Parc éolien Bretagne Sud
En avons-nous besoin ?
À quel coût complet ?
Avant de demander qui paie, qui garantit et qui bénéficie de l’investissement, deux questions devraient précéder toutes les autres : quel besoin concret ce projet vient-il satisfaire, et quel est son coût complet — financier et non financier ?
1. Ce dont on parle
Le projet Bretagne Sud ne se situe pas dans le golfe du Morbihan au sens géographique strict. Le premier parc, Pennavel, est prévu au large de Groix et de Belle-Île. Il constitue la première tranche d’un ensemble pensé pour environ 750 MW : un premier parc d’environ 250 MW et un second d’environ 500 MW.
2. La France manque-t-elle aujourd’hui d’électricité ?
À court terme, la réponse n’est pas évidente. En 2025, la consommation française d’électricité est restée autour de 451 TWh, tandis que la France a enregistré un solde exportateur d’environ 92,3 TWh. RTE décrit actuellement une situation d’abondance de production, tout en soulignant que cette situation peut changer avec l’accélération de l’électrification.
Le besoin de nouvelles capacités ne découle donc pas aujourd’hui d’une pénurie nationale immédiate. Il découle surtout d’une trajectoire future : électrification des transports, de l’industrie et du chauffage, développement de l’hydrogène et de nouveaux usages électriques.
La vraie question n’est donc pas seulement : « pouvons-nous produire davantage ? », mais : « quelle consommation voulons-nous couvrir, quand, et avec quel niveau de certitude ? »
3. Et la Bretagne ?
La Bretagne reste fortement importatrice d’électricité. Elle consomme de l’ordre de 22 TWh par an et en produit environ 7 TWh. Une production supplémentaire proche de 1 TWh par an augmenterait la production régionale, mais ne rendrait pas la Bretagne autonome.
Même deux parcs totalisant 750 MW, avec un facteur de charge comparable, produiraient de l’ordre de 3 TWh par an. La Bretagne resterait donc intégrée au réseau national et dépendante des échanges avec les autres régions.
4. Combien coûte le premier parc — et qui paie quoi ?
| Élément | Ordre de grandeur | Lecture économique |
|---|---|---|
| Pennavel | ≈ 800 M€ à 1 Md€ | Investissement porté par le consortium privé pour le parc lui-même. |
| Prix de référence | 86,45 €/MWh | Complément de rémunération sur 20 ans ; le mécanisme est bidirectionnel. |
| Raccordement des deux parcs | ≈ 1,6 Md€ | Investissement porté par RTE pour une infrastructure pensée pour environ 750 MW. |
| Aide d’État autorisée | jusqu’à 2,08 Md€ | Plafond d’aide autorisé pour le dispositif, et non chèque automatiquement versé. |
5. Le point central : le partage du risque
Le promoteur privé supporte bien un risque industriel : construction, financement, maintenance, technologie flottante et exploitation. Mais deux risques majeurs sont fortement atténués.
Le sujet n’est donc pas de dire que « tout le risque est public » : ce serait faux. Il est de constater que le risque est réparti entre acteurs publics et privés de manière asymétrique.
6. Le coût non financier : ce que les euros ne mesurent pas
Le coût d’un projet énergétique ne se réduit pas à son investissement initial, à son tarif de soutien ou à son raccordement. Une partie des effets porte sur des biens, des usages et des milieux qui ne disposent pas d’un prix de marché : écosystèmes, paysages, pratiques de pêche, liberté d’usage de la mer, sols, continuités écologiques et possibilités futures.
Le vivant
L’éolien en mer peut exercer différentes pressions sur les milieux : collision ou évitement pour certaines espèces, bruit sous-marin pendant les travaux, modification des habitats, présence des ancrages et des câbles, effets cumulés avec d’autres activités maritimes. Pour l’éolien flottant, plusieurs effets restent encore imparfaitement documentés.
Cela ne permet pas d’affirmer que le parc aura un effet écologique globalement négatif. Cela signifie en revanche qu’une partie de son coût environnemental est incertaine au moment même où l’investissement est engagé. Cette incertitude doit faire partie du coût complet.
Le paysage et le patrimoine maritime
Un horizon n’a pas de prix comptable. Sa transformation constitue néanmoins un choix collectif. Installer un ensemble industriel en mer pendant plusieurs décennies modifie durablement la perception du large depuis les îles et le littoral. Ce coût n’est pas « subjectif » au sens où il serait inexistant : il est simplement difficile à monétiser.
La pêche et les usages de la mer
Les pêcheurs ne supportent pas seulement un éventuel manque à gagner. Ils peuvent aussi supporter des détours, des contraintes de sécurité, des changements de pratiques, une modification de l’accès à certaines zones et une perte de souplesse dans l’usage de l’espace maritime.
La question pertinente n’est donc pas seulement : « seront-ils indemnisés ? » mais : quels usages deviennent plus difficiles, plus coûteux ou impossibles, et pour combien de temps ?
Le coût terrestre invisible depuis la mer
Un parc offshore ne s’arrête pas aux éoliennes. Il suppose un raccordement : câbles sous-marins, atterrage, liaisons terrestres, postes électriques, travaux, servitudes et parfois adaptation de documents d’urbanisme. Une partie du coût écologique et territorial est donc déplacée du large vers la terre.
Le coût d’opportunité et l’irréversibilité
Engager plusieurs milliards d’euros, réserver un espace maritime, dimensionner un raccordement pour 750 MW et mobiliser des infrastructures portuaires produit un autre effet : cela ferme partiellement d’autres futurs possibles.
L’argent public ou régulé, la capacité du réseau, l’espace maritime, les moyens industriels et l’attention politique consacrés à ce choix ne sont plus disponibles de la même manière pour d’autres trajectoires : prolongation et optimisation d’actifs existants, stockage, solaire, sobriété, efficacité, autres implantations, renforcement ciblé du réseau ou technologies futures.
Le coût complet d’un projet n’est pas seulement ce que nous payons. C’est aussi ce que nous transformons, ce que nous rendons plus difficile, les risques que nous introduisons dans le vivant et les options auxquelles nous renonçons.
Les bénéfices non financiers doivent aussi être comptés
Une analyse équilibrée doit inscrire en face les bénéfices possibles : diversification du mix électrique, réduction des combustibles fossiles si la production s’y substitue réellement, apprentissage industriel de l’éolien flottant, renforcement d’une filière maritime et contribution à la décarbonation future.
Le discernement porte donc sur une comparaison : ces bénéfices sont-ils supérieurs aux coûts financiers et non financiers, et existe-t-il une autre manière d’obtenir le même service avec moins d’impacts ?
Du coût complet au bilan complet
Le coût complet ne suffit pas à lui seul. Une analyse rigoureuse doit aussi mettre les bénéfices, les coûts, les risques et les incertitudes dans une même architecture, sans prétendre que tout peut être converti en euros.
Certains effets sont mesurables, d’autres seulement estimables ; certains relèvent d’un jugement collectif, et d’autres demeurent encore inconnus. Une absence de prix n’est pas une valeur nulle.
Lire : Du coût complet au bilan complet →7. Qui reçoit la valeur ?
Pennavel associe aujourd’hui Elicio, BayWa r.e. et Q ENERGY. La valeur économique du parc revient aux actionnaires et à leurs financeurs, sous réserve bien sûr des coûts de construction, de financement, d’exploitation et de fiscalité.
Les bénéfices publics ou territoriaux existent également : recettes fiscales, activité portuaire, travaux, maintenance, emplois et production électrique locale. Mais ils doivent être mesurés avec la même rigueur que les coûts : emplois réellement créés en Bretagne, localisation des fournisseurs, recettes effectivement perçues par les collectivités et durée de ces retombées.
8. La question que le dossier devrait d’abord résoudre
Les deux réponses peuvent être défendables, mais elles ne signifient pas la même chose. Dans le premier cas, le parc répond à un besoin démontré. Dans le second, il constitue un investissement anticipé sur une hypothèse d’électrification future.
RTE envisage effectivement une hausse importante de la consommation française à l’horizon 2035. Mais l’amplitude dépend de la vitesse réelle de l’électrification. C’est précisément cette incertitude qui doit faire partie de l’analyse économique.
9. Sept questions simples avant de décider
Quelle consommation supplémentaire identifiable le projet doit-il couvrir ?
Ce besoin existe-t-il aujourd’hui, en 2030, en 2035 ou plus tard ?
Nucléaire existant, prolongation des actifs, sobriété, solaire, stockage, renforcement du réseau, autres zones offshore : quelles solutions ont été comparées à service rendu équivalent ?
Parc + raccordement + soutien public + adaptation du réseau + coûts éventuels d’équilibrage.
Quels effets sur le vivant, le paysage, la pêche, les usages maritimes, les sols, la réversibilité et les options futures ?
Que se passe-t-il si la demande prévue n’arrive pas, si les coûts augmentent ou si le second parc est retardé ?
Quelle part revient aux producteurs, aux territoires, aux collectivités, aux fournisseurs français et aux usagers ?
10. Ce que l’on peut dire aujourd’hui
Les données disponibles ne permettent pas de conclure que Pennavel serait indispensable à court terme pour éviter une pénurie nationale d’électricité. Elles montrent en revanche que la Bretagne reste structurellement importatrice et que la politique énergétique française anticipe une hausse forte de la consommation électrique dans les prochaines années.
La question déterminante est donc moins « faut-il de l’éolien en mer ? » que : ce projet précis est-il la réponse la plus proportionnée au besoin réel, compte tenu de son coût financier, de son coût non financier, de son calendrier, de ses alternatives et de la manière dont le risque est partagé ?
Avant de socialiser une partie du risque et de garantir une partie des revenus, il devrait être possible de montrer clairement le besoin auquel l’investissement répond.
Sources principales
- RTE — Bilan prévisionnel 2025-2035
- RTE — Bilan électrique 2025 : consommation
- RTE — Futurs énergétiques 2050
- RTE — S3REnR Bretagne
- CRE — Instruction de l’appel d’offres AO5 Bretagne Sud
- Pennavel — Coût annoncé du projet
- Pennavel — Présentation du mécanisme de rémunération
- DREAL Bretagne — Projet Pennavel
- Légifrance — cadre juridique du raccordement des installations en mer
Les montants et projections présentés sont des ordres de grandeur issus des documents publics disponibles. Ils devront être actualisés au fur et à mesure de l’attribution du second parc, de l’évolution du coût du raccordement et des nouvelles projections de consommation de RTE.