Sara Aagesen vise une première subasta d’éolien en mer en Espagne d’ici fin 2026, alors qu’Asturies aligne déjà plus de 1 000 emplois, trois zones potentielles et près de 15 % des navires de soutien mondiaux. Le signal politique se précise, mais le secteur attend enfin des actes.
L’Espagne accélère enfin sur l’éolien marin, mais le calendrier reste sous pression
L’éolien marin espagnol sort d’une longue phase d’attente. Le signal politique existe désormais clairement : Sara Aagesen, vice-présidente troisième et ministre pour la Transition écologique, a confirmé qu’une première subvention compétitive pilote peut encore être lancée avant la fin de l’année 2026. Le point clé n’est pas seulement la date. Le vrai enjeu, c’est la publication du cadre qui doit fixer les règles du jeu : soutien économique, accès au réseau et priorité d’occupation du domaine public maritime.
Le ministère a effectivement ouvert, du 4 au 24 février 2026, une consultation publique préalable sur l’ordre qui doit encadrer ce premier appel d’offres pour l’éolien marin. Selon le MITECO, ce mécanisme doit attribuer un régime économique, une réserve de capacité d’accès au réseau et une priorité pour l’occupation du domaine public maritime-terrestre. Le débat n’est donc plus théorique : l’Espagne est entrée dans la phase réglementaire concrète, même si la décision finale sur les territoires pilotes n’est pas encore tranchée.
Mon avis est simple : l’exécutif a enfin bougé, mais il reste en retard sur le tempo industriel. Dans l’éolien offshore, attendre encore un an ne coûte pas seulement du temps. Cela coûte des chaînes de production, des contrats et des emplois.
Le vrai verrou n’est plus la technologie, mais la règle d’attribution
Le secteur répète la même chose depuis des mois : l’Espagne ne manque ni d’ingénierie, ni d’usines, ni de ports. Elle manque d’un marché domestique. La consultation lancée par le MITECO le confirme en creux : les futures enchères devront intégrer des critères bien plus larges qu’un simple prix. Le texte de consultation rappelle aussi l’impact du Net-Zero Industry Act européen, qui impose l’introduction de critères non tarifaires dans les enchères renouvelables, notamment sur la résilience, la cybersécurité, la capacité d’exécution, la durabilité et la conduite responsable des entreprises.
Selon la Commission européenne, ces critères non-prix doivent s’appliquer à partir du 30 décembre 2025 à 30 % des volumes mis aux enchères, ou à 6 GW par an et par État membre. Pour l’Espagne, cela change la logique des appels d’offres : il ne suffira pas de promettre un prix bas. Il faudra aussi prouver que le projet est industrialisable, finançable et livrable.
C’est une bonne nouvelle pour les acteurs industriels espagnols. C’est aussi un avertissement : si la conception de l’enchère est mauvaise, le pays peut se retrouver avec une procédure juridiquement propre mais économiquement stérile. D’autres marchés européens ont déjà vu des appels d’offres sous-souscrits ou moins attractifs que prévu.
L’éolien flottant n’est pas une option en Espagne, c’est la condition du marché
Le débat espagnol se distingue d’autres pays européens par une contrainte physique très claire : la profondeur des eaux. Une large partie du potentiel national repose donc sur l’éolien flottant, et non sur les fondations fixes les plus classiques du nord de l’Europe. C’est l’angle mort de nombreux articles généralistes : on parle souvent “d’éolien en mer” comme d’un bloc homogène, alors que la structure de coût, les besoins portuaires et le risque industriel changent fortement entre posé et flottant.
Selon IRENA, la capacité mondiale cumulée de l’éolien offshore atteignait 82,9 GW fin 2024, après 8,6 GW de nouvelles installations sur l’année. Le coût actualisé moyen mondial de l’électricité offshore est tombé à 0,079 USD/kWh en 2024, contre 0,208 USD/kWh en 2010, soit une baisse de 62 %. Converti au taux de référence de la BCE du 7 juillet 2026, 1 € = 1,1433 $, cela représente environ 0,069 €/kWh. Cette moyenne concerne toutefois surtout l’offshore posé, car IRENA précise que les projets flottants commerciaux restent encore peu nombreux à l’échelle mondiale.
Première métrique dérivée : le passage de 0,208 USD/kWh à 0,079 USD/kWh représente une baisse absolue de 0,129 USD/kWh, soit environ 0,113 €/kWh au taux de la BCE. Deuxième métrique dérivée : avec un facteur de charge offshore mondial moyen de 42 % en 2024 selon IRENA, 1 MW installé peut produire théoriquement environ 3 679 MWh par an (1 MW × 8 760 h × 42 %), soit 3,68 GWh annuels. Ce ratio aide à lire plus concrètement les futures capacités espagnoles.
Asturies : un candidat crédible au rôle de hub industriel
Adrián Barbón défend logiquement les Asturies comme base industrielle de référence. Sur le fond, l’argument tient. La région dispose de ports, d’une culture navale, d’une sous-traitance lourde et d’un tissu industriel déjà exposé à l’offshore. Le texte source rappelle trois zones identifiées dans les plans maritimes : au large de Gijón, de Valdés-Navia et de Tapia de Casariego. Ce point s’inscrit dans le cadre plus large des POEM, approuvés par le Real Decreto 150/2023.
Le sujet ne se résume pas à des cartes. Les Asturies ont déjà une base industrielle active. Selon les données reprises dans la source initiale, plus de 1 000 emplois y sont déjà liés à l’éolien marin, surtout dans les pièces métalliques et les navires de maintenance. Ce chiffre est cohérent avec le profil régional : peu de production électrique offshore locale aujourd’hui, mais déjà une spécialisation nette dans la fabrication.
Mon avis est net : les Asturies n’ont pas encore le parc, mais elles ont déjà la chaîne de valeur. C’est souvent plus décisif au démarrage d’un marché que d’avoir simplement une façade maritime disponible.
Des ports espagnols passent du discours à l’investissement
La montée en puissance industrielle ne repose pas seulement sur les régions. Elle passe aussi par l’adaptation des ports. Selon l’IDAE, 212 millions d’euros ont été attribués le 6 mai 2026 à six ports d’intérêt général pour les préparer au déploiement de l’éolien marin et d’autres énergies marines. L’agence précise qu’il s’agit d’améliorer les infrastructures et les capacités logistiques nécessaires à la future filière.
Le programme PORT-EOLMAR donne enfin un contenu budgétaire à un sujet longtemps resté abstrait. Une filière flottante a besoin de quais renforcés, d’espaces d’assemblage, de tirants d’eau adaptés et de logistique lourde. Sans cela, les plateformes partent se fabriquer ailleurs. Le discours sur la souveraineté industrielle n’a aucune valeur si les ports ne suivent pas.
Troisième métrique dérivée : rapporté aux six ports retenus, l’effort moyen représente environ 35,3 millions d’euros par port. Bien sûr, la répartition réelle est inégale. L’IDAE indique par exemple que l’extension du quai de la darse sud du port de Castellón reçoit 50 833 000 €. Mais cet ordre de grandeur montre que l’État commence à financer autre chose que des intentions.
Windar, Navantia Seanergies et Gondán montrent que la filière existe déjà
Le grand paradoxe espagnol est là : le pays possède des industriels compétents sur l’offshore, mais sans parc domestique à échelle commerciale. Windar Renovables explique sur son site qu’il produit l’ensemble des grands types de fondations offshore et qu’il a renforcé ses capacités à Avilés depuis 2012. L’entreprise détaille aussi plusieurs capacités industrielles lourdes : des monopieux jusqu’à 115 m de long, 2 500 tonnes et 12 m de diamètre ; des jackets jusqu’à 100 m de haut et 3 000 tonnes ; et, pour les structures flottantes, des unités jusqu’à 5 000 tonnes, avec un dock de 100 m × 500 m présenté comme le plus grand d’Europe.
Quatrième métrique dérivée : le dock de 100 m × 500 m représente une surface d’environ 50 000 m². C’est un indicateur concret de l’échelle industrielle nécessaire au flottant. Cinquième métrique dérivée : entre une transition piece de 500 tonnes et une structure flottante de 5 000 tonnes selon Windar Renovables, on parle d’un rapport de masse de x10. Cela illustre pourquoi les besoins logistiques du flottant dépassent largement ceux de segments offshore plus classiques.
Navantia Seanergies, de son côté, rappelle qu’il fait partie des rares fournisseurs capables de fabriquer l’ensemble des composants majeurs d’un parc offshore : fondations fixes et flottantes, monopieux et sous-stations. En octobre 2025, Navantia a en plus obtenu, avec la BEI et CaixaBank, un dispositif de soutien financier de 50 millions d’euros destiné à appuyer au moins 100 millions d’euros de garanties bancaires pour ses capacités de fabrication dans l’éolien en mer.
Le message est clair : la base industrielle espagnole n’attend pas une invention. Elle attend des commandes.
Gondán apporte un autre maillon stratégique : les navires de service. Le chantier asturien a livré en juin 2026 le dernier d’une série de six CSOV pour Edda Wind. Selon Gondán, l’Austri Enabler mesure 88 m de long pour 19,7 m de large, peut embarquer 120 personnes, dispose d’une passerelle active de 30 m, d’une grue offshore compensée 3D et d’un héliport de 21 m de diamètre. Pour Bibby Marine, le groupe construit aussi un eSOV présenté comme le premier navire de service offshore électrique zéro émission au monde pour l’éolien en mer, avec une livraison prévue en 2026.
La comparaison européenne n’avantage pas l’Espagne sur le timing
Le problème espagnol n’est pas l’absence de potentiel. C’est l’écart entre potentiel et exécution. Selon WindEurope, l’Europe comptait 304 GW de capacité éolienne fin 2025, dont 39 GW en mer. L’organisation indique aussi que l’UE devrait atteindre 46 GW offshore en 2030. Cela signifie que le marché avance, malgré les tensions de coûts, les taux et certains appels d’offres mal calibrés.
Selon l’IEA, le marché mondial annuel de l’éolien offshore doit passer de 9,2 GW en 2024 à plus de 37 GW en 2030. L’agence note aussi que des pressions macroéconomiques, des problèmes de chaîne d’approvisionnement et des changements de politique ont fragilisé la bancabilité de plusieurs projets en Europe. Autrement dit, l’Espagne n’entre pas sur un marché facile. Elle entre sur un marché compétitif où les erreurs de design réglementaire se paient vite.
Sixième métrique dérivée : si l’on compare les 39 GW offshore installés en Europe fin 2025 selon WindEurope aux 82,9 GW mondiaux fin 2024 selon IRENA, l’Europe représente environ 47 % de ce parc mondial. Le centre de gravité reste donc majeur en Europe, mais la concurrence asiatique progresse fortement.
La question du territoire pilote va peser sur toute la filière
Le gouvernement n’a pas encore arbitré entre les zones les plus avancées socialement et administrativement. Le texte source cite les Canaries et la Galice comme options possibles pour la première enchère pilote. Les Asturies, elles, poussent surtout leur carte industrielle. Ce découplage entre lieu de production d’électricité et lieu de fabrication est essentiel. Un parc pilote peut être attribué dans une région, tandis que l’essentiel de la valeur industrielle se capte dans une autre.
C’est précisément pour cela que la future enchère devra être pensée comme un outil industriel autant qu’énergétique. Si elle ne récompense que le mégawatt le moins cher sur le papier, l’Espagne prendra le risque d’importer une part trop élevée de la valeur ajoutée. Si elle surcharge au contraire les critères qualitatifs sans garantir l’exécutabilité, elle ralentira encore le marché. L’équilibre sera politique, mais aussi technique.
Le coût du retard espagnol devient plus visible que le coût d’entrée
La filière offshore a longtemps été jugée trop chère, trop complexe ou trop précoce pour l’Espagne. Cet argument perd de sa force. Selon IRENA, le coût total installé moyen mondial de l’éolien offshore atteignait 2 852 USD/kW en 2024. Converti avec le taux de la BCE, cela correspond à environ 2 494 €/kW. Ce niveau reste élevé, mais la vraie lecture doit être comparative : IRENA indique aussi que le coût total installé offshore mondial a reculé de 48 % entre 2010 et 2024.
Septième métrique dérivée : à ce coût moyen mondial de 2 852 USD/kW, un projet théorique de 100 MW représenterait environ 285 200 000 $, soit environ 249 460 000 € au taux de la BCE. Ce chiffre n’est pas une estimation d’un futur parc espagnol précis, car le flottant peut dévier fortement de cette moyenne, mais il donne un ordre de grandeur utile pour mesurer les investissements en jeu.
Mon avis est tranché : le coût d’entrée reste lourd, mais le coût du non-lancement devient désormais plus pénalisant. L’Espagne a déjà les usines, les ports en adaptation, les entreprises et les zones maritimes planifiées. Ce qu’il manque encore, c’est le passage effectif de la planification à l’attribution.
Un seul test commercial suffit à débloquer beaucoup plus qu’un seul parc
Les industriels ont raison sur un point précis : faire fonctionner un premier parc commercial vaut plus qu’empiler des annonces. Un démonstrateur ou un appel d’offres pilote bien conçu produit des retours d’expérience sur les flotteurs, l’ancrage, la maintenance, l’intégration portuaire, l’assurance, la finance et le raccordement. Chaque mois gagné sur ce premier cycle raccourcit potentiellement les suivants.
Le marché espagnol n’a donc pas besoin d’un énième débat sur son potentiel. Il a besoin d’un premier cas d’exécution. Avec les Asturies en base industrielle, des ports soutenus par l’IDAE, un cadre d’enchère en préparation au MITECO et une pression européenne sur la résilience industrielle, les conditions minimales sont réunies. Reste la décision la plus simple à formuler et la plus difficile à assumer : publier enfin la règle et lancer la subasta.
Source d’autorité : MITECO – consultation publique préalable sur les bases du premier appel d’offres pour l’éolien marin
Mon avis :
L’Espagne a un vrai atout: une base industrielle déjà crédible, notamment en Asturies avec ports, sous-traitants et emplois existants. Ma réserve est nette: sans subasta lancée en 2026 et cadre stable, le pays accumule encore du retard face à la France, alors que chaque parc demande des années avant mise en service.
