L’Espagne n’a encore lancé aucune subasta commerciale d’éolien en mer, alors que le secteur pousse pour une première adjudication dès 2026 afin d’activer l’éolien flottant. APPA Marina et les industriels réclament un cadre rapide, clair et exécutable pour éviter un décrochage face aux autres marchés européens.
L’Espagne a le gisement, mais pas encore le tempo
L’éolien en mer espagnol ne manque ni de ressource, ni d’industrie. Ce qui bloque, c’est l’exécution. Le texte de départ pose correctement le décor : les entreprises sont prêtes, les ports se préparent, mais la première enchère commerciale tarde encore. Le vrai sujet est là. Sans calendrier ferme, l’Espagne risque de rester un pays qui fournit des composants à l’étranger au lieu de capter la valeur sur ses propres côtes.
Selon IDAE, la feuille de route nationale fixe un objectif de 1 à 3 GW d’éolien en mer flottant d’ici 2030, avec jusqu’à 60 MW pour les autres énergies marines. Ce point change l’échelle du débat : on ne parle plus de démonstration technologique, mais bien d’un marché industriel à bâtir en six ans à peine. En clair, attendre encore revient à comprimer tout le déploiement dans une fenêtre de plus en plus courte.
Le retard administratif est d’autant plus visible que MITECO a déjà lancé, en 2026, une consultation publique préalable pour définir les bases du premier mécanisme de mise en concurrence pour l’éolien marin. L’administration avance donc sur les règles, mais pas encore au rythme exigé par la chaîne d’approvisionnement. Mon constat est simple : tant que l’appel d’offres n’est pas publié avec des volumes, des zones et des critères clairs, l’Espagne reste en pré-marché.
Les zones existent déjà : le cadre maritime n’est plus l’excuse principale
Le texte source insiste sur les années de planification. C’est juste, mais il faut ajouter un fait clé : les zones à haut potentiel ne sortent pas de nulle part. Selon MITECO, elles s’appuient sur les POEM, les plans d’ordonnancement de l’espace maritime approuvés en 2023, avec un travail préalable de zonage tenant compte des habitats, des espèces, des usages maritimes et des contraintes environnementales. Autrement dit, la discussion n’en est plus au stade “où pourrait-on aller ?” mais bien “quelles zones activer en premier et à quelles conditions ?”.
Cette précision manque dans la source initiale. Elle est pourtant décisive. Le goulot d’étranglement n’est plus d’abord cartographique. Il devient politique, réglementaire et industriel. Mon avis est net : quand les zones à potentiel sont identifiées et que les règles d’évaluation sont en consultation, le coût de l’attentisme augmente mécaniquement pour toute la filière.
Le flottant n’est pas un pari exotique : c’est la technologie logique pour les côtes espagnoles
La source de départ rappelle que les fonds marins espagnols imposent le recours au flottant. C’est exact, mais elle reste vague sur le niveau de maturité. Or le flottant n’est plus une idée de laboratoire. Selon EDP, WindFloat Atlantic, au large du Portugal, est en exploitation avec une capacité installée de 25 MW et peut alimenter l’équivalent de 60 000 habitants par an. Ce cas concret compte pour l’Espagne, car il prouve qu’un projet flottant commercial, même encore modeste, fonctionne déjà dans la façade atlantique ibérique.
On peut en tirer une première métrique dérivée absente du texte d’origine : cela représente environ 2 400 habitants alimentés par MW installé, calcul obtenu à partir des données d’EDP. Ce n’est pas une promesse théorique, c’est un ordre de grandeur utile pour lire ce que pourrait produire une première vague espagnole.
Deuxième indicateur dérivé : si l’Espagne atteignait le bas de sa cible 2030, soit 1 GW, cela équivaudrait à environ 40 fois la capacité de WindFloat Atlantic. Au haut de la fourchette, 3 GW représenteraient 120 fois ce démonstrateur commercial. Le message est clair : le saut industriel à réaliser n’a rien de marginal.
Le vrai signal de marché, c’est l’enchère inaugurale
Le texte espagnol insiste sur “l’urgence de la première subasta”. C’est probablement sa meilleure intuition. Dans l’éolien en mer, le premier appel d’offres ne sert pas seulement à attribuer des MW. Il fixe la crédibilité du pays. Il permet aux développeurs de lancer leurs études définitives, aux ports d’accélérer leurs chantiers, aux sous-traitants de dimensionner leurs investissements et aux financeurs de commencer à tarifer le risque.
Selon la consultation publiée par MITECO en 2026, plusieurs critères doivent structurer ce premier dispositif : zones retenues parmi celles à haut potentiel des POEM, puissance des projets, nombre d’heures annuelles et délai maximal de livraison. Ces éléments sont techniques, mais ils définissent en réalité la bancabilité des futurs projets. Mon opinion est tranchée : une enchère mal calibrée peut faire autant de dégâts qu’une absence d’enchère.
La comparaison européenne n’est plus flatteuse pour l’Espagne
Le papier de départ cite la France, le Royaume-Uni et les pays nordiques. Il faut maintenant chiffrer l’écart. Selon le gouvernement français, deux projets flottants en Méditerranée ont déjà été attribués à hauteur de 250 MW chacun, soit 500 MW au total. Toujours selon l’État français, le projet flottant en Bretagne Sud est dimensionné à 250 MW. Et le 12 juin 2026, la France a publié le cahier des charges de l’AO10, soit environ 10 GW de projets, dont 5 GW de flottant.
Face à cela, l’Espagne n’a toujours pas attribué sa première enchère commerciale. L’écart n’est donc plus narratif, il est mesurable. Première métrique dérivée : les seuls deux parcs flottants méditerranéens français déjà attribués totalisent la moitié du seuil bas visé par l’Espagne pour 2030, soit 500 MW face à 1 GW. Deuxième métrique : l’AO10 français aligne à lui seul 5 GW de flottant, soit 1,67 fois la cible haute espagnole de 3 GW à horizon 2030.
Le Royaume-Uni pousse aussi plus vite. Selon The Crown Estate, les droits attribués en mer Celtique portent sur une capacité pouvant aller jusqu’à 4,5 GW. C’est 1,5 fois la cible haute espagnole de 3 GW. Là encore, le décalage saute aux yeux : pendant que l’Espagne prépare encore son cadre, ses voisins distribuent déjà les volumes.
Les ports espagnols ne sont pas en retard, et c’est justement pour cela qu’il faut aller vite
La source fournie souligne un point juste : les ports se mettent en ordre de bataille. Les chiffres disponibles confirment que ce mouvement est réel. Selon MITECO, le programme PORT-EOLMAR lancé le 7 janvier 2026 mobilise 212 millions d’euros pour adapter les infrastructures portuaires d’intérêt général au déploiement des renouvelables marines. L’enveloppe est préaffectée à hauteur de 100 millions d’euros pour le golfe de Gascogne et les côtes ibériques, 30 millions d’euros pour l’Atlantique canarien et 82 millions d’euros pour la Méditerranée.
Ces chiffres apportent plusieurs éléments nouveaux. D’abord, la part la plus importante va à la façade du golfe de Gascogne et des côtes ibériques, avec 47,2 % du budget total. La Méditerranée reçoit 38,7 % et les Canaries 14,2 %. Ensuite, si l’on rapporte les 212 millions d’euros au seuil bas de la feuille de route, soit 1 GW, on obtient environ 212 millions d’euros d’aide portuaire par GW ciblé. Rapporté à la cible haute de 3 GW, cela tombe à environ 70 667 € par MW. Cette seconde métrique dérivée donne une idée concrète de l’effort public d’amorçage côté logistique.
Mon point de vue est clair : ces aides portuaires n’ont de sens économique que si un pipeline de projets suit rapidement. Sinon, on finance des quais prêts pour des composants qui partiront surtout vers d’autres marchés européens.
La chaîne de valeur espagnole a déjà de quoi jouer un rôle européen
Un autre manque du texte d’origine concerne le degré de préparation industrielle. Selon une note conjointe du Foro Eólico Marino et de AEE, publiée en octobre 2025, l’Espagne disposerait déjà de 75 % de la chaîne industrielle nécessaire à l’éolien en mer. Ce chiffre ne signifie pas que tout est prêt pour un déploiement massif, mais il indique que le pays ne part pas de zéro.
C’est un point fondamental. Dans beaucoup de secteurs énergétiques, les États lancent des appels d’offres en espérant faire émerger ensuite une base industrielle. Ici, une partie significative de cette base existe déjà. Mon analyse est simple : le risque n’est pas l’absence de tissu productif, mais son décrochage progressif au profit de la France, du Royaume-Uni ou d’autres marchés plus rapides à ouvrir.
La taille des turbines et l’industrialisation changent l’équation économique
Le texte source reste général sur la technologie. Les données récentes montrent pourtant une montée en puissance rapide des équipements. Selon le Global Offshore Wind Report 2026 de GWEC, la taille moyenne des turbines installées en mer en 2025 a atteint 10,3 MW. Cette moyenne mondiale donne un repère utile : les futurs projets espagnols flotteront dans un marché déjà tiré par des machines très puissantes, donc par des exigences plus fortes en matière de portance, d’assemblage, de remorquage et d’infrastructures portuaires.
On peut en déduire une autre métrique simple. Au seuil bas de 1 GW, l’Espagne aurait besoin d’un ordre de grandeur d’environ 97 turbines de 10,3 MW. À 3 GW, on parle d’environ 291 turbines, à puissance unitaire équivalente. Ce calcul n’apparaît nulle part dans la source initiale, mais il aide à comprendre pourquoi les ports et la logistique sont au centre du dossier.
Ce que la France et le Royaume-Uni ont compris avant l’Espagne
Les pays en avance n’ont pas seulement publié des objectifs. Ils ont articulé volumes, visibilité et échelle. En France, l’AO10 regroupe onze projets et offre un cadre lisible à la chaîne de valeur. Au Royaume-Uni, la mer Celtique sert de tremplin industriel avec jusqu’à 4,5 GW de capacité. Dans les deux cas, le marché envoie un signal de long terme aux industriels.
L’Espagne, elle, dispose d’une ambition officielle, d’un zonage, d’une industrie partiellement prête et désormais d’un effort budgétaire pour les ports. Ce qui manque encore, c’est la pièce qui transforme ces briques en marché réel : une enchère inaugurale bien conçue, puis un calendrier crédible d’attributions successives. Mon jugement est direct : sans volume récurrent, il n’y aura pas de leadership espagnol dans le flottant, seulement des compétences exportées.
Le cas canarien peut servir de test grandeur nature
La répartition de PORT-EOLMAR réserve 30 millions d’euros à la subrégion atlantique macaronésienne des Canaries. Ce n’est pas l’enveloppe la plus importante, mais c’est un signal. Les Canaries cumulent des profondeurs adaptées au flottant, un contexte insulaire favorable à la production locale et un intérêt récurrent du secteur pour une première attribution dans cette zone.
Le cas d’usage est concret : une première enchère ciblée sur une zone restreinte permettrait de tester les règles espagnoles, de valider les interfaces port-réseau-industrie et de réduire le risque perçu avant des volumes plus larges sur la péninsule ou en Méditerranée. Cette approche graduelle me semble plus crédible qu’un grand lancement théorique sans retour d’expérience domestique.
Un seul enjeu domine tous les autres : la vitesse d’exécution
Le texte d’origine a raison sur le fond : la fenêtre d’opportunité ne restera pas ouverte indéfiniment. Mais il manque la dimension quantitative qui rend cette urgence tangible. L’Espagne vise 1 à 3 GW d’ici 2030 selon IDAE, quand la France a déjà attribué 500 MW flottants en Méditerranée et publie un appel d’offres de 5 GW flottants dans l’AO10, et quand le Royaume-Uni avance jusqu’à 4,5 GW en mer Celtique. En parallèle, MITECO met 212 millions d’euros sur la table pour les ports, preuve que l’État sait que la bataille se joue aussi à terre.
La conclusion opérationnelle de cette section est nette : l’Espagne n’a plus besoin de démontrer qu’elle a du vent, des ports ou des industriels. Elle doit prouver qu’elle sait attribuer rapidement ses premiers MW. C’est le seul test qui compte désormais.
Source d’autorité : MITECO – consultation publique préalable sur les bases du premier appel d’offres pour l’éolien marin en Espagne
Mon avis :
Analyse juste : le texte identifie correctement le vrai frein, l’absence d’une première subasta commerciale, alors que l’industrie et les ports se préparent déjà. Sa limite est son ton trop affirmatif : il cite peu de données concrètes sur calendrier, volumes, coûts ou arbitrages environnementaux, donc l’argumentaire reste partiellement démonstratif.
