Stout était présent à la Offshore Wind Journal Conference 2026, lors de laquelle les acteurs du secteur ont discuté des principaux défis et opportunités auxquels il est confronté. Les questions clés ont été débattues, et nous les avons résumées dans ce rapport.

Développement de l'éolien offshore en Europe : un simple contretemps ou une industrie en réelles difficultés ?

La croissance des projets d’éolien en mer en Europe a marqué le pas durant la période 2023-2025, un certain nombre d’enchères pour de nouvelles capacités n’ayant reçu aucune offre. Qu’il s’agisse d’un simple ralentissement dans la croissance continue de l’éolien offshore ou d’un changement structurel du rythme d’expansion des capacités, cela a des conséquences majeures pour l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement de l’éolien offshore, des fournisseurs de navires aux entreprises de construction et aux prestataires O&M.

Il y avait consensus sur le fait qu'après dix ans de baisse du LCOE grâce à des turbines toujours plus grandes et des économies d'échelle, la tendance du LCOE s'est inversée en raison d'une augmentation de 40 % des coûts d'investissement (capex), d'un environnement de taux d'intérêt plus élevé faisant grimper le WACC de 2,75 %, et d'une hausse de 20 % des charges d'exploitation.¹ Là où auparavant les grandes entreprises de services publics et les sociétés O&G pouvaient compter sur un LCOE stable ou en baisse et se sentaient à l'aise de prendre des risques sur le prix de l'électricité à long terme, durant la période 2023-2025, l'augmentation du LCOE, la baisse des prix de l'électricité, ainsi que la volatilité et le risque d'intermittence accrus ont compromis les rendements prévus. Par conséquent, aucune offre n’a été déposée pour des enchères avec peu ou pas de soutien des revenus, notamment au Royaume-Uni en 2023, au Danemark en 2024, et aux Pays-Bas et en Allemagne en 2025.

Dans cette conjoncture négative, quel avenir s'annonce ? Les gouvernements d’Europe du Nord reconnaissent que l’éolien offshore est un outil clé pour atteindre leurs objectifs, car il assure la sécurité énergétique dans un contexte géopolitique de plus en plus instable, peut être rapidement déployé à une période où la demande énergétique est en plein essor, est politiquement moins sensible que les énergies renouvelables terrestres, et constitue un élément clé pour atteindre les objectifs de neutralité carbone.

La nécessité d'une croissance continue de la capacité éolienne en mer oblige les gouvernements’ à reconnaître que la gestion des risques pour les développeurs est indispensable et qu'actuellement seuls les gouvernements peuvent la fournir. Certaines annonces récentes, notamment l’engagement pris par les pays de la Coopération énergétique des mers du Nord dans le but d'installer 15 GW par an de capacité d’éolien en mer de 2031 à 2040, soutiennent les perspectives favorables du secteur et conduisent à une réflexion sur le rôle des gouvernements pour atteindre cet objectif, la dernière vente aux enchères britannique AR7 étant qualifiée de réussite.

Enchère AR7 au Royaume-Uni : un modèle pour d’autres gouvernements ?

AR7 a attribué la plus ’grande capacité d’éolien en mer jamais octroyée en Europe, soit 8,2 GW sur fondations fixes et 192 MW en flottant, grâce à une structure CfD indexée bilatérale qui améliore de manière significative la visibilité des revenus pour les prêteurs et le capital à long terme. Il est apparu clairement lors de la conférence que la certitude des revenus, plutôt que le prix d’exercice global, est désormais le principal enjeu. Cela a été démontré par l’échec des récents appels d’offres européens qui reposaient sur “offres négatives” ou un transfert de risque marchand, et il est largement reconnu que les promoteurs ne peuvent pas absorber simultanément le risque de prix de gros, la volatilité de la chaîne d’approvisionnement et la pression financière.

La demande de PPA d’entreprise à des niveaux de prix suffisants pour soutenir les décisions d’investissement étant limitée, les régulateurs restent les seules contreparties crédibles capables d’assurer la certitude des revenus sans freiner le déploiement. Dans ce contexte, l’AR7 porte moins sur le prix que sur la restauration de l’investabilité grâce à l’échelle et au partage structuré des risques. Les CfDs ne sont pas une subvention, mais un mécanisme de couverture à double sens : ils soutiennent le parc éolien lorsque les prix de l’électricité sont inférieurs au prix d’exercice et prévoient des paiements au gouvernement lorsque les prix sont supérieurs au prix d’exercice. L’opinion dominante n’était pas que le soutien devait augmenter, mais que le risque devait être réparti de manière plus rationnelle. AR7 semble donc moins être une exception qu’un modèle potentiel pour soutenir une croissance finançable.

Éolien flottant en mer : ambition versus préparation

L’éolien flottant représente actuellement moins de 1 % de la capacité installée, sans aucune installation commerciale à ce jour. Cependant, certains intervenants de la conférence ont exprimé leur optimisme quant au marché de l’éolien flottant, l’un d’eux citant des prévisions selon lesquelles il pourrait représenter près de 20 % de la capacité installée d’ici 2050. La logique stratégique est bien comprise : l’éolien flottant permet d’accéder à des sites en eaux profondes et à des ressources éoliennes plus importantes, ce qui est particulièrement pertinent pour des marchés comme le Royaume-Uni, la France et la Corée, où l’expansion des fondations fixes est de plus en plus limitée.

Cependant, le marché reste fragmenté, avec de nombreux concepts de fondation en développement et aucune norme claire qui ne se dégage. L’industrialisation, la préparation portuaire et les cadres de certification sont encore en évolution, et les prix d’exercice CfD nettement plus élevés par rapport à l’éolien à fondations fixes reflètent le risque d’exécution qui demeure inhérent à la technologie. L’opportunité ne fait pas débat ; ce sont le calendrier et le chemin vers la répétabilité qui posent question. Pour les fournisseurs de capitaux, le récit de croissance est convaincant, mais la standardisation et la compression des coûts démontrée détermineront en fin de compte le rythme du déploiement.

C/SOV : Un marché saturé ?

La discussion lors de la conférence a abordé le risque de surapprovisionnement sur le marché des C/SOV, avec une prise de conscience générale de l’arrivée d’une vague de nouveaux navires sur le marché entre 2024 et 2026. À ce jour, les taux d'affrètement restent étonnamment fermes, grâce aux retards de livraison des navires, à la durée plus longue de construction des parcs, et à un nombre de navires requis supérieur aux prévisions. Par conséquent, la capacité est presque épuisée pour la saison 2026. L’émergence de la demande dans le secteur O&G a également un impact, car les opérateurs O&G constatent que le C/SOV est un navire d’hébergement très fonctionnel, notamment pour l’entretien des FPSO. Même si la demande s’est concentrée au Brésil et en Asie, elle réduit la capacité sur le marché de la mer du Nord, contribuant ainsi à l’équilibre entre l’offre et la demande.

Néanmoins, des inquiétudes subsistent concernant les tarifs de location en 2027 et au-delà, car ils affecteront particulièrement les armateurs ayant commandé des navires plus récemment à des prix élevés de chantier naval. Il a été signalé que le plus grand risque pour le secteur des C/SOV réside dans des prévisions optimistes en forme de crosse de hockey concernant la croissance de la capacité de l’éolien en mer, qui encourageraient des commandes spéculatives de navires neufs. Du côté positif, on considérait que les conceptions C/SOV se standardisaient et que les navires ne seraient pas obsolètes à la fin d’un contrat à long terme, mais subiraient une remise à niveau et une modernisation avant de revenir sur le marché.

CTVs : Les nouveaux modèles vont-ils transformer le secteur ?

Chartwell a évoqué les nouveaux modèles de navires et les avantages des CTV hybrides. Ils estiment que les CTV sont au ralenti plus de 25 % du temps, et que des économies peuvent être réalisées en utilisant des batteries pour réduire les heures de fonctionnement des moteurs thermiques et la consommation de carburant. Cependant, malgré un temps d'inactivité important lors des opérations offshore, les clients restent très sensibles aux coûts et sont peu disposés à payer pour de nouveaux modèles sans une amélioration démontrable des performances — notamment une augmentation du temps sur turbine. Les carburants alternatifs ont été évoqués, mais l’opinion générale est que les affréteurs semblent réticents à payer pour des navires compatibles avec les carburants alternatifs, à moins qu’ils ne soient compétitifs en termes de coûts par rapport aux navires à carburant conventionnel ; ainsi, l’avenir proche de l’industrie reposera sur les modèles existants de CTV.

Les propriétaires de navires semblent privilégier les conceptions SWATH ou semi-SWATH, qui peuvent améliorer de manière significative l’opérabilité dans des états de mer plus élevés — et donc le temps sur turbine — et ont historiquement pu obtenir un taux journalier plus élevé. Cependant, pour certains opérateurs, le capex plus élevé est difficile à justifier.

Alors que l’AR7 soutient la demande future en O&M, la poursuite de l’augmentation de la taille des turbines pourrait diminuer le nombre de turbines nécessaires par projet, soulevant des interrogations quant à la possibilité que la croissance de la capacité installée se traduise proportionnellement en jours offshore. À mesure que les projets progressent plus loin en mer, les exigences logistiques peuvent évoluer, mais l’attention à court terme reste portée sur la fiabilité, l’utilisation et le déploiement discipliné du capital.

Conclusions

D’après notre participation à la conférence, l’idée que la croissance de l’éolien offshore a marqué un ralentissement plutôt qu’une révision à la baisse plus fondamentale est confirmée par les acteurs du secteur. Les gouvernements continueront de soutenir le développement de l’éolien en mer comme composante clé de l’économie future et, avec une atténuation des risques — appropriée — très probablement via un mécanisme de type CfD — — les développeurs continueront d’investir. Il ne fait aucun doute qu'il existe des défis tels que les ressources de la chaîne d'approvisionnement, la main-d'œuvre et la capacité du réseau, mais ceux-ci peuvent être surmontés.

Du point de vue des navires offshore, la récente vague de livraisons de nouveaux navires a été absorbée par le marché, mais il existe un risque que l’offre dépasse la demande, notamment si les investisseurs axés sur les actifs deviennent trop optimistes face à une perspective plus favorable de l’expansion de la capacité éolienne offshore.

1. Conseil à Green Girafe