Éolien flottant : ce que les prix annoncés disent du coût réel

Du tarif proposé à la facture réelle

Le coût de l’éolien flottant ne se résume pas au tarif proposé pour vendre son électricité. Dans son rapport du 15 février 2024 sur l’appel d’offres Sud Bretagne, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) documente une offre à 86,45 €/MWh, associée à un contrat de complément de rémunération de 20 ans. C’est un engagement économique proposé, pas une facture d’exploitation constatée.

Le parc norvégien Hywind Tampen fournit un autre repère : celui d’une installation effectivement en service, dont l’investissement prévisionnel a augmenté. Les documents disponibles permettent d’identifier des financeurs et des bénéficiaires. Ils ne permettent ni de calculer une rentabilité nette comparable entre parcs, ni de donner un coût par tonne de CO2 évitée.

La facture en un chiffre

86,45 €/MWh : le repère français est un tarif, non un coût complet. Le rapport de synthèse de la CRE du 15 février 2024, publié le 24 mai suivant, attribue cette valeur à l’offre Elicio–BayWa r.e. pour le projet flottant Sud Bretagne. Le mégawattheure est ici l’unité d’énergie rémunérée ; il ne faut pas le confondre avec le mégawatt, qui mesure une puissance.

Le point de comparaison pertinent se trouve dans l’analyse du régulateur : la CRE a engagé une vérification du risque de tarif sous-évalué. Elle identifie un risque de dégradation du rendement des actionnaires, tout en reconnaissant des marges de flexibilité face aux principaux risques. Le tarif apparaît donc suffisamment exigeant pour justifier un examen approfondi, sans être déclaré irréalisable.

Ce chiffre ne peut pas être multiplié par une production supposée pour annoncer une facture publique. Le dossier ne fournit pas les données nécessaires pour reconstituer les versements nets sur la durée du contrat.

Le détail du calcul

Pour comprendre le coût de l’éolien flottant, il faut séparer trois objets : l’investissement de construction, les dépenses de fonctionnement et le tarif contractuel. Ils n’ont ni le même périmètre ni la même temporalité. Un investissement est engagé pour créer l’installation ; un tarif porte sur l’énergie produite.

Selon le communiqué d’Equinor du 23 août 2023, l’investissement prévisionnel de Hywind Tampen atteint 7,4 milliards de couronnes norvégiennes, contre environ 5 milliards au dépôt du plan de développement. L’écart annoncé se calcule simplement : 7,4 − 5 = environ 2,4 milliards de couronnes supplémentaires. Il s’agit d’une estimation de l’entreprise, pas d’un montant final audité.

Le périmètre est celui du parc norvégien. Le dossier ne précise pas de base permettant de présenter ces montants en monnaie constante. Aucun taux de change daté n’est fourni : leur équivalent en euros n’est donc pas calculé. Il manque aussi une série comparable de production et de dépenses d’exploitation pour établir un coût actualisé du MWh, c’est-à-dire un coût réparti sur l’énergie produite pendant la vie du parc.

La prudence vaut également pour la puissance. Le communiqué d’Equinor d’août 2023 indique 88 MW ; sa fiche Hywind Tampen, consultée lors de la recherche du 20 octobre 2026 mais non datée, affiche 94,6 MW. L’explication de l’écart n’est pas documentée. Aucun ratio d’investissement par unité de puissance n’est retenu.

Ce que ça rapporte

Le résultat industriel est tangible. Selon Equinor, le 23 août 2023, les 11 turbines de Hywind Tampen sont toutes opérationnelles. Elles se trouvent par 260 à 300 mètres de fond : ce repère physique montre le type de site auquel répond le flottant, sans constituer une mesure de rentabilité.

Dans ce même communiqué, l’exploitant prévoit de couvrir environ 35 % des besoins annuels d’électricité de cinq plateformes pétrolières et gazières, sur les installations de Snorre et Gullfaks. C’est une contribution attendue à leur alimentation, non une autonomie électrique complète. Ce pourcentage prévisionnel ne doit pas devenir un résultat annuel mesuré.

Le dossier ne documente pas les recettes annuelles, le bénéfice net ou le rendement effectivement réalisé. Il ne fournit pas davantage de bilan chiffré d’émissions évitées permettant d’établir un coût d’abattement en euros par tonne de CO2. L’existence du parc démontre une capacité industrielle ; elle ne suffit pas à démontrer son efficacité économique ou climatique complète.

Qui paie, qui gagne

Selon Equinor, dans son communiqué du 23 août 2023, Hywind Tampen reçoit 2,3 milliards de couronnes d’Enova et 566 millions de couronnes du fonds NoX des entreprises norvégiennes. Ces soutiens accompagnent donc l’investissement porté par le projet. Le document ne permet pas de reconstituer toute sa structure financière ni son rendement après aides.

Le même communiqué attribue 60 % de la valeur des contrats à des fournisseurs norvégiens, soit une part majoritaire des commandes. C’est un indicateur de retombées industrielles nationales, pas un nombre d’emplois créés. Les fournisseurs et les plateformes alimentées sont des bénéficiaires directs identifiables ; leur gain net reste inconnu.

En France, le rapport de la CRE du 15 février 2024 décrit un complément de rémunération. Il faut distinguer le revenu contractuel du producteur du soutien net effectivement versé. Sans trajectoire des prix de marché, production réalisée et paramètres contractuels complets, le dossier ne permet pas de répartir une facture finale entre finances publiques, consommateurs et investisseurs.

Les comparaisons

Le coût de l’éolien flottant doit d’abord être comparé à une autre manière de produire en mer. Le rapport du département américain de l’Énergie de mai 2024 estime que les premières grandes installations flottantes pourraient coûter plus de 50 % de plus que leurs équivalents à fondations fixes. Il s’agit d’une projection, non d’une moyenne mondiale observée.

Le même rapport fixe une ambition de réduction des coûts de plus de 70 %, jusqu’à 45 dollars/MWh en 2035. L’administration précise que cette cible dépasse un scénario tendanciel ou considéré comme le plus probable. Son maintien politique au jour de la recherche n’est pas confirmé.

Comparer directement cette cible américaine au tarif français serait trompeur. La devise, l’horizon temporel et la nature économique du chiffre diffèrent : objectif de coût de recherche d’un côté, offre de rémunération de l’autre. Aucun classement de compétitivité ne peut en être déduit.

Les limites du calcul

Le coût de l’éolien flottant reste documenté ici par des exemples, pas par un bilan mondial actualisé. L’investissement norvégien ne compte pas à lui seul toute l’exploitation future ; le tarif français n’est pas une dépense publique certaine ; l’ambition américaine n’est pas un résultat commercial.

Les preuves à obtenir sont identifiables : investissement final audité, production annuelle, disponibilité des machines, dépenses de maintenance et soutiens nets. Le bilan climatique doit également préciser le périmètre des émissions évitées et celles de la construction.

Pour Sud Bretagne, le rapport de la CRE du 15 février 2024 situe majoritairement les mises en service envisagées par les offres au second semestre 2030, une autre en juillet 2031. Ce sont des calendriers anciens, non une échéance actualisée confirmée. Le prochain jalon utile est donc autant la confirmation du calendrier que la publication d’un financement et de résultats d’exploitation permettant de passer du prix proposé au coût constaté.

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