Eolien en mer : la CRE appelle RTE à la prudence sur son schéma de développement décennal, particulièrement pour l’éolien en mer

La CRE (Commission de Régulation de l'Energie) est intervenue dans le débat sur l'avenir du réseau électrique qui vient de se terminer et a appelé RTE à la prudence, en particulier pour l'éolien en mer. Le raccordement de l'éolien en mer représenterait jusqu'à 45% des coûts de développement de réseau (47 milliards), la totalité des investissements étant supportés par l'Etat (cas unique en Europe) – et encore PIEBÎEM pense que ce chiffre est sous-évalué. 1) Des investissements colossaux : 105 milliards €, 8 milliards par an vers 2040, 47 milliards pour l'éolien en mer ; 2) Les projections pour l'éolien en mer de RTE s'appuient sur une trajectoire de demande maximaliste obsolète ; 3) La CRE appelle à une trajectoire lissée réalistes afin de maîtriser les coûts ; 4) Des coûts des raccordements des parcs éoliens en mer en forte hausse ; 5) La CRE appelle a remettre en cause la demande exprimée lors du débat CNDP d'éloignement des parcs ; 6) La CRE appelle RTE à la prudence quant à l'anticipation des commandes en raison du risque de coûts échoués et demande des dépôts de garantie plus élevés . 7) Avertissement de la CRE : les objectifs européens ENR sont beaucoup plus élevés que ceux retenus par RTE et le gouvernement français (230GW contre 125 à 160) lien 

1) Réseau électrique : des investissements colossaux : 105 milliards €, 8 milliards par an vers 2040, 47 milliards pour l'éolien en mer

Au global, RTE estime que les investissements dans le réseau de transport s'élèveront à environ 100 milliards d'euros sur une période de quinze ans (entre 2025 et 2039). Ils seront en forte croissance, passant d'environ 3 milliards d'euros pour l'année 2025 à 8 milliards d'euros par an à l'horizon 2040.

Les dépenses d'investissement prévues par RTE sur la période 2025-2039 pour le raccordement de parcs éoliens en mer s'élèvent à 37 Md€ pour les actifs mis en service sur cette période, auxquelles s'ajoutent 10 Md€ pour les raccordements qui seront mis en service à partir de 2040. Le raccordement de parcs éoliens en mer représente donc environ 45 % de l'enveloppe de 105 Md€ prévue par RTE sur la période 2025-2039.

2,5 milliards d'euros pour le développement de nouvelles interconnexions avec les pays voisins ; la totalité des investissements de raccordement des parc éoliens en mer est supportée par le TURPE, conformément à la loi.

PIEBÎEM : 1) La CRE ne semble pas s'interroger sur le chiffrage proposé par RTE pour le raccordement de l'éolien en mer. Pourtant, le coût du raccordement de Centre Manche 1 est passé en trois ans de 1,4 à 2,7 milliards €. 2) Est-il d'ailleurs normal et acceptable que ces coûts de raccordement soient en France, cas unique en Europe, à la charge de RTE et non de l'exploitant ?

2) Les projections pour l'éolien en mer de RTE s'appuient sur une trajectoire de demande maximaliste obsolète

Le scénario A correspond à la fois à une accélération réussie de l'électrification de l'économie et à une forte croissance des moyens de production électrique. Ce scénario est cohérent avec la PPE mise en consultation en mars 2025. Le scénario B retient un retard dans la mise en service des EPR après 2040 et des rythmes moins rapides de développement des EnR, en ligne avec le rythme observé ces dernières années pour l'éolien et en baisse par rapport à la tendance récente pour le solaire.

Les trajectoires liées aux raccordements (EnR, éolien en mer, industriels, nucléaire) sont globalement établies sur le scénario maximaliste A. 

Certains projets sans regret ont déjà été lancés par RTE pour répondre à des besoins concrétisés. D'autres projets devront être confirmés dans les prochaines années en fonction de la dynamique de la transition énergétique. Pour ces derniers, la CRE envisage à ce stade de demander à RTE d'intégrer dans ses études un scénario de retard plus prononcé de la croissance de la consommation électrique. Les projets les plus importants, d'un montant supérieur à 200 M€, seront approuvés individuellement par la CRE

PIEBÎEM : Ni le scenario A, ni le scenario B ne semblent aujourd'hui crédibles, la demande électrique n'augmentant pas (électrification moindre que prévue, éclatement de la bulle hydrogène, coût de l'électricité). RTE étudie d'ailleurs un scenario D qui rend mieux compte de cette évolution constatée. (cf l'avertissement de l'Académie des Sciences : Avec des besoins en électricité de 508 TWh en 2035, aucune capacité supplémentaire de production électrique ne serait alors nécessaire, la production actuelle étant suffisante. Pourquoi, alors, envisager 200 TWh d'énergies renouvelables (EnR) supplémentaire." … "L'Académie des sciences déconseille un développement précipité et massif des sources d'énergie non pilotables sur la base de prévisions de consommation surestimées." Face à un fort risque de coûts échoués, PIEBÎEM appelle donc à considérer une évolution sur l'éolien en mer comprenant un moratoire et l'abandon de nombreux projets.

3) La CRE appelle à une trajectoire lissée réalistes afin de maîtriser les coûts

« Cette trajectoire lissée permet d'atteindre une capacité installée de 15 GW en 2035 et 22 GW en 2040. L'atteinte du jalon 18 GW est prévue en 2037. Ce rythme de développement est moins rapide que celui prévu par la décision ministérielle du 17 octobre 2024 et le projet de PPE mis en consultation en mars 2025, qui envisagent un objectif de 26 GW en 2040, ou par le « Pacte éolien en mer22 » de mars 2022, avec un objectif de 18 GW en 2035. Le projet de PPE mis en consultation en mars 2025 prévoit néanmoins la possibilité d'un décalage de deux ans par rapport à ces objectifs.

La CRE estime à ce stade pertinent de lisser la mise en service des raccordements, au rythme de deux nouveaux parcs par an au maximum, afin de construire une trajectoire réaliste du point de vue industriel, de maîtriser les coûts et de permettre d'accroître la part d'approvisionnement en France et dans l'Union européenne du programme de raccordement de parcs éoliens en mer »

PIEBIEM rappelle sa position pour un moratoire sur l'éolien en mer .

4) Des coûts des raccordements des parcs éoliens en mer en forte hausse

Les marchés conclus par RTE pour les raccordements des parcs des AO 3 à 8 ont révélé une hausse très importante des coûts de fourniture et d'installation des matériels nécessaires aux raccordements de parcs éoliens en mer par rapport aux raccordements des parcs des AO 1 et 2 (à périmètre équivalent). Cette hausse est due à la forte tension sur la chaîne d'approvisionnement de ce type de matériels, ainsi qu'à l'augmentation de la longueur de ces raccordements. Elle est constatée également dans les autres pays européens.

Les résultats des appels d'offres passés récemment par RTE et ses homologues européens laissent prévoir, pour des raccordements d'environ 120 km (100 km en mer et 20 km à terre), des coûts unitaires de l'ordre de 2,0 Md€/GW pour les raccordements en 525 kV (parcs d'environ 2 GW) et 2,2 Md€/GW pour les raccordements en 320 kV (parcs d'environ 1,2 GW). Dans ces conditions, le coût complet du raccordement serait compris entre 30 et 40 €/MWh, ce qui représente entre 35 et 40 % des coûts totaux de la filière pour les parcs posés et environ 30 % pour les parcs flottants, qui présentent des coûts de production plus importants

PIEBÎEM appelle plus largement à une détermination et une prise en compte des coûts réels et complets de l'éolien en mer sans laquelle il ne pourra y avoir de politique énergétique rationnelle. En ce qui concerne les coûts de production, au Royaume-Uni, le premier projet éolien flottant industriel Green Volt (400 MW) a obtenu un prix d'exercice de 236,3 €/MWh…Dans le prochain appel d'offre UK, le plafond pour l'éolien flottant est de 310€/MWh pour le flottant et de 129,5€/MWh pour le posé. Même en tenant compte du fait que le raccordement est compris, la différence avec les tarifs français est étonnante. il faut encore ajouter, et ce n'est pas exhaustif, les coûts de stabilisation et de congestion du réseau, les coûts de profil (compensation périodes de production à perte voire à prix négatifs, de plus en plus nombreuses au fur et à mesure que le pourcentage de productions fatales augmente), les externalités négatives sur les moyens de production pilotables (notamment l'effacement du nucléaire), les éventuels coûts de stockage, les coûts de back-up en cas de production insuffisante, les coûts d'aménagement des ports, les exterbalités négatives sur la pêche, le nautisme, le tourisme.

5) La CRE appelle a remettre en cause la demande exprimée lors du débat CNDP d'éloignement des parcs.

« Les coûts sont fortement dépendants de la longueur totale de raccordement. La figure 10 ci-dessous montre ainsi qu'une réduction de la longueur totale de raccordement permettrait de réduire fortement les coûts de ce programme. Une réduction de la longueur totale de raccordement de 100 à 50 km réduirait ainsi les coûts de raccordement d'un quart environ. Cela peut passer soit par un rapprochement des parcs des côtes, soit par une localisation des parcs prenant en compte le réseau terrestre existant afin de réduire la distance entre l'atterrage et le point de connexion au réseau existant.

En complément des coûts pour le réseau, l'éloignement des parcs des côtes a également un impact sur les coûts de construction et d'exploitation des parcs. RTE estime ainsi dans son SDDR que le recours à la technologie de parc flottant représente un surcoût de l'ordre de 30 €/MWh pour le parc. Même si le SDDR se concentre sur l'analyse des raccordements réalisés par RTE, la CRE estime qu'il importe de tenir compte de l'ensemble de ces éléments dans les choix de localisation des futurs parcs par les pouvoirs publics.

Le raccordement pourrait représenter environ 40 % des coûts complets de la filière éolienne en mer pour les parcs construits d'ici 2040. Les choix de la localisation des parcs éoliens en mer, et notamment la longueur totale des raccordements, ont une influence de premier ordre sur les coûts des raccordements. La longueur de raccordement ne dépend pas que de l'éloignement des côtes : le choix de sites présentant des conditions favorables à l'atterrage peut également permettre de réduire ces longueurs, et donc les coûts des raccordements.

PIEBÎEM : C'était quasiment le seul point de consensus sorti de la consultation CNDP La Mer en Débat : si des parcs éoliens en mer doivent se faire, il faut les éloigner des côtes, quitte à recourir à l'éolien flottant lien https://piebiem.webnode.fr/l/bilan-pebiem-de-la-consultation-cndp-la-mer-en-debat/. L'extension des zones industrielles en mer existantes, telcelle de Saint-Nazaire -Guérande était massivement rejetée, en particulier par ls pêcheurs ( pêche artisanale côtière) pour qui elle signifiait danger de disparition totale. Cette position de la CRE pour sauver l'éolien en mer reviendrait purement et simplement à s'asseoir sur toutes les concertations passées, tous les engagements pris et se heurtera à une forte opposition.

6) La CRE appelle RTE à la prudence quant à l'anticipation des commandes en raison du risque de coûts échoués

« En raison des fortes tensions sur la chaîne d'approvisionnement des matériels permettant ces raccordements, RTE a anticipé la passation des commandes principales pour les raccordements des parcs des AO 3 à 9 par rapport à la contractualisation des parcs des AO 1 et 2. »

« Cette stratégie s'accompagne cependant d'engagements précoces pour RTE et donc d'un risque de coûts échoués importants pour RTE en cas d'abandon des projets ou des choix de localisation. Pour les raccordements des parcs des prochains appels d'offres, la CRE considère à ce stade que RTE devra adopter un calendrier de contractualisation permettant de limiter les risques de coûts échoués tout en respectant les délais contractuels de raccordement. »

« Les conditions de marché peuvent justifier une anticipation des commandes mais la stratégie doit tenir compte des risques de coûts échoués : au vu de l'importance des montants en jeu, la CRE considère donc à ce stade que, pour les futurs marchés des raccordements des parcs des AO 10, 11 et suivants, RTE devra adopter un calendrier de contractualisation permettant d'équilibrer les risques entre d'éventuels retards de raccordement d'une part, et l'ampleur des coûts échoués en cas d'abandon éventuel des appels d'offres d'autre part. »

« L'abandon d'un projet de parc par un lauréat n'entraînerait pas forcément la matérialisation d'importants coûts échoués pour RTE. En effet, dans une telle situation, les pouvoirs publics ont la possibilité de désigner un autre lauréat pour le projet. Cela conduirait néanmoins à des surcoûts opérationnels pour RTE financés seulement en partie par le porteur du projet sortant via le prélèvement d'une garantie bancaire. L'essentiel des coûts échoués ne se matérialiserait ainsi qu'en cas d'abandon tardif du choix de localisation par les pouvoirs publics, RTE n'ayant alors plus intérêt à honorer les commandes signées pour les matériels. » . La CRE souligne également l'importance de bien dimensionner les garanties bancaires demandées aux lauréats dans les appels d'offres de soutien, et d'identifier rapidement les éventuelles situations d'abandon de projets.

PIEBÎEM ne peut que partager l'appel à la prudence de la CRE quant à la stratégie d'anticipation des commandes des raccordements, d'autant que nous rappelons que sur tous les derniers appels d'offre éolien en mer, la CRE s'est plainte notamment de l'efficacité insuffisante du critère relatif à la robustesse du montage contractuel et financier » , de la faiblesse des analyses du taux de retour sur investissement, dépendant d'hypothèses et de scénarios sur le pro de l'électricité qui lui paraissent peu fondées, et , particulièrement pour l'éolien flottant, d'hypothèses aventureuses sur la puissance des éoliennes. D'autre part, certains appels d'offres ont été marqué par des péripéties inattendues : abandon du candidat sélectionné par la CRE pour Bretagne sud 1, fort taux d'abandon des candidats (5 sur 7), inversion du classement proposé par la CRE et abandon d'un des partenaires du consortium pour Centre Manche 2 . Dans le cas de Bretagne Sud1, les difficultés financières fortes et récurrente de la maison mère (BAYWa )d'un des partenaires du consortium justifient les avertissements et recommandations de la CRE sur les garanties bancaires. 

7) Avertissement : les objectifs européens ENR sont beaucoup plus élevés que ceux retenus par RTE et le gouvernement français ( 230GW contre 125 à 160)

« Les scénarios DE et GA sont construits par l'ENTSO-E et l'ENTSO-G sur la base d'une clef de répartition des objectifs européens en matière de décarbonation et de production renouvelable. Par construction, ces scénarios conduisent à des trajectoires ne correspondant pas aux objectifs des États membres, en particulier pour la France. À titre d'exemple, la capacité totale de production solaire et éolienne (terrestre et en mer) prévue dans le scénario DE à l'horizon 2040 s'élève à 230 GW en France contre 160 GW dans le scénario A et 125 GW dans le scénario B du SDDR » Lien vers le document de la CRE Consultation publique du 18 septembre 2025 relative au schéma décennal de développement du réseau de RTE élaboré en 2025. Lien