Les Philippines mettent à l’épreuve la capacité du réseau et des ports avec leur appel d’offres pour l’éolien en mer

Un appel d’offres de 3 300 MW se heurte aux limites du réseau électrique

Les Philippines ont fixé au 1er décembre 2026 la date indicative de leur premier appel d’offres consacré à l’éolien en mer, après que des préoccupations liées aux infrastructures ont interrompu les projets visant à acquérir 3 300 mégawatts de capacité de production. La vérification des offres et les procédures d’attribution doivent se dérouler du 2 décembre 2026 au 30 juin 2027. La question est désormais de savoir si les ports, les lignes de transport d’électricité et les autorisations pourront permettre à des projets initialement prévus pour fournir de l’électricité entre 2028 et 2030 de voir le jour.

Le ministère de l’Énergie (DOE) a suspendu en juillet 2026 le cinquième appel d’offres pour les énergies vertes, connu sous le nom de GEA-5, afin d’évaluer l’état de préparation du réseau, les installations portuaires, les exigences environnementales, les autorisations et les risques liés à la chaîne d’approvisionnement. L’enjeu ne se limite pas au choix des développeurs : les lauréats doivent pouvoir acheminer l’électricité produite par des éoliennes en mer jusqu’aux clients à terre.

Le cadre initial de l’appel d’offres visait déjà à coordonner ces étapes. Publié en novembre 2025, il reliait les échéances imposées aux développeurs aux préparatifs des pouvoirs publics concernant le réseau de transport et les ports. La suspension qui a suivi montre à quel point cette coordination est devenue complexe, avant même la mise en service des premiers projets.

Pour les ménages et les entreprises, la question concrète est de savoir si la nouvelle capacité de production pourra parvenir là où elle est nécessaire. Un parc éolien peut être prêt à produire de l’électricité alors que les lignes nécessaires à son acheminement ne sont pas encore terminées. Les développeurs doivent aussi prendre des décisions de financement et de construction qui dépendent de dates fiables pour l’accès aux infrastructures partagées.

La ministre de l’Énergie, Sharon S. Garin, a évoqué l’ambition du projet lors de l’annonce du cadre de l’appel d’offres :

« Cet appel d’offres fait passer l’éolien en mer du potentiel à la réalité. Grâce à des règles claires, à des étapes précises et à une planification dédiée des infrastructures, les développeurs peuvent désormais passer des premières études à des projets finançables »,

L’évolution du calendrier de l’appel d’offres

Le DOE a publié l’avis d’appel d’offres et le cahier des charges initial en novembre 2025. Le lancement officiel du GEA-5 a suivi en mars 2026. Il s’agit de deux étapes distinctes d’une procédure d’achat qui devait initialement progresser en 2025 et qui vise désormais des attributions en 2027.

Le calendrier révisé laisse aux organismes publics le temps de concilier les exigences en matière d’infrastructures et de réglementation avant la reprise des enchères. Plusieurs dates sont des objectifs, notamment celle de l’appel d’offres lui-même.

• Novembre 2025 : le DOE a publié l’avis d’appel d’offres initial et le cahier des charges pour 3 300 MW d’éolien en mer.
• Mars 2026 : le GEA-5 a été officiellement lancé.
• Juillet 2026 : la procédure a été suspendue afin d’évaluer les infrastructures, les autorisations, les exigences environnementales et les risques liés à la chaîne d’approvisionnement.
• 24 août 2026 : date cible pour finaliser et signer une circulaire ministérielle établissant le cadre politique de la procédure révisée, dont la publication est prévue début septembre.
• 2 septembre 2026 : fin prévue des travaux de coordination et de validation concernant les ports, l’environnement et l’état de préparation du réseau.
• 2 octobre 2026 : date cible pour l’approbation finale et la publication des conditions complémentaires de l’appel d’offres, après consultation publique.
• 1er décembre 2026 : date indicative de l’appel d’offres.
• Du 2 décembre 2026 au 30 juin 2027 : période prévue pour la validation des offres, les avis d’attribution, l’évaluation des documents et la délivrance des certificats d’attribution.

Le DOE a également annoncé des conditions complémentaires portant sur le calendrier, les documents et le respect des obligations pour les projets utilisant des fondations ancrées au fond marin. Selon le ministère, ces changements préservent les paramètres initiaux de l’appel d’offres tout en améliorant la coordination avec les procédures liées au réseau de transport, à la réglementation et aux infrastructures.

L’annonce de ces conditions complémentaires ne précise aucune date, ce qui ne permet pas de déterminer exactement leur place dans le calendrier révisé de consultation. Les développeurs auront besoin des instructions définitives et de l’autorisation de reprendre la mise en œuvre pour préparer leurs dossiers.

Les projets que les développeurs seraient appelés à construire

Le GEA-5 porte sur une capacité pouvant atteindre 3,3 gigawatts, soit 3 300 MW, avec une période de fourniture de 20 ans. La participation est limitée à l’éolien en mer posé, dont les fondations des éoliennes sont fixées au fond marin, contrairement aux plateformes flottantes.

Cette restriction technologique est importante, car la plus grande partie du potentiel éolien en mer estimé du pays se trouve dans des eaux adaptées aux systèmes flottants. Le premier appel d’offres se concentre sur une part plus réduite de cette ressource, conformément aux conditions d’infrastructure prises en compte dans le cahier des charges initial.

Les paiements au titre du tarif de l’énergie verte doivent commencer lorsqu’un projet est mis en service et enregistré auprès du marché de gros de l’électricité, le Wholesale Electricity Spot Market (WESM). La mise en service est le processus d’essais et d’approbation qui permet à une centrale électrique d’entrer en exploitation. Le WESM est le marché sur lequel l’électricité est échangée.

Le cahier des charges aborde également les garanties de soumission et de bonne exécution, la mise en service anticipée ou tardive, ainsi que les droits d’intervention des prêteurs. Les garanties apportent une couverture financière aux engagements pris pendant la procédure d’enchères et la construction. Les droits d’intervention permettent aux prêteurs d’intervenir par voie contractuelle en cas de difficultés, contribuant ainsi à protéger le financement du projet.

Un vaste potentiel éolien, mais un démarrage plus limité

Les études citées par le DOE et la Banque mondiale évaluent le potentiel technique de l’éolien en mer aux Philippines à environ 178 GW : quelque 18 GW pour les installations posées et 160 GW pour les projets flottants. Le potentiel technique correspond à la ressource que les technologies pourraient exploiter dans des conditions données ; pour qu’un projet soit commercialement viable, il faut aussi que sa construction, son financement, ses autorisations et son raccordement aux clients soient abordables.

L’appel d’offres proposé de 3,3 GW représente environ 18 % des 18 GW estimés pour l’éolien posé. L’éolien flottant compte pour près de 90 % du potentiel total estimé à 178 GW. Ces chiffres montrent qu’un premier appel d’offres réussi constituerait une avancée importante, tout en ne couvrant qu’une partie des perspectives à plus long terme du pays.

Le nord de Luçon offre certaines des perspectives les plus prometteuses. Parmi les autres zones envisagées pour le développement figurent Batangas, le détroit de Mindoro, Guimaras, le nord de Cebu, le nord de Samar, Surigao et le golfe de Davao.

Le Global Wind Energy Council estime que le portefeuille de projets en phase initiale atteint 67 GW. La capacité en service pourrait s’élever à environ 8,5 GW d’ici 2034 et jusqu’à 50 GW au milieu du siècle. Pour transformer ce portefeuille en parcs éoliens opérationnels, il faut prendre des décisions successives concernant les sites, les clients, les infrastructures et le financement.

Les objectifs énergétiques nationaux rendent la tâche urgente. Les énergies renouvelables représentent environ un quart de la production d’électricité, tandis que le gouvernement vise 35 % d’ici 2030 et 50 % d’ici 2040. Des projets éoliens en mer fournissant de l’électricité pendant la période initialement prévue, entre 2028 et 2030, contribueraient à atteindre le premier de ces objectifs.

Pourquoi la proximité d’un poste électrique ne suffit pas

La National Grid Corporation of the Philippines (NGCP) exploite les réseaux de transport d’électricité de Luçon, des Visayas et de Mindanao. Ils comprennent au total plus de 21 000 kilomètres de circuits de lignes de transport, environ 20 000 pylônes et quelque 140 postes électriques.

Luçon représente près des trois quarts de la demande nationale d’électricité, contre environ 14 % pour les Visayas. Le réseau à la tension la plus élevée, soit 500 kilovolts, est concentré à Luçon, tandis que les infrastructures de 230 kilovolts continuent de se développer dans les Visayas et à Mindanao.

Un développeur qui choisit un site côtier doit savoir quelle quantité d’électricité supplémentaire le réseau environnant peut acheminer. Un poste proche peut disposer d’un point de raccordement libre alors qu’un transformateur ou une ligne de transport plus loin sur le parcours est déjà fortement chargé.

Les ingénieurs doivent aussi étudier la stabilité de la tension et la réaction du réseau en cas de défaillance d’un équipement. La puissance réactive contribue à maintenir la tension, tandis que la robustesse du réseau désigne sa capacité à assurer la stabilité des conditions électriques. Ces deux facteurs influent sur les équipements et les systèmes de contrôle dont un grand parc éolien peut avoir besoin.

Plusieurs projets se raccordant dans une même région doivent être évalués ensemble. Leur production combinée pourrait surcharger un axe que le raccordement d’un seul projet ne mettrait pas en difficulté. Les études du réseau prennent aussi en compte les pannes plausibles, comme la perte d’une ligne majeure, d’un transformateur ou d’une unité de production, afin que l’électricité continue de circuler en cas d’indisponibilité d’un équipement.

Les ports font partie du calendrier de production d’électricité

Le port de Pambujan, dans la province de Camarines Norte, et celui de Santa Clara, à Batangas, ont été retenus comme ports d’installation pour l’appel d’offres. Les éoliennes en mer nécessitent des installations capables de manutentionner de grands composants, d’assembler les équipements et d’accueillir les navires utilisés pour l’installation.

Garin a averti que le nombre limité de ports actuellement disponibles pour l’éolien en mer nécessiterait des travaux d’agrandissement coûteux. Des installations à Mindoro, Panay et Batangas sont également à l’étude en vue d’être réaffectées au service de la filière.

Lors d’une conférence de l’Alliance Net Zero Carbon, la ministre de l’Énergie a décrit le coût de l’augmentation de ces capacités :

« Nous aurons besoin d’autres ports à l’avenir, et cela aura donc un coût. La transition est coûteuse. Elle n’est pas gratuite »,

Le cahier des charges prévoit des règles d’accès aux ports, des procédures de réservation et des pénalités en cas de retard, ainsi que des indications destinées aux développeurs qui envisagent des installations privées. Ces dispositions sont importantes lorsque plusieurs projets ont besoin des mêmes espaces d’installation ou du même accès aux navires pendant des périodes de construction qui se chevauchent.

La coordination du DOE associe la NGCP, la National Transmission Corporation, la Philippine Ports Authority et d’autres organismes. Leurs travaux portent sur les études des installations, les accords de raccordement et la programmation des ports. Un retard dans l’une de ces activités peut entraîner des changements ailleurs, notamment dans les dates de livraison des éoliennes et les contrats de construction.

Le financement dépend d’un calendrier de construction réaliste

Les investissements dans le transport d’électricité à l’étude pourraient dépasser 1 000 milliards de pesos philippins au cours de la prochaine décennie. Les projets comprennent de nouvelles infrastructures de 500 et 230 kilovolts, des liaisons renforcées entre les îles, la numérisation du réseau et l’intégration du stockage.

L’accès aux terrains et l’obtention des autorisations peuvent prendre plus de temps que les travaux eux-mêmes. Les investisseurs ont donc besoin de dates crédibles pour les tracés, les autorisations et les équipements de raccordement, ainsi que des financements nécessaires à leur construction.

Un contrat d’approvisionnement de 20 ans donne au développeur une base pour estimer ses revenus. La décision de financement dépend aussi de la disponibilité du port, du raccordement au réseau et des autorisations environnementales au moment où le parc éolien doit commencer à générer ces revenus.

Le Global Wind Energy Council a proposé plusieurs moyens de partager les risques liés aux investissements : des tarifs indexés sur l’inflation, des mesures publiques pour réduire l’incertitude politique et réglementaire, et des financements concessionnels accordés par des banques de développement. Chacun de ces mécanismes répond à une partie différente des coûts du projet ou de l’incertitude sur les revenus.

Le DOE a expliqué dans un communiqué les raisons de la révision de la procédure d’appel d’offres :

« Cette révision vise à garantir une procédure d’appel d’offres plus transparente, ordonnée et prête à être mise en œuvre »,

L’enjeu central est de traduire cet objectif en étapes que les développeurs, les prêteurs et les organismes chargés des infrastructures puissent intégrer dans leurs contrats et leurs calendriers de construction.

Les centres de données posent le même problème de planification du côté de la demande

Les centres de données peuvent concentrer des centaines de mégawatts de demande d’électricité sur un seul site. Leurs serveurs et leurs bâtiments peuvent souvent être livrés plus rapidement que les infrastructures de transport nécessaires à leur approvisionnement fiable.

L’éolien en mer apporte de grandes quantités d’électricité à certains endroits du littoral. Les centres de données concentrent une demande importante dans certains pôles d’activité. Leur planification conjointe nécessite de tenir compte des trajets de l’électricité et du calendrier de chaque projet.

Un contrat d’achat d’électricité renouvelable peut contribuer au financement d’un parc éolien et soutenir les objectifs de réduction des émissions d’une entreprise. Pour approvisionner une installation heure après heure, il faut aussi une capacité de transport suffisante, des ressources permettant d’équilibrer les variations de la production éolienne, ainsi que des solutions locales de raccordement et de secours.

La comptabilité annuelle et la fourniture continue d’électricité répondent à des objectifs différents. Une installation peut acheter sur l’année autant d’électricité renouvelable qu’elle en consomme, tout en dépendant d’autres producteurs pendant les heures où le parc éolien auquel elle a souscrit produit moins.

Les zones économiques spéciales de Luçon offrent un cadre propice à la coordination de l’utilisation des terres, des autorisations, des infrastructures numériques et de la planification de l’électricité. Implanter les nouvelles activités industrielles là où le réseau peut les alimenter pourrait réduire la pression dans les zones congestionnées. Pour les développeurs, vérifier la disponibilité de l’électricité avant l’achat d’un terrain ferait de l’accès au réseau un critère du choix du site dès le départ.

Les exportations régionales restent une ambition à plus long terme

Garin a déclaré que l’éolien en mer pourrait à terme permettre d’exporter les excédents d’électricité et attirer des entreprises fabriquant des composants aux Philippines. Elle a également indiqué que le pays n’était pas encore prêt à exporter de l’électricité éolienne en mer, et que des travaux restaient nécessaires sur les infrastructures nationales et les politiques publiques.

Le DOE a reçu des propositions d’exportation, notamment de Singapour. Garin a souligné que des lois et des politiques seraient nécessaires, ainsi que la résolution de difficultés géopolitiques, avant que ces propositions puissent avancer.

Le réseau électrique de l’ASEAN vise à développer les échanges d’électricité entre les pays et à relier les ressources renouvelables à des centres de consommation éloignés. Un exemple existe déjà : le projet d’intégration électrique Laos-Thaïlande-Malaisie-Singapour, lancé en 2022, a permis à Singapour d’importer environ 100 MW d’hydroélectricité du Laos en passant par la Thaïlande et la Malaisie.

Pour les Philippines, les décisions immédiates concernent l’approvisionnement intérieur : finaliser les règles de l’appel d’offres, préparer les ports et définir les modalités de raccordement des nouveaux parcs éoliens au réseau. Les projets d’exportation imposeraient des exigences supplémentaires en matière de liaisons internationales et d’accords commerciaux.

Garin a résumé les préparatifs nécessaires dans le pays lorsqu’elle a évoqué les ambitions philippines dans l’éolien en mer :

« Nous devons aussi nous assurer que le réseau, les infrastructures, les ports et les communautés sont prêts »,

Points clés

• Le GEA-5 vise une capacité allant jusqu’à 3 300 MW d’éolien en mer posé, initialement prévue pour être mise en service entre 2028 et 2030.
• La date indicative de l’appel d’offres est le 1er décembre 2026 ; la validation des offres et les procédures d’attribution doivent se poursuivre jusqu’au 30 juin 2027.
• La suspension de juillet 2026 a permis d’évaluer l’état de préparation du réseau, les ports, les autorisations, les exigences environnementales et les risques liés à la chaîne d’approvisionnement.
• Pambujan et Santa Clara ont été désignés comme ports d’installation, et d’autres installations sont à l’étude.
• Le potentiel technique de l’éolien en mer aux Philippines est estimé à 178 GW, dont 18 GW adaptés aux technologies posées.
• La capacité de transport et la coordination des calendriers de construction détermineront la rapidité avec laquelle les appels d’offres attribués se traduiront par de l’électricité livrée aux clients.