Éolien en mer : l'Allemagne ouvre la porte à la restitution de 16 GW de concessions bloquées

L'Allemagne s'apprête à corriger un pan entier de sa politique d'éolien en mer. Selon les informations publiées autour du 27 octobre 2026, la ministre fédérale de l'Économie et de l'Énergie, Katherina Reiche, répond à une lettre de huit Länder (Basse-Saxe, Bavière, Hambourg, Mecklembourg-Poméranie-Occidentale, Bade-Wurtemberg, Brême, Sarre et Schleswig-Holstein) en acceptant le principe d'une « restitution et réattribution ordonnées » des sites dont les projets ne sont plus viables économiquement.

Elle reconnaît un écart entre l'attribution d'une concession et sa réalisation : des risques économiques et techniques connus n'auraient pas été suffisamment pris en compte lors des enchères de 2023 et 2024. Environ 16 GW de sites sont concernés par ces attributions. Elle insiste toutefois sur un point : les entreprises restent responsables, et une restitution ne doit pas les décharger de leurs obligations financières.

Des concessions sans subvention qui ne se construisent pas

Le contexte tient à un choix de conception. Depuis 2023, l'Allemagne attribue des sites en mer sur la base de paiements des développeurs à l'État, sans soutien public à la production. Selon l'association de la filière BWO, 14 surfaces totalisant 17,8 GW ont été attribuées entre 2023 et 2025, avec des primes d'attribution d'au moins 16,6 milliards d'euros. Avec un coût d'environ 3 milliards d'euros par gigawatt, la BWO estime que les parcs concernés représentent quelque 50 milliards d'euros d'investissements, hors coûts côté réseau.

Or, une grande partie de ces projets n'a pas pris de décision finale d'investissement. L'enchère de 2025 pour deux sites de la mer du Nord (N-10.1 et N-10.2, 2,5 GW au total) n'a reçu aucune offre, et aucune éolienne en mer n'a été raccordée au réseau au premier semestre 2025. Berlin maintient malgré tout ses objectifs : 30 GW en 2030, 40 GW en 2035 et 70 GW en 2045.

Ce que propose la filière

La BWO a présenté une proposition de mécanisme légal transitoire. Les entreprises disposeraient de quatre semaines après l'entrée en vigueur du texte pour déclarer une restitution volontaire, uniquement pour les projets sans décision finale d'investissement. Un site restitué ne pourrait pas être de nouveau convoité par son ancien titulaire, qui devrait transmettre à l'Agence fédérale des réseaux (BNetzA) ses études préliminaires et données de projet.

Sur le plan financier, la composante environnement et pêche déjà versée ne serait pas remboursée, pas plus que le premier paiement de 10 % de la composante de prix prévue par le WindSeeG. La garantie de soumission pourrait en revanche être restituée intégralement en cas de restitution précoce limitant les dommages. Les délais de réalisation et de raccordement seraient ajustés entre la BNetzA, l'agence maritime BSH, les gestionnaires de réseau de transport et le gouvernement, afin que les futurs développeurs ne soient pas désavantagés.

Il y a un risque que des sites pouvant accueillir jusqu'à 16 gigawatts de capacité installée soient bloqués. — Stefan Thimm, directeur général de la BWO (traduction)

Un enjeu aussi pour la France

Le dossier a une dimension française directe. TotalEnergies avait demandé en juin à rendre un site de 1,5 GW en mer du Nord, invoquant notamment des retards de raccordement au réseau ; Berlin avait alors opposé que les attributions constituent des engagements contraignants, et le groupe a maintenu son permis et son paiement initial tout en évoquant une demande de compensation. L'ouverture de Katherina Reiche marque donc une inflexion par rapport à cette ligne.

Les modalités restent à trancher : niveau des indemnités éventuelles, répartition des coûts, et contenu exact de la réforme du WindSeeG, que plusieurs Länder jugent risquée pour la filière. Ces derniers réclament une possibilité de restitution « unique, clairement conditionnée et juridiquement sûre », assortie d'une réattribution rapide. La BWO propose pour sa part de relancer les sites restitués dans le nouveau design d'enchères prévu en 2027, voire lors d'enchères spéciales. Les industriels demandent aussi que ce design intègre des contrats pour différence et des contrats d'achat d'électricité pour sécuriser l'investissement.

Pour les développeurs européens, l'enseignement est plus large : un modèle d'enchères sans soutien public reste fragile quand les délais de raccordement et les coûts de la chaîne d'approvisionnement évoluent. Le sort de ces 16 GW conditionnera la capacité de l'Allemagne à tenir sa trajectoire en mer du Nord et en mer Baltique.