Éolien flottant français : le choix des turbines, variable décisive des premiers parcs commerciaux

Au sortir du salon WindEnergy de Hambourg, le secteur de l'éolien en mer affiche prudence et pragmatisme, et la presse spécialisée, GreenUnivers en tête, pointe un acteur devenu central pour la filière flottante française : le fabricant de turbines. Les documents publiés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) sur les appels d'offres AO5 et AO6 permettent de comprendre pourquoi. Les tarifs très compétitifs obtenus par les lauréats reposent en grande partie sur une hypothèse technologique que personne n'a encore démontrée en mer : des éoliennes flottantes de plus de 21 MW.

Trois parcs, un pari commun sur les très grandes machines

En Bretagne Sud, le consortium Pennavel, formé par BayWa r.e. et Elicio, a remporté l'AO5 pour un parc de 230 à 270 MW situé à une vingtaine de kilomètres de Belle-Île-en-Mer, avec au maximum 13 éoliennes. Son tarif de 86,45 €/MWh, bien en dessous des quelque 120 €/MWh attendus, s'appuie sur un cas de référence à 23,3 MW par turbine. Selon le rapport d'instruction de la CRE, tous les candidats de cet appel d'offres avaient proposé des machines d'au moins 21 MW. Le calendrier prévoit un dépôt des autorisations à l'automne 2025, un début de construction vers 2029 et une mise en service visée en 2031.

En Méditerranée, l'AO6 a désigné le 27 décembre 2024 deux lauréats pour deux parcs flottants de 250 MW chacun. Dans la zone Narbonnaise, le projet EFLO (Éoliennes Flottantes d'Occitanie), porté par Ocean Winds et Eolien en Mer Participations, a été retenu à 92,70 €/MWh. Dans le golfe de Fos, le projet Méditerranée Grand Large d'EDF Renouvelables et Maple Power a été retenu à 85,90 €/MWh. Les deux offres reposent sur des turbines de 22,6 MW, pour une mise en service attendue en 2031-2032.

Le régulateur émet des réserves sur la puissance promise

Dans sa délibération sur l'AO6, la CRE relève que l'hypothèse de turbines de grande puissance constitue un facteur de compétitivité significatif des offres. Plus de puissance par machine signifie moins de flotteurs, moins d'ancrages et moins de câbles inter-éoliennes, donc un coût du mégawattheure plus bas. Mais le régulateur a attribué une note nulle aux deux lauréats sur le sous-critère de crédibilité de la puissance unitaire. Il estime qu'ils n'ont pas suffisamment démontré que des modèles de 22,6 MW seraient disponibles en version flottante à temps pour les mises en service prévues.

L'argument est technique. Une éolienne flottante subit des mouvements de tangage et de roulis que ne connaît pas une machine posée sur fondation fixe, ce qui impose des contraintes supplémentaires sur la nacelle, les pales et le système de contrôle. Les turbines sont donc en général éprouvées commercialement sur l'éolien posé avant d'être adaptées au flottant. Or, au moment de l'instruction, la dernière machine de Siemens Gamesa atteignait environ 21 MW, tandis que le chinois Dongfang Electric annonçait une nacelle de 26 MW.

Cette situation illustre une nouvelle pression concurrentielle sur le marché européen de l'éolien en mer, avec des aérogénérateurs de très grande puissance proposés principalement par des constructeurs non européens. — Commission de régulation de l'énergie, délibération sur l'AO6

Turbiniers européens contre nouveaux entrants chinois

Les offres déposées continuent de citer les trois fournisseurs historiques du marché européen : GE Vernova, Siemens Gamesa Renewable Energy et Vestas. Mais la CRE constate une présence croissante des constructeurs asiatiques dans les dossiers des candidats. Dongfang et Mingyang étaient déjà mentionnés dans l'AO5 ; Goldwind et le groupe naval CSSC sont apparus dans l'AO6. Pour les développeurs, le dilemme est concret : les machines chinoises promettent la puissance nécessaire pour tenir les tarifs remportés, tandis que les turbiniers européens, fragilisés financièrement ces dernières années, avancent plus prudemment sur les très grands formats.

Ce choix dépasse la seule équation économique. La souveraineté industrielle, le contenu local, la sécurité des systèmes de contrôle connectés et les critères de résilience introduits au niveau européen pèsent désormais dans l'arbitrage. Retenir un fournisseur européen à puissance plus modeste pourrait obliger à revoir le nombre de machines et l'architecture des parcs, avec un effet direct sur le coût final.

Ce qui se joue d'ici 2031

Pour la France, qui mise sur l'éolien flottant pour exploiter les eaux profondes de la Bretagne et de la Méditerranée, ces trois projets serviront de démonstrateurs à l'échelle commerciale. Leur capacité à tenir des tarifs autour de 86 à 93 €/MWh dépendra largement de la disponibilité effective, dans les cinq prochaines années, d'une turbine de plus de 20 MW qualifiée pour le flottant. Les annonces des turbiniers sur leurs gammes et leurs capacités de production, attendues dans les prochains mois, permettront d'y voir plus clair. Elles détermineront aussi en partie le calendrier des appels d'offres flottants suivants inscrits à la programmation énergétique.