Max McArdle a co-écrit cet article.

Stout a réuni deux dirigeants seniors de l'industrie éolienne en mer — : Duncan Clark, un vétéran du développement de l'éolien en mer, et Philippe Kavafyan, un cadre expérimenté dans les OEM et la chaîne d'approvisionnement — afin de débattre des principales questions urgentes auxquelles le secteur européen de l'éolien en mer est confronté, tant du point de vue du développeur que de l'OEM/chaîne d'approvisionnement.

Duncan Clark a eu une longue carrière chez National Power, ensuite intégré à RWE, et il a été, plus récemment, responsable du développement européen chez Ørsted, supervisant l'expansion stratégique et le portefeuille de projets à travers la région. Auparavant, il était responsable de la région UK&I, où il a dirigé le développement et la gestion des actifs de la plus grande flotte d’éoliennes offshore du pays. Il a rejoint Ørsted, anciennement DONG Energy, en 2012.

Philippe Kavafyan’ possède plus de trente ans d’expérience dans le secteur de l’énergie et de l’éolien offshore. De 2018 à 2020, il a occupé le poste de directeur général de MHI Vestas Offshore Wind, fabricant OEM de turbines offshore, puis a dirigé Aker Offshore Wind avant de rejoindre sa société mère, Aker Horizons, en tant que directeur exécutif. Auparavant, il a occupé des postes de direction chez General Electric et Areva Renewables, et il propose aujourd’hui des services de conseil au secteur élargi de l’éolien offshore, avec un accent particulier sur l’O&M et la gestion d’actifs.

Ce qui suit est un résumé de leurs points de vue sur chacune des cinq questions posées par Stout.

Synthèse de l’entretien réalisée par Stout

L’opinion partagée entre Duncan et Philippe est que l’éolien offshore européen est en plein milieu d’une réinitialisation nécessaire, suite à l’exubérance de 2018 à 2022 lorsque les nouveaux entrants du secteur pétrole et gaz ont surpayé pour les droits sur le fond marin, les OEM ont investi dans de nouvelles plateformes successives sans amortir la précédente, et les gouvernements ont fixé des ambitions d’enchères qui peinaient à s’adapter à la réalité de la chaîne d’approvisionnement. La prescription commune pour ce secteur repose sur la standardisation des turbines plutôt que sur l’échelle, la prévisibilité des enchères plutôt que la découverte des prix, et la reconnaissance que le réseau, les navires et la main-d’œuvre sont désormais les contraintes contraignantes.

Là où les intervenants ont le plus divergé, c’est sur le rôle de l’État : Duncan prônait la discipline du marché, tandis que Philippe plaidait pour une entrée des gouvernements européens au capital des OEM spécialisés dans l’offshore afin de soutenir les investissements nécessaires. Tous deux étaient cependant d’accord pour dire que la question binaire de savoir s’il faut admettre les turbines chinoises est une distraction. La véritable question est de savoir si les OEM européens peuvent être structurellement et commercialement viables en tant que fournisseurs crédibles de la partie la plus complexe et la plus consommatrice en capital de la transition énergétique.

Selon Stout’, trois évolutions structurelles en cours vont définir la forme de l’industrie de l’éolien en mer européen pour le reste de cette décennie.

Effectif

Toutes les autres contraintes identifiées, telles que le raccordement au réseau, la capacité industrielle, la disponibilité des navires et l’efficacité de la maintenance (O&M), reposent finalement sur la disponibilité de personnes qualifiées aux bons endroits. Le secteur d'activité aura besoin de bobiniers de transformateurs, de techniciens de pales dans des usines de fabrication côtières, d’équipes de techniciens offshore prêtes à vivre deux semaines en mer puis deux semaines à terre, et de techniciens à l’aise avec les différents rythmes de travail et de repos exigés par la maintenance en eaux profondes basée sur SOV, par opposition au trajet quotidien en CTV. La mise en garde de Philippe’ quant à conseiller à un jeune de 25 ans d’entrer dans le secteur aujourd’hui est le signal le plus clair : un secteur d'activité qui ne peut offrir de parcours professionnels crédibles à la prochaine génération aura du mal à réaliser les projets auxquels il s’est engagé pour les années 2030. Le débat politique s’est concentré sur le capital ; cependant, la question de la main-d’œuvre est tout aussi importante.

Réseau

Les parcs éoliens eux-mêmes peuvent être construits ; cependant, les transformateurs haute tension, les stations de conversion et les renforcements terrestres nécessaires pour les connecter à grande échelle ne peuvent pas être réalisés dans les mêmes délais de projet. La chaîne d’approvisionnement des équipements du réseau est contrainte par la demande provenant de l’ensemble de la transition énergétique — — électrification du chauffage et des transports, développement des centres de données, et remplacement ou renforcement des infrastructures de transmission vieillissantes — — avec lesquelles l’éolien en mer est en concurrence pour la même capacité de fabrication et d’ingénierie limitée. Sur des projets majeurs comme Dogger Bank, la connexion HVDC et les stations de conversion coûtent autant que l’ensemble du contrat de turbines. Pourtant, le débat sur le réseau continue d’être mené comme s’il s’agissait d’une conséquence en aval des décisions de production, plutôt que de la contrainte centrale d’infrastructure qui détermine ce qui peut réellement être construit.

Consolidation

Parmi les promoteurs, les majors pétrole et gaz qui sont entrés dans le secteur à la fin des années 2010 ont en grande partie quitté le secteur ou se retirent visiblement, et une structure de propriété à plus long terme, axée sur l’actif responsable émerge, dominée par les opérateurs à l’échelle des services publics (Ørsted, RWE, SSE et Vattenfall) et les grands fonds d’infrastructure. Du côté OEM, le retrait effectif de GE Vernova’a déjà consolidé la base OEM occidentale à deux fournisseurs crédibles. Nous prévoyons une consolidation supplémentaire entre les promoteurs et les propriétaires au cours des trois à cinq prochaines années, par des sorties et des fusions, ainsi que par l’émergence de rôles spécialisés plus clairement définis. Les investisseurs et opérateurs les mieux placés pour naviguer dans cette consolidation seront ceux qui la reconnaissent comme un changement structurel plutôt que cyclique. Un secteur d'activité plus consolidé peut planifier le développement de la main-d’œuvre de manière plus cohérente. Un déploiement plus fiable du réseau donne à ce secteur d'activité la visibilité nécessaire pour s’engager dans un investissement en capital à long terme. Les participants qui reconnaissent cette interdépendance et qui se positionnent en conséquence seront ceux qui bénéficieront le plus de la prochaine phase du développement européen de l’éolien’offshore.

Tout au long de cet article, la perspective du développeur est celle de Duncan Clark, tandis que celle des OEM et de la chaîne d’approvisionnement est celle de Philippe Kavafyan.

De quoi les développeurs ont-ils le plus besoin de la part des OEM et de la chaîne d'approvisionnement aujourd'hui, qu'ils ne reçoivent pas de façon constante ? À l'inverse, comment les développeurs peuvent-ils mieux collaborer avec les OEM pour améliorer la construction et l'exploitation des parcs éoliens ?

La vue du développeur

L’exigence fondamentale selon laquelle les turbines doivent fonctionner, être exemptes de défauts de série et s’intégrer de manière fiable dans des projets offshore complexes et soumis à des contraintes de calendrier ne devrait souffrir d’aucun compromis. Pourtant, l’historique montre que de telles défaillances se sont produites sur la plupart des composants majeurs. Les difficultés récemment rencontrées par la plateforme de GE Vernova constituent l’exemple le plus visible à ce jour de l’ampleur des conséquences que ces problèmes peuvent avoir sur la rentabilité des projets.

Le problème structurel principal est le décalage entre les délais de la chaîne d’approvisionnement et la manière dont les enchères concurrentielles sont organisées. Avec des délais de trois à cinq ans pour les turbines et les navires d’installation, les développeurs qui soumissionnent lors des enchères se retrouvent dans une position difficile : la chaîne d’approvisionnement voit une douzaine de développeurs se disputer les mêmes créneaux de production, sachant que seule une minorité sera retenue et qu’il n’est pas possible de réserver rationnellement la capacité ni de finaliser la contractualisation pour l’un d’entre eux. Pour accroître la certitude des offres, il faut une prolifération d’accords de fabrication et de réservation de navires avant l’attribution, ce qui impose des coûts substantiels aux développeurs précisément au moment où leur profil de risque est le plus élevé. De même, les allocations de prix et de risque convenues avant la remise des offres doivent être respectées jusqu’à la décision d’investissement (FID) et l’exécution. Le retour du CfD de Norfolk Boreas de Vattenfall relève davantage d’une mauvaise allocation initiale des risques que d’un échec du développeur.

À l'inverse, lorsqu'il s'agit de la collaboration entre les développeurs, les OEM et la chaîne d'approvisionnement, les développeurs doivent être réalistes quant à ce qu'ils demandent à la chaîne d'approvisionnement de garantir. Certaines offres ont été soumises sans approche claire quant au risque lié aux taux d'intérêt, aux matières premières et à la chaîne d'approvisionnement. Le cadre UK’ Allocation Round framework, qui exclut les détenteurs de CfD n'ayant pas atteint le FID, est un mécanisme raisonnable pour assurer une discipline d’enchères équilibrée. Plus important encore, les développeurs devraient assumer les risques qu'ils sont les mieux placés pour gérer, notamment la planification, le réseau, les autorisations, les parties prenantes et les approbations environnementales, et laisser les risques technologiques, de fabrication et liés aux navires à ceux qui maîtrisent ces processus. Lorsque les deux deviennent flous, la valeur est détruite des deux côtés.

La vue de l’OEM et de la chaîne d’approvisionnement

La chaîne d’approvisionnement bénéficierait grandement d’une meilleure prévisibilité. La période de 2018 à 2022 a été très favorable pour des développeurs tels qu'ØØrsted, les entreprises de services publics constituant des portefeuilles de concessions bon marché et les cédant ensuite avec une valorisation substantielle. Les OEM ont été constamment sous pression pour fournir des turbines plus grandes et plus efficaces et, à partir de 2022, la hausse des taux d’intérêt, l’inflation du CAPEX et les perturbations de la chaîne d’approvisionnement ont considérablement comprimé l’économie du secteur. La conséquence pour les OEM a été l’incapacité d’amortir leurs investissements : de nouvelles plateformes de turbines successives, chacune nécessitant des centaines de millions en R&D et en nouveaux équipements d’usine, ont été lancées sans les volumes de commandes nécessaires pour récupérer ces coûts avant que la génération suivante ne soit exigée. La pression constante pour réduire le LCoE n’a pas abouti à de véritables gains de productivité, mais à une compression des marges des OEM.

La recommandation est de privilégier la standardisation plutôt que la course à l’augmentation de la puissance des turbines. Plutôt que de poursuivre des turbines de 20 à 25 MW, le secteur devrait se concentrer sur la classe des 15–16 MW, compatible avec les fondations monopieux existantes, installable avec la nouvelle génération de navires, et capable de restaurer la fiabilité grâce à la répétition. Les développeurs doivent cesser de traiter chaque projet comme un exercice d’ingénierie sur mesure. Chaque nouveau diamètre de fondation, variante de turbine et spécification de navire entraîne un coût qui, au final, est supporté par la chaîne d’approvisionnement sous forme d’outillage non amorti et de perte d’apprentissage. De nouveaux investissements dans la chaîne d’approvisionnement ne suivront que des engagements fermes sur les volumes, qui seront également favorisés par la standardisation, et les nouveaux engagements de construction d’usines — conditionnés à la réception de commandes par les principaux OEM — ne sont pas une faiblesse mais une preuve de discipline.

En matière de contenu local, Taïwan est l’exemple le plus préjudiciable de l’industrie, les développeurs étant tenus de s’engager dans des plans industriels avec une chaîne d’approvisionnement qui n’est pas encore en mesure d’assurer la livraison, ce qui entraîne des retards, des litiges et une destruction de valeur dans toute la chaîne. Un cadre social fondé sur l’emploi et les compétences constitue un mécanisme plus honnête que des règles prescriptives de contenu local au niveau des composants.

Duncan et Philippe ont tous deux convenu que l’excellence opérationnelle lors de l’installation et de la mise en service est désormais le principal facteur de différenciation, et non la technologie des turbines. Un navire d’installation moderne coûte environ 350 000 $ par jour ; si l’installation de chaque turbine sur un projet de l’ampleur de Dogger Bank prend plusieurs jours au lieu d’un seul, ce n’est pas une marge de sécurité qui s’amenuise, mais la rentabilité du projet qui est compromise. Un parc éolien offshore moderne résulte d’une douzaine de grands contrats ou de trois cents petits ; si l’un d’eux échoue de manière significative, tous les autres milliards investis sont à risque. Les propriétaires de projets sont les seuls à pouvoir assumer ce risque d’agrégation.

Comment l’éolien offshore européen doit-il équilibrer le besoin de turbines moins coûteuses et d’un déploiement plus rapide avec le désir de sécurité et d’une chaîne d’approvisionnement locale résiliente ?

La vue du développeur

La sécurité de l'approvisionnement est une exigence légitime, et en fait le premier devoir du gouvernement. Duncan n’a pas contesté la décision d’exclure le fabricant chinois Ming Yang des infrastructures critiques, dont les turbines offshore ont été écartées des principaux projets britanniques. Mais il a rapidement ajouté que l’exclusion d’un fabricant chinois ne supprime pas l’exposition à la Chine. La chaîne d’approvisionnement de l’éolien en mer est déjà profondément intégrée avec des composants asiatiques et chinois au sein des turbines, de l’électronique de puissance, des postes électriques et du reste des installations. Dans sa logique, la sécurité est une question de portefeuille, non une question binaire.

Les développeurs souhaitent davantage de sources d’approvisionnement crédibles sur le marché, mais pas de nouvelles usines forcées dans des endroits qui ne disposent pas de la plateforme industrielle nécessaire pour les soutenir. Le nouveau cadre britannique « Clean Industry Bonus » du Royaume-Uni’, qui récompense mais n’impose pas le contenu local, est un mécanisme plus honnête que les règles de contenu local qui l’ont précédé. Concernant le retrait effectif de GE Vernova’ du marché offshore, Duncan s’est montré compréhensif face à la situation du conseil d’administration’ : financer une nouvelle plateforme à un demi-milliard de dollars alors que le cours de l’action de GE Vernova’ est porté par les turbines à gaz et la demande des centres de données est une demande difficile. Cependant, si la conséquence est un marché occidental des OEM réduit à un duopole Vestas–-Siemens précisément au moment où l’Europe a besoin de plus de concurrence, il s’agit d’un problème stratégique sérieux sans solution évidente à court terme.

La vue de l’OEM et de la chaîne d’approvisionnement

Philippe a adopté une approche plus interventionniste. Selon lui, la bonne réponse à la concurrence chinoise n'est pas simplement d'exclure Ming Yang, mais que les gouvernements européens prennent des participations dans les OEM européens. Le gouvernement danois détient déjà une participation dans Ørsted, alors pourquoi n'existe-t-il pas d'arrangements équivalents pour les OEM eux-mêmes ? Philippe soutient que l'éolien offshore a plus de points communs avec l'aéronautique qu'avec l'éolien terrestre, où un petit nombre d'entreprises opèrent dans un secteur à forte intensité capitalistique et à sécurité critique. “Avons-nous besoin de plus qu'Airbus et Boeing ? Non. Il n'y en a que deux.” L'implication est que l'Europe devrait accepter que l'éolien offshore soit une industrie à deux ou trois fournisseurs et concevoir sa politique en conséquence, y compris une participation de l'État au capital lorsque les marges actuelles ne permettent pas de financer la résilience nécessaire pour gérer les risques sur de longs cycles.

Philippe a également insisté sur le fait que tout soutien public devait être strictement réservé aux activités offshore. Selon lui, il existe une distinction structurelle entre les marchés de l’éolien terrestre et de l’éolien en mer qui est trop souvent négligée : l’éolien terrestre relève d’une logique de produit, dans laquelle la turbine représente l’essentiel des dépenses d’investissement (CAPEX) d’un projet, tandis que l’éolien en mer relève d’une logique de projet, dans laquelle le fabricant d’équipements d’origine (OEM) collabore avec les fournisseurs de navires, de câbles et d’infrastructures électriques et mécaniques (balance of plant). À ses yeux, le fait de regrouper ces deux activités dans un même compte de résultat (P&L) a contribué au sous-investissement dans les capacités spécifiquement requises pour l’éolien en mer. Selon lui, même si une turbine chinoise permettait de réduire de 30 % le CAPEX de la turbine, ce qui ne représenterait qu’environ 10 % du CAPEX total du projet, elle introduirait un ensemble de risques systémiques impossibles à quantifier pour la bonne exécution du projet. À ses yeux, peu de développeurs seraient prêts à accepter un tel compromis pour une économie de seulement 10 % sur le CAPEX d’un projet de plusieurs milliards de livres sterling.

Comment la provision O&M évoluera-t-elle au cours des cinq prochaines années, et y aura-t-il un passage à des portions plus larges avec la disponibilité ou la contractation basée sur la disponibilité ?

La vue du développeur

Selon Duncan’, l’O&&M de l’éolien offshore ne convergera pas vers un modèle entièrement externalisé de premier ordre, dans lequel un prestataire indépendant assumerait l’intégralité du risque d’actif pendant toute la durée de vie opérationnelle des actifs’. La raison est technologique : un prestataire tiers vendant des journées de techniciens qualifiés ne peut garantir la disponibilité de sous-systèmes qu’il n’a pas conçus et dont il ne peut prévoir le comportement à long terme. L’OEM doit rester responsable de l’équipement sous-jacent, en particulier pendant la période de garantie, lorsque investisseurs et prêteurs trouvent une assurance dans le fait que l’OEM assume la responsabilité de la technologie.

Dans ce cadre, cependant, Duncan voit un potentiel important de développement. Les opérations de maintenance programmée peuvent être dissociées. Des techniciens tiers, une logistique de navires optimisée et des pièces détachées fournies par l’OEM peuvent ensemble permettre des résultats à moindre coût qu’un service global fourni par un seul OEM. Le marché évolue déjà dans cette direction, notamment pour les développeurs prêts à investir dans leur propre capacité opérationnelle. Les propriétaires d’actifs disposant d’une certaine envergure peuvent négocier plus fermement, mutualiser les ressources de navires et de techniciens entre des projets proches, et capturer davantage de la chaîne de valeur opérationnelle en interne.

La vue de l’OEM et de la chaîne d’approvisionnement

Philippe a mis en garde contre le fait de tirer des conclusions de l’évolution de l’O&M dans le secteur de l’éolien terrestre. L’O&M terrestre est devenu un marché concurrentiel car les actifs sont facilement accessibles, les pièces détachées sont largement disponibles, et un investisseur financier peut raisonnablement déléguer l’ensemble des opérations. L’offshore est différent : il s’agit d’un actif à l’échelle d’une centrale électrique, où la sous-station, les câbles de réseau et l’ensemble du balance of plant sont aussi importants que la turbine elle-même, et où le coût d’une seule mobilisation d’un navire pour remplacer un composant majeur peut affecter la marge opérationnelle en OPEX. Philippe’ prévoit que l’éolien offshore nécessitera “des propriétaires compétents” —des opérateurs de taille industrielle tels que ØØrsted, RWE, Vattenfall ou Iberdrola— — mutualisant les navires et les techniciens sur des clusters proches comme Hornsea, Dogger Bank ou East Anglia. L’OEM conservera probablement une période de garantie de cinq ans ; au-delà, le propriétaire compétent prendra le relais.

Pour les anciennes plateformes de turbines, notamment l’importante base installée au Royaume-Uni de turbines de 3,6 MW et les unités de 6 MW qui approchent désormais de la moitié de leur durée de vie, les prestataires de services limitent généralement les garanties fermes de disponibilité ou de temps de fonctionnement. Les volumes associés à ces technologies anciennes sont parfois trop faibles pour justifier économiquement le maintien des stocks de pièces et la mobilisation des navires, et les principaux OEM n’ont aucun intérêt commercial à continuer de soutenir des plateformes qu’ils ne fabriqueront plus jamais. Cette situation crée une véritable opportunité pour les prestataires de services indépendants (ISP), mais dans une logique de cannibalisation des pièces et d’obligation de moyens plutôt que de garantie de performance. Les exploitants de parcs équipés de turbines anciennes peuvent être contraints de laisser les unités tomber en panne les unes après les autres, de récupérer des pièces sur des sites mis hors service et de gérer ces actifs jusqu’à la fin de leur durée de vie prise en charge.

Que se passera-t-il avec les anciens parcs éoliens après 25 ans — prolongation de vie ou un désarmement ?

La vue du développeur

Duncan voyait une situation mitigée. Beaucoup des plateformes de turbines de la première flotte peuvent fonctionner au-delà de 20 ans avec la bonne surveillance, un remplacement sélectif et un réglage opérationnel. Le comportement d’usure des turbines offshore bien entretenues s’est avéré, dans de nombreux cas, plus indulgent que les hypothèses initiales de conception suggéraient. Cependant, la contrainte de liaison sur la prolongation de la vie est rarement une condition physique. C’est le prix de capture, le prix que le parc éolien reçoit réellement pour l’électricité qu’il vend, qui, sur un marché saturé d’éolien, peut être nettement inférieur à la moyenne de gros.

Un actif vieillissant qui génère pendant les heures à bas prix et à forte consommation de vent, et qui reste inactif lors de périodes de prix élevés et de vents faibles, fait face à une contrainte structurelle de revenus, quel que soit son état physique. Lorsque le CfD a expiré et que l’actif est exposé au marché marchand, l’économie devient précaire même si l’équipement est solide. Selon Duncan’, le résultat réaliste est donc un mélange : certains actifs seront en position économique de prolonger leur durée de vie de cinq voire dix ans avec la bonne propriété et un soutien opérationnel adéquats ; d’autres atteindront un point où les défaillances de composants ne pourront plus être corrigées ou où la base de coûts d’exploitation ne pourra tout simplement pas être soutenue par le prix du marché, et le désarmement suivra. La décision sera spécifique à l’actif plutôt qu’à l’échelle de la secteur d'activité.

La vue de l’OEM et de la chaîne d’approvisionnement

Philippe était plus catégorique. Selon lui, l’éolien offshore à fondations fixes ne connaîtra pas une remise en puissance comme dans le secteur terrestre pour des raisons techniques. Les fondations sont conçues pour une turbine spécifique, et une machine moderne de 15 MW ne peut pas être installée sur un monopieu dimensionné pour une unité de 10 MW. Les câbles inter-éoliennes sont adaptés en tension et en configuration au nombre original de turbines et ne peuvent pas être réutilisés pour un autre déploiement. Ce qui peut être envisagé pour une réutilisation, dans certains cas, c’est la sous-station offshore et la connexion au réseau. Sur un projet majeur comme Dogger Bank, la connexion haute tension en courant continu et les stations de conversion coûtent autant que l’ensemble du contrat de turbines. Ainsi, le site autorisé et la connexion au réseau ont une véritable valeur résiduelle. Tout ce qui est physique au-dessus du fond marin, cependant, sera très probablement remplacé.

L’approche probable qui se dessine est donc le démantèlement suivi d’une nouvelle autorisation, plutôt qu’un repowering au sens strict. Le parc d’anciennes turbines, en particulier la base substantielle de 3,6 MW au Royaume-Uni’, sera exploité selon les meilleurs efforts jusqu’à ce que les pannes cumulées déclenchent une décision de démantèlement. Le site autorisé sera ensuite réautorisé pour un nombre beaucoup plus réduit de turbines nettement plus grandes, sur des fondations et des ensembles entièrement nouveaux. Philippe a noté en passant que l’éolien offshore flottant offre une proposition de repowering fondamentalement différente : un actif flottant peut en principe être détaché, modernisé et redéployé ailleurs, bien que cela reste une considération à long terme plutôt qu’une réalité à court terme.

Les deux intervenants ont convenu que le désarmement important reste encore à quelques années. Les premiers exemples, comme le parc Arklow de sept unités actuellement en cours de désarmement, suivi du parc Alpha Ventus de douze unités, sont limités, et la vague de désarmement des turbines britanniques de 3–4 MW est attendue dans cinq à dix ans. Duncan et Philippe s’accordent à dire que cela créera un marché réel et important pour l’exploitation indépendante des actifs vieillissants et pour le marché de la rénovation qui les accompagne. Le désarmement en lui-même n’est pas techniquement complexe, car l’ingénierie est bien maîtrisée dans le secteur du pétrole et du gaz.

Questions rapides

Pour conclure, nous avons posé quatre questions rapides à chaque intervenant :

Quelles sont les trois choses que le secteur d'activité sous-estime encore ?

Duncan : Le risque de livraison du réseau ; les années nécessaires pour mettre en place de nouvelles – usines, chantiers, navires à capacité industrielle ; et le pipeline de la main-d’œuvre qualifiée.

Philippe : L’absence de normalisation dans l’éolien flottant ; le manque de main-d’œuvre qualifiée ; et le réseau électrique comme principal facteur limitant, qu’il s’agisse des procédures d’autorisation, de la réalisation des projets ou de la chaîne d’approvisionnement des composants haute tension.

L’éolien offshore aux États-Unis – : positif, neutre ou négatif ?

Duncan : « Négatif. »

Philippe: Négatif –, et pour des raisons structurelles, pas seulement politiques. La contrainte, c’est le gaz domestique bon marché, pas une administration unique.

L’éolien flottant à grande échelle sera-t-il une réalité commerciale d’ici dix ans ?

Duncan : « Un oui qualifié. Commercial d’ici 2036, mais seulement dans des niches où l’éolien et le solaire terrestres à fond fixe ne peuvent pas répondre à la demande, et à des volumes bien inférieurs à ce que suggèrent les gros titres. »

Philippe: Non. Sans convergence sur une plateforme standardisée et le volume nécessaire pour l’industrialiser, une décennie est trop courte.

Diriez-vous à votre moi de 25 ans de se lancer dans l’éolien offshore aujourd’hui ?

Duncan: Oui, sans hésitation !

Philippe: Pas encore. Attends quelques années que la réinitialisation se réalise d’abord – après ça, ce sera l’un des meilleurs endroits où être.

Avertissement : Les propos et opinions exprimés par les personnes interviewées n’engagent qu’elles-mêmes et sont fondés sur leurs expériences et perspectives personnelles. Ces opinions ne reflètent pas nécessairement celles de Stout, de ses sociétés affiliées ou de ses employés. L’inclusion de ces commentaires vise à fournir un éclairage supplémentaire et ne doit pas être interprétée comme une approbation par Stout d’un point de vue, d’une interprétation juridique, d’une position politique ou d’un plan d’action particulier.