Avec près de 2 269 € par tranche de 2 600 dollars et 667 € pour l’accord Invenergy, l’administration Trump stoppe net l’éolien offshore américain pour réorienter ces concessions vers le gaz naturel et la géothermie.
Washington coupe le courant à l’éolien en mer et remet le gaz au centre du jeu
Le virage est brutal. L’administration de Donald Trump ne se contente plus de ralentir l’éolien offshore américain. Elle cherche à neutraliser des projets déjà attribués, en reprenant la main sur des zones fédérales qui devaient accueillir des turbines au large. La source espagnole évoque près de 2,6 milliards de dollars de compensations. Converti au taux de référence de la Banque centrale européenne du 18 juin 2026, soit 1 USD = 0,8725 EUR, cela représente 2 268 500 000 €.
Le signal politique est limpide. La priorité n’est plus la montée en puissance des renouvelables marines, mais la sécurisation d’une production pilotable. Sur ce point, la ligne de la Maison Blanche colle à la structure réelle du mix américain : selon la U.S. Energy Information Administration, le gaz naturel a encore fourni environ 41 % de la production électrique utility-scale des États-Unis en 2025, loin devant l’éolien et le solaire. L’État fédéral parie donc sur une technologie déjà dominante, pas sur une filière émergente.
Le cas Invenergy éclaire la méthode
Le dossier le plus parlant reste celui d’Invenergy. La source de départ mentionne un accord de 765 millions de dollars. Au taux de la BCE, cela équivaut à 667 462 500 €. Rapporté aux quatre concessions citées, on obtient une moyenne de 191 250 000 $ par concession, soit environ 166 866 000 € chacune. Ce calcul n’apparaît pas dans le texte d’origine, mais il aide à mesurer l’ampleur financière de l’opération.
Les actifs concernés ne sont pas anecdotiques. Selon le Bureau of Ocean Energy Management (BOEM), la zone OCS-A 0542 remportée par Invenergy en 2022 dans le New York Bight couvre 83 976 acres, à environ 69 miles au large de New York et 35 miles du New Jersey. Selon une fiche projet hébergée par le BOEM, Leading Light Wind visait plus de 2 000 MW de capacité et une mise en service ciblée en 2030, avec un potentiel annoncé pour alimenter 650 000 foyers américains.
Autrement dit, l’administration ne bloque pas des intentions vagues. Elle bloque des surfaces déjà attribuées, des feuilles de route industrielles identifiées et des projets dimensionnés à l’échelle du réseau. En ramenant les 2,6 milliards de dollars évoqués par la source à la seule référence de 2 000 MW pour Leading Light Wind, on obtient une métrique simple : 1,3 million de dollars par MW, soit environ 1 134 250 € par MW. C’est une approximation de lecture, pas un coût officiel de projet, mais elle montre le poids financier du retournement politique.
Les nouvelles données contredisent une partie du récit simpliste sur le “retour au bon sens”
L’argument central de la Maison Blanche tient en une phrase : le gaz serait plus sûr, plus rapide et plus rationnel que l’éolien en mer. Le problème, c’est que les données de coût racontent une histoire plus nuancée. Selon l’EIA, dans son rapport Annual Energy Outlook 2025, le coût actualisé moyen de l’électricité pour une nouvelle centrale à cycle combiné ressort à 64,55 $/MWh, contre 88,16 $/MWh pour l’éolien offshore. L’écart existe. Il est réel. Mais il n’est pas neutre : l’éolien en mer coûte environ 36,6 % plus cher que le cycle combiné dans cette comparaison.
Cette différence donne un argument économique au camp pro-gaz. Mais elle ne suffit pas à clore le débat. D’abord parce que l’EIA rappelle que le LCOE ne résume pas toute la valeur d’un actif pour le réseau. Ensuite parce que les coûts futurs du gaz restent exposés au combustible, aux turbines et aux règles environnementales. Enfin parce que Lazard soulignait encore en 2025 que le coût du nouveau gaz à cycle combiné avait atteint un plus haut sur dix ans. La lecture “le gaz est simplement moins cher” est donc trop courte. À court terme, oui, le gaz garde l’avantage face à l’offshore. À moyen terme, l’équation dépend du prix du combustible, des contraintes réseau et des politiques climatiques.
Le marché américain partait déjà avec un retard visible sur l’offshore
Le texte source présente le coup d’arrêt comme un choc majeur. C’en est un, mais sur une filière qui restait encore en phase de décollage. Selon l’IEA, les ajouts mondiaux d’éolien offshore sont tombés à 1 GW en 2025, contre 1,7 GW en 2024, et seuls la France et l’Allemagne ont installé de nouvelles capacités cette année-là. Dans le même temps, les États-Unis ont ajouté 49 GW de capacités renouvelables en 2025, en baisse de 10 % sur un an, avec un recul surtout porté par le solaire. Le pays n’était donc déjà pas sur une trajectoire offshore linéaire.
Ce point change la lecture du dossier. Le blocage fédéral n’enterre pas une filière déjà massivement industrialisée comme en mer du Nord. Il stoppe surtout une montée en charge qui cherchait encore son rythme, son modèle logistique et ses coûts d’exécution. Cela n’enlève rien à l’impact industriel. Mais cela explique pourquoi Washington juge politiquement possible de casser la dynamique.
Les quatre zones évoquées ne relèvent pas du symbole, mais d’un portefeuille côtier complet
La source espagnole cite New York, la Californie et le Maine. Les recherches confirment qu’Invenergy était bien positionné sur plusieurs façades maritimes. Selon le BOEM, en Californie, le bail OCS-P 0565 dans la zone de Morro Bay couvre environ 80 000 acres et se situe à plus de 20 miles du rivage le plus proche. Toujours selon le BOEM, dans le Golfe du Maine, Invenergy a remporté en 2024 deux baux supplémentaires : OCS-A 0562, de 97 854 acres, et OCS-A 0567, de 117 780 acres.
Ce maillage n’est pas anodin. Il montre qu’un même développeur avait commencé à se déployer sur la côte Est, la côte Ouest et le Nord-Est flottant. En clair, le freinage fédéral ne touche pas un seul projet. Il dégrade la visibilité d’un pipeline multi-régional. C’est beaucoup plus grave pour la chaîne industrielle que l’abandon d’un parc isolé.
Le vrai coût caché, ce sont les emplois, les ports et la supply chain
Le texte de départ parle d’un effet domino sur les chantiers navals et les usines. C’est crédible, et même sous-estimé. L’éolien en mer ne se limite pas à poser des turbines. Il mobilise des ports d’assemblage, des navires spécialisés, des câbles export, des postes offshore, des fabricants de fondations, des bureaux d’ingénierie et des opérateurs réseau. Quand un projet de plus de 2 GW comme Leading Light Wind disparaît, ce ne sont pas seulement des mégawatts qui s’évaporent. Ce sont des années de planification logistique, de formation et d’achats industriels qui perdent leur débouché.
Le plus ironique est ailleurs. L’administration présente le gaz comme une solution de stabilité. C’est vrai sur le plan du dispatch. Mais sur le plan industriel, l’offshore avait justement commencé à structurer une base productive côtière américaine. En cassant cette montée en cadence, Washington réduit la possibilité pour les États-Unis de faire baisser leurs propres coûts futurs par l’effet volume. C’est un choix de court terme assumé.
L’Europe garde une ligne plus lisible, et l’Espagne conserve une carte à jouer
Le contraste avec l’Europe est net. Selon la Commission européenne, l’Union vise une part d’au moins 42,5 % d’énergies renouvelables dans le mix d’ici 2030. Sur le seul offshore, l’observatoire Blue Economy de la Commission évoque un objectif d’environ 111 GW d’ici 2030 et 317 GW d’ici 2050. La trajectoire n’est pas simple, mais elle reste cohérente. C’est tout l’inverse de l’aller-retour américain.
En Espagne, le cadre réglementaire a au moins le mérite d’exister. Selon le portail européen de planification maritime, le pays a adopté ses POEM en février 2023. Cela ne signifie pas que le marché espagnol est mature. Cela signifie que les industriels disposent d’un socle administratif stable pour préparer les appels d’offres, les zones de développement et les raccordements. Pour les équipementiers européens, cette stabilité vaut presque autant que les subventions.
Le paradoxe est simple : l’arrêt américain peut priver l’industrie espagnole d’un grand client potentiel, mais il peut aussi rediriger des capitaux vers l’Europe, où le risque réglementaire paraît plus faible. Pour les acteurs des flotteurs, des structures métalliques et des services maritimes, le vieux continent redevient la zone la plus lisible.
Le gaz reste fort aux États-Unis, mais la justification “base load” ne règle pas tout
L’un des angles morts de la source initiale tient au vocabulaire. Elle reprend l’idée que le gouvernement préfère une “puissance de base” au vent. En réalité, le système électrique américain de 2025 ne repose pas seulement sur une opposition entre intermittence et stabilité. Selon l’EIA, les renouvelables ont représenté environ 24 % de la production utility-scale cette année-là, dont 11 % pour l’éolien et 7 % pour le solaire utility-scale. Le gaz domine encore, mais le réseau absorbe déjà une part renouvelable significative.
Autre point concret : la Californie montre qu’une baisse de l’usage du gaz est possible sur certaines plages horaires lorsque le solaire et les batteries montent en puissance. Selon l’EIA, entre janvier et août 2025, les batteries ont assuré en moyenne 4,9 GW pendant la pointe du soir en Californie, en remplacement d’une partie de la génération au gaz. Cela ne remplace pas directement l’éolien offshore. Mais cela rappelle qu’un réseau moderne arbitre entre plusieurs briques : renouvelables, stockage, pilotable thermique et flexibilité. Miser uniquement sur le gaz, c’est simplifier à l’excès une architecture devenue plus complexe.
Ce que la source d’origine ne disait pas clairement sur la géothermie
Le texte espagnol indique qu’une partie des montants récupérés serait redirigée vers des centrales au gaz et vers la géothermie. C’est un détail important. Selon l’EIA, la géothermie représente encore moins de 1 % de la production utility-scale américaine en 2025. Elle reste marginale dans le mix. La mention de cette technologie joue donc surtout un rôle politique : elle permet de présenter le virage comme une réorientation énergétique, pas comme un simple retour aux fossiles.
En pratique, la hiérarchie est claire. Le pilier du système reste le gaz. La géothermie peut servir de caution technique et climatique, mais elle ne change pas le rapport de force à court terme. Là encore, mieux vaut lire les chiffres que les éléments de langage.
Un seul fait résume le basculement : l’Amérique se retire d’une course industrielle qu’elle voulait encore mener hier
Il y a quelques années, l’objectif fédéral sous Joe Biden consistait à déployer 30 GW d’éolien offshore d’ici 2030, selon le BOEM. Aujourd’hui, la logique s’inverse. Les projets ne sont plus seulement ralentis par les permis, les coûts ou les recours. Ils deviennent politiquement indésirables au niveau fédéral.
C’est le point le plus dur pour le secteur. Un industriel peut gérer une inflation d’acier, une hausse de taux ou un retard de turbine. Il gère beaucoup moins facilement un État qui change les règles une fois les concessions attribuées. Pour les investisseurs, la leçon est sévère : le risque technologique de l’éolien en mer américain était déjà élevé, le risque politique vient désormais le dépasser.
Source d’autorité : BOEM
Mon avis :
Avis d’expert : le point fort, c’est la cohérence politique et budgétaire d’une stratégie pro-gaz assumée ; le point faible, c’est un récit peu crédible sur le fond, car 2,6 Md$ représentent environ 2 243 000 000 € au cours actuel et ne suffisent pas à “effacer” l’offshore américain sans coûts industriels durables.
