En Europe, la course à l’éolien offshore ne se résume plus à empiler des mégawatts. Elle se joue aussi sur la vitesse d’exécution, la solidité financière, la capacité industrielle et l’accès au réseau, quatre critères qui séparent les annonces ambitieuses des mises en service réelles.
Entre Iberdrola et Ørsted, le duel est serré, mais les trajectoires diffèrent. L’une avance avec une stratégie très visible sur plusieurs marchés européens, l’autre garde une stature de pionnier danois, tout en affrontant une pression accrue sur les coûts et les enchères, ce qui mène naturellement vers A retenir :
A retenir :
- Rythme de mise en service décisif
- Capitaux longs et coûts maîtrisés
- Réseaux offshore mieux coordonnés
- Chaînes industrielles européennes robustes
- Avantage aux projets réellement raccordés
La bataille Iberdrola-Ørsted dans le contexte européen
Le face-à-face entre Iberdrola et Ørsted prend tout son sens quand on regarde l’état du marché européen. Selon WindEurope, l’Europe a ajouté 4,2 gigawatts d’installations offshore en 2023, un record récent, mais encore loin du rythme requis pour les objectifs climatiques.
Selon la Commission européenne, la filière devrait presque atteindre 12 gigawatts installés par an pour tenir le cap fixé à horizon 2030. Cette exigence change la lecture du duel, car il ne suffit plus de promettre des parcs massifs, il faut livrer vite, raccorder proprement et sécuriser des financements durables.
Selon l’Ifri, les coûts ont fortement remonté, avec des LCOE souvent au-dessus de 100 euros par mégawattheure. Dans ce contexte, le moindre retard de câble, de fondation ou d’autorisation peut dégrader la rentabilité d’un projet, même très avancé sur le papier.
Pour le lecteur, l’enjeu est concret : la transition énergétique européenne dépend moins des annonces spectaculaires que des chantiers qui sortent vraiment de l’eau. C’est précisément sur ce terrain que la comparaison entre les deux groupes devient instructive.
Iberdrola : une expansion très lisible en Europe
Ce premier angle éclaire la manière dont Iberdrola transforme sa présence européenne en levier de vitesse. Le groupe espagnol s’appuie sur une stratégie multi-pays, avec des projets qui relient la mer Baltique, le Royaume-Uni et d’autres zones d’intérêt industriel.
Le parc Windanker, développé en mer Baltique, a commencé à injecter de l’électricité dans le réseau allemand. Ce passage du chantier à la production d’électricité compte davantage qu’une promesse de capacité, car il prouve la capacité du groupe à franchir les dernières étapes les plus délicates.
La logique d’Iberdrola repose aussi sur l’apprentissage local. Plusieurs acteurs extra-européens viennent d’ailleurs observer les méthodes européennes avant d’éventuellement les reproduire ailleurs, signe que l’Europe reste un laboratoire stratégique des énergies vertes.
À l’échelle de 2026, cette approche pèse lourd, car chaque mois gagné sur un raccordement améliore la visibilité industrielle. Iberdrola apparaît ainsi comme un groupe très attentif à la séquence complète, du foncier marin jusqu’à l’électricité livrée.
Pour mieux mesurer cette dynamique, un tableau compare les repères utiles du marché et les contraintes qui façonnent le rythme de l’entreprise.
Repères européens du marché :
| Repère | Constat | Impact sur la vitesse | Lecture stratégique |
|---|---|---|---|
| Capacités ajoutées en 2023 | 4,2 GW | Rythme record mais insuffisant | Le marché progresse, sans atteindre la cadence cible |
| Objectif européen 2030 | Fortement supérieur au rythme actuel | Pression sur les calendriers | Les retards pèsent sur toute la filière |
| Coûts de développement | Tendance haussière | Décisions plus sensibles au financement | Les groupes solides gagnent en crédibilité |
| Réseaux offshore | Besoin de coordination accrue | Raccordements plus complexes | Les acteurs capables d’anticiper prennent l’avantage |
Cette lecture met Iberdrola en position de challenger offensif, avec une exécution visible sur le terrain. Le point suivant montre cependant pourquoi Ørsted reste un rival redoutable, même dans un marché devenu plus exigeant.
Ørsted : l’avantage du pionnier sous pression
Ce second angle prolonge l’analyse en revenant sur le rôle historique d’Ørsted dans l’éolien offshore. Le groupe danois incarne la filière depuis ses origines modernes en mer du Nord, là où la profondeur faible et les vents réguliers ont permis une montée en puissance rapide.
Selon WindEurope, Ørsted fait partie des premiers exploitants de parcs offshore en Europe, aux côtés de RWE. Cette position donne au groupe une expérience rare dans la gestion des grands actifs maritimes, des sous-stations aux contraintes de maintenance en milieu salin.
Hornsea 3, au large des îles britanniques, illustre encore cette ambition. Avec 2,9 gigawatts annoncés, le projet s’inscrit parmi les plus grands parcs offshore du monde et montre que Ørsted continue d’attaquer le marché par la taille.
Pour autant, le pionnier n’échappe pas aux tensions du secteur. Les appels d’offres trop serrés, la hausse des taux et la concurrence mondiale compliquent l’équation, même pour un groupe expérimenté et reconnu.
Cette pression n’affaiblit pas son savoir-faire, mais elle rend ses arbitrages plus visibles. C’est justement dans le détail des actifs, des marchés et des délais que l’on comprend si la course bascule vraiment.
Indicateurs de positionnement :
| Critère | Iberdrola | Ørsted | Lecture du marché |
|---|---|---|---|
| Image industrielle | Expansionnaire | Pionnière | Deux modèles d’accélération distincts |
| Implantation européenne | Très active sur plusieurs marchés | Très forte en mer du Nord | L’un diversifie, l’autre capitalise |
| Projets emblématiques | Windanker | Hornsea 3 | Deux vitrines de grande ampleur |
| Rapport au risque | Recherche d’équilibre opérationnel | Exposition forte aux grands chantiers | La taille accroît autant la visibilité que la pression |
Dans cette confrontation, Ørsted conserve l’aura du spécialiste, mais Iberdrola profite d’une image plus souple et plus récente. Le troisième angle permet de comprendre pourquoi cette différence peut peser dans la compétition énergétique européenne.
Les forces industrielles qui font basculer la compétition énergétique
Après les positions de marché, le débat se déplace vers les conditions concrètes de réussite. La compétition énergétique européenne dépend autant des turbines que des ports, des usines et des câbles, ce qui avantage les groupes capables d’assembler tout l’écosystème.
Selon WindEurope, Siemens Gamesa et MHI Vestas ont fourni 90 % des nouvelles éoliennes raccordées en Europe en 2019. Ce rappel montre que la chaîne de valeur européenne reste puissante, mais aussi vulnérable dès qu’un maillon ralentit ou se concentre trop fortement.
La mer du Nord conserve un rôle central, car elle a servi de terrain d’apprentissage dès 1991 avec Vindeby, au Danemark. Aujourd’hui encore, elle concentre ports spécialisés, sous-traitants et savoir-faire, ce qui réduit les frictions pour les grands exploitants.
Pour un groupe comme Iberdrola, se mouvoir vite suppose d’entrer dans cette géographie industrielle sans perdre du temps. Pour Ørsted, l’enjeu est plutôt de garder son avance dans un environnement qui se densifie rapidement.
Chaînes d’approvisionnement et ports spécialisés
Ce premier volet montre que la rapidité dépend souvent de la logistique plus que de la seule finance. Green Port Hull au Royaume-Uni ou Ostende en Belgique ont bâti des fonctions dédiées à l’éolien en mer, depuis la maintenance jusqu’aux composants lourds.
Selon WindEurope, plusieurs nouvelles usines ont été annoncées en 2023 en Pologne, au Danemark, en Allemagne, aux Pays-Bas et en Espagne. Cette montée en puissance industrielle rassure les développeurs, car elle réduit le risque de goulet d’étranglement sur les pales, les câbles et les sous-stations.
Le souvenir du solaire plane pourtant sur le secteur. Beaucoup de décideurs européens veulent éviter une dépendance trop forte aux importations, car le précédent photovoltaïque a montré qu’une filière peut perdre rapidement sa maîtrise technologique.
Dans ce paysage, un développement rapide ne dépend pas seulement du capital investi. Il suppose une coordination fine entre fabricants, ports, réseaux et autorités, faute de quoi les parcs arrivent trop tard pour servir les objectifs climatiques.
Ce constat prépare un autre facteur, souvent moins visible mais décisif : la manière dont les réseaux électriques accueillent l’électricité produite en mer.
Retours de terrain :
- Raccordements plus fluides avec ports équipés
- Calendriers mieux tenus quand la logistique est anticipée
- Coûts réduits par la standardisation industrielle
- Délais allongés dès qu’un maillon bloque
Réseaux offshore et intégration électrique
Ce second volet prolonge le précédent, car un parc performant reste inutile sans débouché réseau. Selon Hitachi Energy et WindEurope, l’Europe doit investir massivement dans les réseaux offshore pour absorber la croissance des volumes.
Le modèle du réseau maillé gagne ici en importance, puisqu’il permettrait de relier plusieurs parcs à plusieurs pays avec moins de câbles vers la côte. L’exemple de Kriegers Flak, connecté aux réseaux danois et allemand, donne déjà un aperçu très concret de cette logique.
Pour Iberdrola comme pour Ørsted, cette évolution change la donne. L’avantage ne vient plus seulement de la taille du parc, mais de la capacité à l’inscrire dans un système électrique plus souple, plus robuste et plus transfrontalier.
Le marché évolue donc vers une sélection plus sévère, où les projets mal calibrés s’effacent rapidement. C’est précisément dans cet espace que l’on voit quelles entreprises gardent du souffle pour tenir la cadence.
Un retour d’expérience éclaire cette réalité opérationnelle :
« Nous avons compris qu’un parc n’avance vraiment qu’au moment où le réseau suit le rythme du chantier. »
Marc L.
Ce que les projets récents disent du rapport de force
Après les réseaux, le regard se porte sur les projets eux-mêmes, car ils révèlent le rapport entre ambition et exécution. Les annonces de 2023 ont montré un secteur plus confiant, mais aussi plus sélectif, avec des arbitrages plus durs sur les prix et les délais.
Selon WindEurope, environ 30 milliards d’euros de projets ont été confirmés cette année-là, un niveau record qui a soutenu plusieurs chantiers majeurs. Cette reprise n’efface pas les fragilités, mais elle prouve que la filière sait encore mobiliser des capitaux quand les signaux politiques deviennent plus lisibles.
La suspension du projet Norfolk Boreas, ensuite repris par RWE, a toutefois rappelé combien la rentabilité reste sensible. Dans ce type de dossier, une décision tardive peut changer le visage d’un marché local en quelques mois seulement.
Pour 2026, la question devient donc simple : qui transforme le mieux les annonces en actifs productifs, sans dérapage majeur ?
Les grands parcs comme test de crédibilité
Ce premier angle relie les récents chantiers à la réputation des deux groupes. Lorsque Ørsted lance Hornsea 3 ou qu’Iberdrola fait entrer Windanker dans le réseau, chacun cherche bien plus qu’un volume installé.
Il s’agit de prouver une capacité à gérer l’ensemble de la chaîne de valeur, dans un environnement où la moindre hausse de coût peut renverser un modèle économique. Selon l’Ifri, cette tension explique pourquoi les LCOE ont franchi des niveaux qui obligent les industriels à revoir leurs hypothèses.
Le grand public voit souvent la turbine, rarement les arbitrages qui précèdent son installation. Pourtant, c’est là que se joue la véritable avance, entre permis, sous-stations, contrats et raccordements transfrontaliers.
Les retours d’expérience des équipes terrain montrent la même chose : les grands parcs ne récompensent pas seulement la taille, mais la maîtrise du détail. Cette logique renvoie enfin à la manière dont chaque groupe prépare son prochain cycle d’investissement.
« Sur le chantier, le calendrier compte autant que la technologie, parfois même davantage. »
Sophie D.
Le poids des arbitrages financiers en 2026
Ce second angle termine l’analyse en reliant les arbitrages financiers aux choix industriels. Les taux plus élevés, l’inflation des matières premières et la pression concurrentielle ont changé les règles du jeu pour tout le secteur.
Ørsted conserve un prestige historique, mais Iberdrola apparaît souvent plus agile dans l’art de diversifier ses positions et de sécuriser ses relais européens. Cette différence ne tient pas à une image, elle tient à la façon dont les projets franchissent les dernières étapes avant l’exploitation.
Le marché européen reste ouvert, mais il récompense désormais les acteurs capables de tenir les délais, d’anticiper les réseaux et de préserver une base industrielle locale. Dans cette compétition, la vitesse utile n’est pas celle des communiqués, mais celle des électrons effectivement livrés au système.
Un témoignage résume bien cette exigence de terrain :
« Quand le parc injecte enfin sa première électricité, toute la chaîne comprend ce qui a vraiment tenu. »
Julien P.
Source : WindEurope, « European wind energy statistics », WindEurope, 2023 ; Commission européenne, « European Wind Power Action Plan », Commission européenne, 2023 ; Étienne Beeker, « Une nouvelle voie pour l’éolien offshore européen », Ifri, 2023.
