros tombe en dessous du prix convenu, le système compense la différence : si le prix dépasse le seuil, ce sont les producteurs qui remboursent l’excédent. Ce mécanisme, très observé en Europe, réduit la volatilité pour les investisseurs et les consommateurs et a été clé pour soutenir le déploiement massif des renouvelables au Royaume-Uni.

Méga-projets éoliens : Dogger Bank South, Norfolk Vanguard, Berwick Bank et Awel y Môr

La répartition des projets attribués dans l’AR7 confirme l’ambition britannique de devenir une plateforme européenne d’éolien marine à grande échelle. Parmi les parcs les plus remarquables se trouvent des complexes qui figurent désormais parmi les plus grands au monde, tant par leur puissance que par leur importance stratégique.

En mer du Nord, face à la côte du Yorkshire, se distingue le projet Dogger Bank South, divisé en deux grandes unités : Dogger Bank South East et Dogger Bank South West, avec 1 500 MW chacune. Ensemble, elles totalisent 3 000 MW d’éolien marine fixe, consolidant cette zone comme un des grands hubs éoliens globaux.

Dans l’est de l’Angleterre, en région d’East Anglia, se situe le complexe Norfolk Vanguard, structuré en deux grandes blocs : Norfolk Vanguard East (unités A, B et C), avec 1 545 MW, et Norfolk Vanguard West (également avec trois unités), ajoutant 1 545 MW. Au total, ce développement atteint plus de 3 090 MW de capacité, devenant l’un des grands piliers de l’expansion éolienne marine anglaise.

L’Écosse, quant à elle, contribue avec le projet Berwick Bank, de 1 380 MW dans cette enchère, situé en mer du Nord, face à la côte orientale écossaise. Ce parc est appelé à devenir l’un des plus grands développements éoliens marins au monde, complétant un complexe dont l’objectif final avoisine les 4 GW une fois toutes les phases opérationnelles.

En Galles, le parc Awel y Môr (Phase A) marque le retour de nouveaux contrats après plus d’une décennie sans attributions dans la région. Avec 775 MW de capacité d’éolien marine fixe, ce projet renforce le rôle de la mer d’Irlande et du littoral gallois au sein de l’écosystème éolien britannique.

L’éolien flottant britannique : Erebus et Pentland comme technologies pionnières

Bien que le volume attribué reste dominé par l’éolien marine fixe, la technologie flottante prend de l’ampleur en tant qu’option d’avenir dans des eaux profondes. Lors de cette septième ronde, deux projets symbolisent cette nouvelle ère : Erebus et Pentland Floating Offshore Wind Farm.

Erebus, avec 100 MW, se trouve en mer celtique, face au pays de Galles, et représente l’un des premiers développements flottants à grande échelle au Royaume-Uni. Promu par Blue Gem Wind, ce parc est considéré comme une étape intermédiaire entre les installations purement expérimentales et les grands complexes commerciaux qui pourraient émerger dans la prochaine décennie.

Le projet Pentland, d’autre part, apportera 92,5 MW d’éolien flottant dans le nord de l’Écosse. Situé face à la côte écossaise, il reçoit le soutien du véhicule d’investissement public Great British Energy et du National Wealth Fund, qui considèrent la technologie flottante comme essentielle pour déployer des renouvelables dans des zones où la fondation fixe n’est pas viable à cause de la profondeur ou des conditions du lit marin.

Bien que les prix demeurent significativement plus élevés que ceux de l’éolien fixe, tant le gouvernement que l’industrie s’accordent à dire que ces projets sont cruciaux pour faire progresser la technologie, optimiser la chaîne d’approvisionnement et réduire les coûts dans les années à venir. L’expérience accumulée sera une référence directe pour d’autres pays européens avec des côtes profondes, comme l’Espagne et le Portugal, où l’énergie éolienne flottante se dessine comme la principale voie d’exploitation du potentiel éolien marin.

RWE, SSE et autres gagnants : concentration industrielle et alliances stratégiques

Dans l’attribution des contrats, la société allemande RWE se positionne comme l’un des grands gagnants de l’enchère, renforçant sa position en tant qu’acteur majeur dans l’éolien marine européen. L’entreprise a sécurisé environ 6,9 GW, un chiffre reflétant sa capacité financière ainsi que son engagement à long terme sur le marché britannique.

Au sein de ce paquet, RWE dirige ou codirige plusieurs projets clés : les parcs Dogger Bank South East et Dogger Bank South West, chacun ayant une capacité de 1,5 GW, en mer du Nord ; et les projets Norfolk Vanguard East et Norfolk Vanguard West, également d’environ 1,5 GW par bloc, situés dans la partie orientale de l’Angleterre. Au total, ces actifs représentent une bonne partie de la nouvelle capacité marine attribuée.

La stratégie de RWE repose sur un réseau d’alliances avec de grands investisseurs et partenaires industriels. Pour les projets Norfolk Vanguard East et West, l’entreprise a conclu un accord avec la société mondiale KKR, qui acquiérera 50 % des deux projets. La décision finale d’investissement et la clôture financière sont prévues pour l’été 2026, avec un démarrage échelonné d’exploitation entre 2029 et 2030.

Les parcs de Dogger Bank South seront développés en consortium avec Masdar, tandis que le projet Awel y Môr, face à la côte galloise, est soutenu par Stadtwerke München et Siemens. Ensemble, ces développements pourraient fournir de l’électricité renouvelable à plus de six millions de foyers britanniques, consolidant ainsi le rôle de RWE en tant qu’un des acteurs clés de la transition énergétique dans le pays.

Non seulement la compagnie apporte des fonds, mais également son expertise technique en développement, construction et exploitation de parcs marins, un atout particulièrement précieux pour des projets d’envergure où la gestion des risques techniques, environnementaux et logistiques est essentielle. Ce modèle de collaboration, dans lequel des opérateurs expérimentés s’associent à des fonds d’investissement ou des utilities locales, s’impose progressivement comme une norme dans toute l’Europe.

Sécurité énergétique, pression sur les factures et débat politique

L’engagement en faveur de l’éolien marine s’inscrit dans un contexte de volatilité extrême des marchés énergétiques internationaux, avec des hausses de prix du gaz souvent liées à des tensions géopolitiques, surtout au Moyen-Orient et à la frontière de l’Europe de l’Est. Selon les statistiques du gouvernement britannique, les fluctuations de ces marchés ont contribué à la moitié des récessions qui ont été enregistrées depuis les années 1970.

Face à cet état de fait, le gouvernement de Londres défend l’accélération des investissements dans l’énergie propre produite localement comme moyen de réduire la dépendance à ces fluctuations et de gagner en marge sur le coût de l’électricité. En fait, le gouvernement a complété les enchères par des mesures budgétaires destinées à alléger les factures, incluant des réductions moyennes d’environ 150 euros par an et par foyer à partir d’avril.

Le secrétaire à l’énergie, Ed Miliband, a qualifié les résultats de la subasta de "triomphe historique" et a souligné que le pays "reprend le contrôle de sa souveraineté énergétique". Selon son point de vue, l’énergie renouvelable produite localement est la meilleure option pour réduire durablement les factures et créer des emplois de qualité dans tout le pays.

Cependant, l’enchère n’a pas été sans controverse politique. L’opposition conservatrice a critiqué le fait que les nouveaux CfD pour l’éolien marine à fondation fixe aient été fixés à 90,91 £/MWh, soit environ 105,50 euros/MWh, environ 11 % au-dessus de l’enchère précédente, et soutient que cela pourrait "engager le pays à des prix élevés pendant des décennies". Le gouvernement rétorque qu’en dépit de cette hausse, les contrats demeurent bien moins chers que de nouvelles centrales à gaz et offrent une protection raisonnable aux consommateurs face à des hausses potentielles de prix.

Le secteur, pour sa part, a perçu l’enchère comme un claire impulsion pour l’éolien marine après une période difficile durant laquelle plusieurs enchères européennes sont restées désertes ou ont connu une faible participation. Des associations telles que le Global Wind Energy Council considèrent que les résultats britanniques "démontrent que l’éolien marine est de retour en force" et renforcent le statut du Royaume-Uni comme destination privilégiée pour les investissements internationaux en renouvelables.

Connexions avec l’Espagne et l’Europe : prix, flottant et retards réglementaires

Le succès quantitatif de l’enchère britannique contraste avec le blocage réglementaire qui affecte l’éolien marine en Espagne, où la première grande enchère — particulièrement pertinente pour la technologie flottante — reste en attente malgré les annonces répétées du gouvernement. Cette différence de rythme a ravivé le débat sur la mesure dans laquelle le modèle britannique peut servir de référence pour la péninsule.

Un des points les plus controversés est le niveau de prix attribués lors de l’AR7. Dans le cas britannique, certains projets flottants et précommerciaux se situent dans des échelles dépassant les 150-170 €/MWh, très éloignées du contexte du marché de gros espagnol. En Espagne, le prix moyen du “pool” en 2025 s’est établi autour de 65 €/MWh, soutenu par une forte pénétration de renouvelables terrestres et solaires, rendant difficile, à l’heure actuelle, de justifier une incorporation massive de génération marine à ces prix élevés dans le système péninsulaire.

L’Association des Énergies Éoliennes (AEE) insiste sur le fait qu’il s’agit de situations non comparables. Des facteurs tels que la distance à la côte, la profondeur de la mer, la conception des installations, la taille des parcs, la maturité de la technologie flottante ou les coûts logistiques sont très différents entre la mer du Nord, la mer d’Écosse et les littoraux espagnols. De plus, de nombreux projets flottants attribués au Royaume-Uni ont des capacités tournant autour de 90-100 MW et des éoliennes d’environ 10 MW, les plaçant plus près d’installations précommerciales que de véritables grands parcs commerciaux.

Cela dit, il pourrait avoir un sens économique de reproduire certains aspects du modèle britannique dans des systèmes électriques isolés comme celles des Canaries, où le coût actuel de génération conventionnelle dépasse largement celui de la péninsule. L’AEE indique qu’avec une installation flottante commerciale de 200 à 250 MW, les économies pour le système pourraient dépasser les 100 millions d’euros annuels, atteignant même jusqu’à 115 millions si l’on considère le poids des crédits de carbone et d’autres facteurs de décarbonisation.

Au niveau européen, il existe également des précédents avec des prix élevés liés à des contextes très particuliers, comme un parc flottant précommercial de 17 MW au Japon, avec un prix proche de 200 €/MWh dans une zone affectée par des typhons et des éoliennes de petite taille. Pour le secteur, ces exemples servent de rappel que les coûts des installations expérimentales ne peuvent pas être extrapolés directement à ceux des grands parcs commerciaux dans des marchés matures.

Industrie européenne et rôle de l’Espagne dans la chaîne de valeur

Au-delà de la comparaison des prix, l’enchère britannique met en lumière la chaîne d’approvisionnement européenne de l’éolien marine, où l’Espagne joue déjà un rôle crucial, bien qu’elle ne dispose pas encore de parcs opérationnels dans ses eaux. L’alliance entre Navantia Seanergies et Windar Renovables illustre comment le tissu industriel espagnol s’est positionné dans la fabrication de composants pour des projets internationaux.

Dans le chantier naval de Fene (A Coruña), ces deux sociétés ont récemment complété la jacket numéro 200 d’éolien marine fabriquée en Espagne. Il s’agit d’une fondation fixe pour le parc marine Dieppe le Tréport, en France, porté par un consortium dirigé par Ocean Winds. Depuis leurs premiers contrats, il y a plus de dix ans, l’alliance a fourni des structures pour des parcs tels que Wikinger (Allemagne), Moray East et East Anglia One (Royaume-Uni), Nissum Bredning (Danemark) ou St. Brieuc (France).

À ces 200 jackets produites en Galice s’ajoutent 80 unités construites au Royaume-Uni dans les installations acquises par Navantia UK en 2025, précisément à Methil (Écosse) et au chantier naval de Harland & Wolff à Belfast. Une grande partie de ces structures a été destinée à des projets britanniques, tels qu’Ormond, Beatrice ou le propre East Anglia One, si bien que la production totale de l’alliance représente approximately la moitié des jackets installées en Europe.

Le chantier de Fene est ainsi devenu un centre de référence européen pour l’éolien marine, combinant la production de jackets avec celle de flottants, de monopiles et, prochainement, de sous-stations électriques offshore. Bien que l’Espagne n’ait pas encore déployé son propre parc marin à grande échelle, ses entreprises sont déjà intégrées dans les grands projets britanniques et du nord de l’Europe, fournissant des composants cruciaux qui soutiennent ce boom.

Dans ce contexte, le gouvernement espagnol a commencé à soutenir la préparation d’infrastructures clés telles que les ports, avec des subventions destinées à renforcer la logistique et l’industrialisation associées à l’éolien marine. Cependant, le secteur insiste sur le fait que sans un calendrier clair d’enchères et un cadre réglementaire stable, il sera difficile de consolider en Espagne une chaîne de valeur complète intégrant également le développement de projets en eaux nationales.

Alors que Londres progresse avec des enchères périodiques et un schéma bien connu des investisseurs, à Madrid, on ressent encore un certain blocage dans la prise de décisions, malgré une consultation publique déjà réalisée et des objectifs formels dans la planification énergétique jusqu’à 2030. Pour de nombreux acteurs, l’expérience britannique souligne que les projets tirent la technologie, que la technologie stimule la logistique, et dans cet engrenage, ports et industrie nécessitent des signaux clairs de demande future.

Le mouvement du Royaume-Uni, avec une enchère combinant forte volumétrie, contrats à long terme et mélange d’éolien fixe et flottant, renforce sa position en tant que référence européenne dans la transition énergétique et transmet un message clair à ses voisins : celui qui établira le premier le rythme réglementaire et d’investissement sera celui qui capitalisera le plus rapidement l’industrie, l’emploi et l’innovation associés à la mer. Pour l’Espagne et d’autres pays européens, le défi est de trouver un équilibre entre la protection des consommateurs, la compétitivité du système électrique et la nécessité d’exploiter une ressource éolienne marine qui, bien gérée, peut devenir l’un des piliers de la décarbonisation dans les décennies à venir.

Mon avis :

Le Royaume-Uni a brillamment renforcé sa position de leader en énergie éolienne marine avec sa récente attribution de 8,4 GW, bien que les prix se situent à environ 105 €/MWh, soit 11 % au-dessus de la ronde précédente. Ce succès soulève des questions sur la viabilité de modèles similaires, comme en Espagne, confrontée à des défis réglementaires.

Les questions fréquentes :

Quelle est la capacité d’énergie éolienne marine attribuée lors de la septième ronde d’enchères au Royaume-Uni ?

La septième ronde d’enchères a abouti à l’attribution de 8,4 GW de capacité éolienne marine, suffisante pour alimenter environ 12 millions de foyers britanniques. Cette puissance comprend principalement des projets de fondations fixes, avec une part modeste mais stratégique dédiée à la technologie flottante.

Quel est le prix moyen de l’énergie éolienne marine fixe lors de cette enchère ?

Le prix moyen pour l’éolien fixe s’élève à environ 90,91 £/MWh, soit environ 106,55 €/MWh. Bien que ces chiffres soient environ 11 % supérieurs à ceux de l’enchère précédente, ils présentent une bonne compétitivité par rapport aux coûts des nouvelles centrales à gaz.

Quels sont les projets notables des enchères AR7 ?

Parmi les projets notables, on peut citer le Dogger Bank South, qui se divise en deux unités de 1 500 MW chacune, ainsi que le Norfolk Vanguard avec plus de 3 090 MW de capacité totale. En Écosse, le projet Berwick Bank, de 1 380 MW, se distingue également comme un développement majeur.

Quelles sont les implications de cette enchère sur la sécurité énergétique britannique ?

Cette enchère stimule non seulement la sécurité énergétique au Royaume-Uni, mais elle permettra également de débloquer environ 22 milliards de livres sterling d’investissements privés et soutiendra près de 7 000 emplois qualifiés. Cela renforce l’engagement du gouvernement envers une électricité propre d’ici 2030 et montre un important soutien pour l’industrie éolienne et le développement régional.