Les éoliennes continuent de fleurir au large des côtes du nord de l’Europe. L’an dernier, 409 nouvelles turbines ont été connectées, portant leur total à 4 543. En dix ans (2008-2018), la puissance du parc éolien offshore européen est passée de 250 MW à 18 500 MW. Une dynamique toutefois portée essentiellement par deux pays, le Royaume-Uni et l’Allemagne (44,2 % et 34,5 % de la puissance totale installée). La France et les autres pays du Sud de l’Europe brillent par leur absence, malgré d’immenses façades maritimes.

Cet essor s’appuie sur des garanties de prix de vente de l’électricité offertes aux exploitants, ce qui a permis en retour une chute rapide des coûts de production. Ceux-ci ont été également tirés vers le bas par la généralisation des attributions des marchés par enchères. Au Royaume-Uni, l’Etat garantissait en 2014 un prix du MWh de 150 livres. En 2017, les enchères ont révélé un prix moyen garanti sur 15 ans de 64 livres par MWh (75 euros), pour des projets qui verront le jour vers 2021-2022. Selon le ministère de l’énergie britannique les prix de l’éolien offshore pourraient tomber sous les 53 livres par MWh à partir de 2023, ce qui en ferait une source très compétitive. Pour mémoire, le Royaume-Uni garantit à EDF un tarif d’achat de 92,5 livres pendant 35 ans pour son projet de centrale nucléaire d’Hinkley Point.

Le passage à un système d’enchères explique l’effondrement de l’investissement en Europe en 2017. Mais la dynamique est repartie à la hausse. Et aujourd’hui, chaque euro investi permet de produire beaucoup plus d’électricité qu’hier. En 2015, la puissance moyenne des nouvelles turbines avait déjà atteint 4 MW. Aujourd’hui, c’est le double. Siemens-Gamesa, le principal fabricant, devrait livrer cette année un prototype de 10 MW.

La France, très en retard tant sur le plan de l’exploitation que sur le plan industriel, n’est pas prête de réduire le fossé avec les pays de tête. Ses six projets de parcs signés totalisent 3000 MW et leur mise en service devrait s’échelonner de 2021 à 2024. A cause du retard pris, le tarif d’achat accordé aux exploitants est scandaleusement élevé, malgré sa renégociation l’an dernier : 150 euros du MWh (128 livres britanniques), et ce d’autant plus que le raccordement n’est pas inclus (à la différence du Royaume-Uni) : il sera à la charge de RTE. Le coût du soutien public à ces projets est estimé à 26 milliards d’euros. La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) prévoit en outre de lancer trois appels d’offre supplémentaires d’ici à 2023 pour un volume équivalent (3 250 MW) puis 500 MW par an ensuite, très en deçà de l’effort Allemand ou Britannique. Au moins les prix garantis reflèteront cette fois la réalité du marché.