Melbourne ouvre le premier véritable marché australien de l’éolien offshore
L’État de Victoria a ouvert le 26 août 2026 la première enchère australienne destinée à soutenir commercialement des parcs éoliens en mer. La procédure porte sur une première tranche de 2 gigawatts, concentrée au large du Gippsland, dans le sud-est de l’Australie. Selon le gouvernement victorien, cette capacité représenterait à terme une production suffisante pour alimenter environ 1,5 million de foyers.
La procédure prend la forme d’un Request for Proposal — RFP, ouvert pendant douze mois, d’août 2026 à août 2027. Après évaluation des offres, Victoria prévoit d’attribuer les contrats correspondant aux premiers 2 GW en 2028.
Il ne s’agit pas d’une enchère attribuant elle-même les zones maritimes. Cette étape a déjà été engagée au niveau fédéral dans le cadre de l’Offshore Electricity Infrastructure Act. Neuf licences de faisabilité sont actuellement actives dans la zone du Gippsland. L’enchère victorienne intervient en aval : elle cherche à sélectionner les projets auxquels l’État apportera un cadre contractuel suffisamment prévisible pour permettre leur financement et leur construction.
Cette distinction est fondamentale. L’Australie est passée de la phase où elle identifiait des zones et distribuait des licences d’étude à celle où un gouvernement tente désormais de créer les conditions économiques permettant à une première génération de projets de devenir bancable.
Neuf licences fédérales peuvent désormais converger vers 2 GW soutenus
La zone offshore du Gippsland a été déclarée en décembre 2022 par le gouvernement fédéral australien. Elle couvre jusqu’à 15 000 km² de domaine maritime et possède, selon Canberra, un potentiel théorique de production pouvant atteindre 25 GW.
Le processus fédéral avait suscité une compétition importante : 37 demandes de licences de faisabilité avaient initialement été déposées. Neuf licences actives subsistent actuellement, concernant notamment High Sea Wind, Blue Mackerel North, Kut-Wut Brataualung, Gippsland 01 et 02, Star of the South, Aurora Green, Navigator North et Great Eastern.
Une licence de faisabilité ne constitue toutefois pas une autorisation de construire.
Pendant une durée pouvant aller jusqu’à sept ans, le titulaire doit réaliser des études de vent et de fonds marins, conduire ses évaluations environnementales, consulter communautés locales, pêcheurs et groupes des Premières Nations, obtenir l’approbation d’un plan de gestion puis, si le projet reste viable, demander une licence commerciale.
L’enchère de Victoria introduit donc une seconde sélection.
La première sélection, fédérale, détermine quels développeurs disposent d’un droit temporaire d’étudier une zone.
La seconde, économique et conduite par Victoria, doit déterminer quels projets justifient suffisamment de soutien public pour entrer réellement dans la phase d’investissement.
Autrement dit, un gisement de vent techniquement exploitable ne suffit pas davantage qu’un gisement minier. Il faut aussi un modèle économique, une connexion électrique, des infrastructures portuaires, des permis et un acheteur ou mécanisme contractuel capable d’absorber le risque de prix.
L’État ne choisira pas seulement sur le prix de l’électricité
Le gouvernement victorien ne prévoit pas d’évaluer les projets uniquement sur leur coût.
Offshore Wind Energy Victoria indique que les offres seront examinées au regard de leur rapport qualité-prix et de leur capacité réelle de livraison, mais également selon leurs engagements en matière de contenu local, développement de la main-d’œuvre, partenariats avec les Traditional Owners, consultation communautaire et partage des bénéfices.
Cette architecture donne à l’enchère une fonction de politique industrielle.
Victoria n’achète pas seulement des mégawattheures futurs. L’État cherche à utiliser sa capacité d’achat et de soutien public pour influencer la localisation des emplois, le développement d’une chaîne de fournisseurs et les rapports entre promoteurs et territoires d’accueil.
Cette différence importe dans une filière où une part considérable de la valeur se situe hors de la production électrique elle-même : fondations, câbles sous-marins, sous-stations, navires spécialisés, ports, structures métalliques, opérations de maintenance, ingénierie et services maritimes.
Le gouvernement australien avait déjà intégré des critères de capacité technique et financière ainsi que d’intérêt national lors de l’octroi des licences de faisabilité. Les titulaires doivent aussi préparer des analyses concernant les fournisseurs et la main-d’œuvre australienne.
L’enchère de Victoria ajoute donc une couche supplémentaire : les engagements industriels et territoriaux deviennent également des éléments de la compétition pour obtenir le soutien financier de l’État.
Le mécanisme national ESEM doit porter une partie du risque financier
Les projets offshore de première génération restent plus coûteux et plus risqués que de nombreux actifs renouvelables déjà matures.
Victoria reconnaît explicitement qu’un soutien financier est nécessaire afin d’offrir aux développeurs une visibilité suffisante pour investir. L’État prévoit que les contrats attribués lors de l’enchère soient intégrés au futur Electricity Services Entry Mechanism — ESEM, mécanisme national destiné à organiser l’entrée de nouvelles capacités électriques dans le National Electricity Market.
L’objectif affiché dépasse les premiers 2 GW. Victoria souhaite utiliser l’ESEM comme voie durable permettant d’atteindre à terme 9 GW d’éolien offshore, conformément à ses objectifs de long terme.
Cette dimension contractuelle est déterminante.
Un parc offshore exige plusieurs milliards de dollars d’investissement avant de vendre son premier mégawattheure. Les investisseurs doivent donc pouvoir estimer sur plusieurs décennies les revenus susceptibles de rémunérer ce capital.
Sans mécanisme suffisamment crédible, le risque lié au prix futur de l’électricité peut rendre le financement trop coûteux.
L’État utilise alors la concurrence entre développeurs pour réduire le niveau de soutien nécessaire, tout en offrant au projet retenu un cadre de revenus plus prévisible.
C’est cette combinaison — compétition avant l’attribution, stabilité contractuelle après — qui explique la logique des enchères renouvelables dans de nombreux marchés.
Port, réseau et mer doivent avancer au même rythme
Une enchère ne peut cependant pas construire seule une industrie offshore.
Le principal défi réside dans les infrastructures permettant de transformer des turbines commandées sur catalogue en installations effectivement raccordées au réseau australien.
Le budget victorien 2026-2027 consacre 124,5 millions de dollars australiens à la poursuite des études et procédures du Victorian Renewable Energy Terminal, projet envisagé au Port of Hastings. L’installation doit notamment permettre l’assemblage et la préparation de composants particulièrement lourds avant leur transport en mer.
Le terminal reste cependant soumis à son processus d’Environment Effects Statement et aux autres autorisations environnementales.
La transmission constitue le deuxième élément. Les futures centrales offshore devront être reliées à un réseau terrestre capable d’absorber plusieurs gigawatts supplémentaires.
L’infrastructure énergétique se transforme ici en chaîne interdépendante :
zone maritime → licence → études environnementales → contrat de soutien → financement → port → construction → câble offshore → réseau terrestre → exploitation.
Un retard majeur sur un seul maillon peut décaler l’ensemble.
C’est précisément ce que l’audit public de Victoria a déjà mis en évidence.
L’enchère démarre alors que l’objectif de 2032 est déjà considéré hors d’atteinte
Victoria conserve dans sa législation des objectifs d’au moins 2 GW d’éolien offshore en 2032, 4 GW en 2035 et 9 GW en 2040.
Mais le Victorian Auditor-General’s Office a conclu en décembre 2025 que le premier objectif ne serait pas atteint dans les délais.
Son audit identifiait deux causes principales : les retards du processus d’enchères et l’absence d’une solution portuaire définitivement sécurisée. Selon l’hypothèse alors jugée la plus optimiste, les premiers 2 GW ne pourraient être totalement livrés qu’à la fin de 2033, avec un risque de nouveaux décalages.
Le lancement de l’enchère en août 2026 corrige donc l’un des retards identifiés par l’auditeur, mais il ne rétablit pas mécaniquement le calendrier de 2032.
Les contrats ne sont prévus qu’en 2028. Après leur attribution resteront notamment la décision finale d’investissement, les permis, les travaux portuaires, la commande des équipements, les infrastructures de transmission, l’installation des turbines et la mise en service.
Il serait donc incorrect de présenter l’ouverture de l’enchère comme la garantie que Victoria disposera de 2 GW opérationnels en 2032.
La situation exacte est plus nuancée : le cadre commercial commence enfin à fonctionner, alors que le calendrier législatif initial est déjà en retard.
Le Gippsland doit convertir une transition énergétique en transition industrielle
Le choix géographique possède également une dimension sociale.
Le Gippsland appartient aux régions historiques de production énergétique de Victoria. La fermeture programmée de centrales thermiques oblige l’État à créer de nouvelles activités suffisamment importantes pour maintenir une base industrielle, technique et énergétique dans la région.
Le gouvernement présente explicitement l’éolien offshore comme l’un des moyens de prolonger cette fonction de « powerhouse » énergétique du Gippsland.
Les autorités fédérales estiment que l’ensemble de la zone déclarée possède un potentiel pouvant soutenir jusqu’à 15 000 emplois pendant la construction et 7 500 emplois durables, mais ces chiffres concernent le développement potentiel total de la zone et non les seuls 2 GW de cette première enchère.
La question essentielle sera moins le nombre d’emplois annoncés que leur localisation réelle.
Une turbine offshore assemble une chaîne mondiale : acier, pales, électronique de puissance, câbles, roulements, fondations, navires et logiciels peuvent provenir de plusieurs continents.
Le contenu local exigé dans les offres constitue donc une tentative d’empêcher que Victoria ne finance essentiellement une infrastructure importée dont les retombées locales se limiteraient à la construction et à la maintenance.
Le succès industriel devra être évalué à partir des contrats effectivement attribués : fournisseurs retenus, activités implantées en Australie, formation, apprentissage, emplois permanents et participation des entreprises régionales.
Pour l’Afrique, l’enchère australienne arrive au moment où Pretoria étudie son propre marché
Le calendrier rend la comparaison particulièrement intéressante pour l’Afrique.
Le 10 septembre 2026, soit quelques jours après le lancement de l’enchère victorienne, la Banque mondiale a publié un nouveau Strategic Framework for Offshore Wind Development in South Africa, destiné à aider Pretoria à déterminer les conditions politiques, réglementaires et industrielles nécessaires au développement futur de cette filière.
Le Department of Electricity and Energy sud-africain a présenté publiquement ce cadre lors de l’Africa Green Hydrogen Summit en septembre, en soulignant le potentiel offert par la géographie maritime et la qualité des vents côtiers du pays.
La Banque mondiale avait déjà estimé, dans son étude internationale sur les marchés émergents, que l’Afrique du Sud et le Maroc disposent de ressources techniques significatives en éolien offshore. Ces estimations sont des potentiels techniques calculés principalement à partir de la vitesse du vent et de la profondeur d’eau ; elles ne constituent donc ni des réserves économiques ni des capacités nécessairement réalisables.
L’exemple australien montre précisément tout ce qui sépare ces deux notions.
Disposer de vent ne suffit pas.
Il faut créer un régime maritime, distribuer des droits d’étude, réaliser les évaluations environnementales, définir les règles de coexistence avec la pêche et la navigation, construire un port capable de manipuler des composants géants, renforcer les réseaux électriques puis créer un mécanisme d’achat suffisamment crédible pour attirer des milliards de capitaux privés.
La véritable politique industrielle commence avant la première turbine
Pour les pays africains possédant un potentiel offshore, le principal enseignement de Victoria concerne donc le séquençage.
Un gouvernement qui annonce plusieurs gigawatts sans disposer de port, réseau, procédure d’autorisation ou mécanisme de revenus risque de créer une cible sans projet finançable.
À l’inverse, attendre que chaque infrastructure soit achevée avant de lancer le marché peut également retarder la filière.
Victoria tente de faire progresser simultanément les différents composants : réglementation fédérale, enchère de soutien, transmission, port, formation et chaîne d’approvisionnement.
Cette coordination présente un intérêt évident pour l’Afrique du Sud, qui possède déjà des ports industriels, des capacités sidérurgiques, une industrie éolienne terrestre, des compétences maritimes et une demande électrique importante.
Elle peut également concerner à plus long terme le Maroc, dont le potentiel offshore avait été identifié par la Banque mondiale dans son étude des marchés émergents.
Mais une stratégie africaine devrait poser dès le départ la question de la valeur locale : quelle proportion des fondations, câbles, structures, services d’ingénierie, maintenance et équipements peut être produite régionalement ?
La Banque mondiale souligne d’ailleurs que, pour les marchés émergents, une approche régionale peut être nécessaire afin d’atteindre une taille suffisante pour justifier une véritable chaîne industrielle.
La mer impose également une gouvernance des usages concurrents
L’éolien offshore n’utilise pas un espace vide.
Dans le Gippsland, les développeurs doivent prendre en compte pêche commerciale et récréative, navigation, usages pétroliers et gaziers, défense, environnement marin et droits ou intérêts des Premières Nations.
La déclaration fédérale de la zone exige explicitement certaines consultations avec les titulaires de droits de pêche et plusieurs administrations concernées. Les licences de faisabilité imposent également des plans de gestion encadrant la coexistence avec les autres utilisateurs.
Cet aspect revêt une importance particulière pour les États africains côtiers.
Un parc offshore peut mobiliser de vastes espaces maritimes pendant plusieurs décennies. Dans des économies où la pêche artisanale fournit revenus et alimentation à de nombreuses communautés, la planification maritime doit précéder ou accompagner la politique énergétique.
L’expérience australienne montre que la gouvernance de la filière commence donc bien avant l’installation d’une turbine : elle commence lorsque l’État définit qui peut utiliser la mer, selon quelles règles et avec quelles compensations ou mesures de coexistence.
Le prix des contrats et les projets retenus restent inconnus
Au 17 septembre 2026, l’enchère vient seulement de commencer.
Aucun projet n’a encore obtenu de contrat.
Aucun prix final de soutien n’est connu.
Il n’est pas possible d’établir combien des neuf détenteurs de licences déposeront effectivement une offre répondant à toutes les exigences.
La structure précise du futur ESEM continue également à évoluer au niveau national. Victoria indique que les contrats offshore sont appelés à être intégrés dans ce mécanisme ; cette formulation ne permet pas de considérer tous ses paramètres futurs comme définitivement arrêtés.
Le projet du Port of Hastings n’a pas encore achevé son évaluation environnementale.
Enfin, l’auditeur de Victoria a déjà établi que l’objectif légal de 2 GW en 2032 ne sera vraisemblablement pas respecté.
La portée rigoureuse de l’annonce est donc la suivante : Victoria a ouvert le premier processus australien compétitif de soutien commercial à l’éolien offshore ; elle n’a pas encore attribué les projets ni garanti leur date de mise en service.
2028 sera le premier véritable test du modèle victorien
Si suffisamment de projets compétitifs déposent leurs offres d’ici août 2027, Victoria devrait pouvoir sélectionner en 2028 les premiers bénéficiaires de contrats couvrant environ 2 GW.
Cette attribution permettra de mesurer pour la première fois le coût réel auquel une première génération de grands parcs offshore australiens peut être financée.
Un scénario favorable verrait plusieurs projets atteindre rapidement leur décision finale d’investissement, tandis que le port et la transmission progresseraient suffisamment pour permettre des constructions au début des années 2030.
Un scénario plus lent prolongerait les retards déjà identifiés par le Victorian Auditor-General, notamment si les coûts de financement, le port, les infrastructures de réseau ou les autorisations environnementales deviennent des contraintes majeures.
Dans les deux cas, l’enchère d’août 2026 marque un changement structurel : l’éolien offshore australien cesse progressivement d’être seulement une succession de zones et d’études de faisabilité. Il entre dans la phase où les gouvernements, développeurs, prêteurs et industriels doivent désormais déterminer combien coûte réellement la création d’une filière nationale et qui supportera ses différents risques.
Pour les économies africaines étudiant la même technologie, cette transition constitue probablement la leçon la plus utile.
Une documentation publique robuste distingue ambition et réalisation
Les principales sources institutionnelles mobilisées sont Offshore Wind Energy Victoria, le gouvernement de Victoria, le Department of Climate Change, Energy, the Environment and Water australien, le Victorian Auditor-General’s Office, ainsi que le programme ESMAP de la Banque mondiale pour la comparaison avec les marchés africains.
Elles permettent d’établir l’ouverture de l’enchère, son volume de 2 GW, son calendrier, les neuf licences de faisabilité du Gippsland, les objectifs législatifs et le retard déjà identifié sur la cible de 2032. Elles permettent surtout de distinguer trois étapes différentes : droit d’étudier le site, obtention d’un contrat économique et autorisation finale de construire.