Symptomatique des difficultés inhérentes à l’éolien offshore européen, les Pays-Bas viennent à leur tour d’essuyer un échec pour l’appel d’offres d’un parc éolien de 1 GW. Aucun candidat n’a tenté sa chance, à cause de l’absence de certitudes financières. Face à cette situation qui se généralise, les pays européens doivent trouver des solutions pour respecter leurs objectifs de décarbonation. 

Après la France, avec Oléron 1, ou l’Allemagne avec son projet éolien de 2,5 GW, c’est au tour des Pays-Bas de ne recevoir aucune réponse à un appel d’offres, pour le site Nederwiek I-A, en mer du Nord. D’une capacité envisagée de 1 GW, ce parc devait prendre place sur un site de 150 km², et être construit à partir de 2030. Cependant, le 30 octobre, à la clôture de l’appel d’offres, aucun candidat n’avait soumis d’offre. Pourtant, les critères d’appel d’offres avaient été ajustés pour le rendre plus attrayant à cause de précédents déboires du même ordre, mais cela n’aura pas suffi. 

Sophie Hermans, ministre néerlandaise du Climat et de la Croissance verte, a pris la parole à ce sujet, et a déclaré : « Cela confirme que nous sommes entrés dans une situation de marché dans laquelle le soutien du gouvernement est crucial pour empêcher le développement éolien offshore de s’arrêter ».

Depuis deux ans, le contexte économique a beaucoup changé pour l’éolien offshore, et les hausses des coûts réduisent les marges des promoteurs, ce qui réduit leur volonté d’investir. En parallèle, la filière industrielle peine à se développer à l’échelle de l’Europe. 

Les contrats pour la différence, véritable solution à cette situation ?

Face à cette situation, les pays européens misent de plus en plus sur les CfD (Contract for difference) pour apporter une sécurité aux promoteurs. Le CfD est un instrument financier qui prend la forme d’un contrat entre le producteur d’électricité et l’État, qui protège le producteur de la volatilité des prix d’électricité. Avec ce fonctionnement, l’État complète le revenu du producteur quand les prix de marché sont plus bas qu’un tarif de référence, et récupère la différence lorsque les prix de marché sont plus élevés.

Les CfD se sont progressivement implantés dans de nombreux pays comme le Royaume-Uni, la France, la Belgique ou l’Irlande. Face à des appels d’offres infructueux, d’autres pays se tournent vers cette solution comme l’Allemagne ou le Danemark. Les Pays-Bas souhaitent également opter pour les CfD, mais ces derniers ne seront pas effectifs avant 2027. En plus de ces contrats, la mise en place de nouveaux objectifs européens en matière d’installation d’éoliennes offshore permettrait à la filière d’avoir des certitudes, et de s’organiser en conséquence.

Enfin, un soutien financier par des institutions publiques semble crucial pour aider les développeurs à faire face aux investissements nécessaires dans un contexte plus houleux que jamais. Récemment, la Banque européenne d’investissement (BEI) a accordé un prêt de 500 millions d’euros à Iberdrola pour permettre le déploiement de la ferme offshore Windanker, en Allemagne.

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Malgré l’embargo et le plafonnement du prix du GNL russe, une partie importante du pétrole en provenance de Moscou continue d’arriver sur les marchés occidentaux. Un système international de « blanchiment » énergétique, impliquant plusieurs pays relais et des mécanismes de transformation ou de reclassification, relance même les importations européennes.

Depuis 2022, l’Europe cherche à se sevrer du gaz russe pour limiter les revenus fossiles russes par un arsenal de sanctions. Embargo sur le pétrole brut, plafond en prix sur le gaz naturel liquéfié (GNL)… Pourtant, selon plusieurs sources interrogées par Montel, ces mesures se heurtent au marché mondialisé, particulièrement habile à se réorganiser et à masquer la source. Le blanchiment pétrolier – ou la capacité à dissimuler l’origine russe d’un produit raffiné ou mélangé – se généralise.

Une série de pays émergents sont impliqués dans ce contournement. Les Émirats arabes unis, l’Inde, la Turquie, la Chine ou encore Singapour importent du pétrole russe à prix cassé avant de le raffiner, de le mélanger ou de le revendre sous une appellation locale.

L’UE impose des mesures de plus en plus drastiques contre ces contournements

Une fois transformé, ce pétrole rebaptisé perd sa nationalité et des entreprises occidentales peuvent l’acheter sans enfreindre explicitement les sanctions. Ces flux sont d’autant plus difficiles à tracer que les mélanges peuvent représenter une infime proportion de produits non russes, suffisante pour obtenir un nouveau code douanier.

Ce phénomène de blanchiment est aussi renforcé par la multiplication des transbordements en mer. De nombreux tankers procèdent à des transferts de cargaison loin des côtes, parfois transpondeurs coupés pour ne pas être repérés. Ces opérations, déjà identifiées avant la guerre en Ukraine, se sont intensifiées et servent aujourd’hui à brouiller encore davantage les itinéraires du brut russe avec des flottes vieillissantes et peu transparentes.

Face à ces pratiques, Bruxelles tente d’améliorer ses outils de traçabilité et de pression diplomatique. Bruxelles fait tout pour rompre les contrats long terme, dont ceux qui dépassent la fin des importations russes qu’elle envisage au premier janvier 2026.

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