La France a lancé le plus grand appel d'offres de son histoire pour l'éolien en mer. Le dixième appel d'offres, dit AO10, dont la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a publié le cahier des charges le 12 juin 2026, porte sur une capacité cumulée d'environ 10 gigawatts, répartie à parts égales entre éolien posé et éolien flottant. Il couvre onze projets sur quatre façades maritimes, avec un prix moyen cible de 100 euros le mégawattheure sur vingt-cinq ans. La désignation des lauréats est attendue en février 2027.
L'appel d'offres se distingue par l'introduction de critères de préférence européenne, destinés à favoriser l'industrie du continent face à la concurrence asiatique. Les parcs retenus devraient être mis en service entre 2035 et 2040.
Un appel d'offres hors norme
L'AO10 fusionne deux procédures, l'AO9, lancé précédemment, et l'AO10 proprement dit. Ce regroupement crée un appel d'offres d'une ampleur inédite en France.
| Caractéristique | AO10 |
|---|---|
| Capacité totale | Environ 10 GW |
| Éolien posé | Environ 5 GW |
| Éolien flottant | Environ 5 GW |
| Nombre de projets | 11 |
| Façades | Normandie, Bretagne, Sud-Atlantique, Méditerranée |
| Prix moyen pondéré cible | 100 euros/MWh sur 25 ans |
| Désignation des lauréats | Février 2027 |
| Mises en service | 2035 à 2040 |
Parmi les projets figurent notamment des zones au large d'Oléron, plusieurs tranches au large de Fécamp et une zone au nord-ouest de la Bretagne.
À titre de comparaison, les parcs éoliens en mer actuellement en service en France totalisent quelques gigawatts. L'AO10 représente donc à lui seul plusieurs fois la capacité installée aujourd'hui.
Le calendrier
| Étape | Date |
|---|---|
| Publication du cahier des charges par la CRE | 12 juin 2026 |
| Dépôt des offres | Quatre mois après le lancement |
| Analyse des offres par la CRE | Fin 2026, début 2027 |
| Désignation des lauréats par le gouvernement | Février 2027 |
| Mises en service | 2035 à 2040 |
La ministre déléguée chargée de l'Énergie, Maud Bregeon, doit désigner les lauréats sur la base de l'analyse de la CRE.
La préférence européenne
Le cahier des charges intègre, pour la première fois à cette échelle, des critères favorisant les entreprises et les composants européens. Ce choix s'inscrit dans le cadre du règlement européen pour une industrie à zéro émission nette (Net Zero Industry Act), qui autorise les États membres à intégrer des critères de résilience et de durabilité dans leurs appels d'offres d'énergies renouvelables.
L'objectif est de soutenir la chaîne de valeur européenne de l'éolien en mer : fabricants de turbines, de câbles, de fondations, chantiers navals et ports. Face à des concurrents asiatiques souvent moins chers, les industriels européens réclamaient ces critères depuis plusieurs années.
La préférence européenne a un coût potentiel : en limitant la concurrence, elle peut renchérir les projets. C'est l'un des arbitrages au cœur de l'appel d'offres.
Le prix cible de 100 euros le mégawattheure
Le cahier des charges fixe un prix moyen pondéré cible de 100 euros le mégawattheure, garanti sur vingt-cinq ans par un mécanisme de complément de rémunération. Lorsque les prix de marché sont inférieurs, l'État verse la différence ; lorsqu'ils sont supérieurs, le producteur reverse l'excédent.
Dans son avis, la CRE a jugé ce niveau atteignable pour l'éolien posé, mais estime que l'éolien flottant, technologie encore jeune, se situe nettement au-dessus, au-delà de 200 euros le mégawattheure selon les estimations disponibles. Le prix moyen pondéré permet de combiner des projets posés moins chers et des projets flottants plus coûteux.
Dans le contexte de 2026, où les prix de gros de l'électricité pour 2027 dépassent 100 euros le mégawattheure, un prix garanti de cet ordre apparaît moins élevé qu'il y a quelques années. Mais il s'agit d'un engagement sur vingt-cinq ans, sur des prix futurs incertains.
Posé ou flottant : deux technologies
L'éolien posé
Les éoliennes posées reposent sur des fondations fixées au fond marin. Elles sont adaptées aux profondeurs modérées, généralement inférieures à cinquante ou soixante mètres. C'est une technologie mature, déployée à grande échelle en mer du Nord.
L'éolien flottant
Les éoliennes flottantes reposent sur des flotteurs ancrés au fond par des lignes d'ancrage. Elles permettent d'exploiter des zones plus profondes et plus éloignées des côtes, où le vent est souvent plus fort et plus régulier. La technologie est encore en phase de déploiement industriel, avec des coûts plus élevés. La France, qui dispose de façades profondes en Méditerranée et en Bretagne, mise sur cette technologie pour devenir l'un de ses leaders.
La place de l'éolien en mer dans la PPE3
La programmation pluriannuelle de l'énergie, publiée par décret le 13 février 2026, fixe des objectifs de développement de l'éolien en mer à l'horizon 2035. Selon les sources, la cible se situe autour de 15 à 18 gigawatts installés en 2035. L'AO10 est indispensable pour s'en approcher, compte tenu des délais de développement des projets.
L'éolien en mer présente un intérêt particulier pour le système électrique : sa production est plus régulière que celle de l'éolien terrestre et du solaire, et elle est souvent plus élevée en hiver, quand la consommation est maximale. Il complète ainsi le nucléaire et le solaire. Notre article sur les installations hybrides solaire et éolien aborde ces complémentarités.
Les défis
Le raccordement
Chaque parc doit être raccordé au réseau terrestre par RTE, via des postes électriques en mer et des câbles sous-marins. Ces infrastructures représentent une part importante du coût total et nécessitent des années de travaux.
L'acceptabilité
Les projets d'éolien en mer suscitent des débats locaux, notamment avec les pêcheurs, les associations de protection de l'environnement et certains riverains attachés aux paysages littoraux. Les débats publics organisés en amont visent à identifier les zones les moins conflictuelles.
La chaîne industrielle
L'industrie européenne de l'éolien en mer connaît des tensions : hausse des coûts des matériaux, difficultés financières de certains fabricants, capacités portuaires limitées. La préférence européenne doit soutenir cette filière, mais elle suppose qu'elle puisse livrer à temps.
Le financement
Les projets nécessitent des investissements de plusieurs milliards d'euros chacun. Le niveau des taux d'intérêt pèse fortement sur leur rentabilité.
Un enjeu industriel pour les territoires
Les façades concernées attendent des retombées économiques importantes : usines d'assemblage, ports de maintenance, emplois locaux. Les ports de Saint-Nazaire, du Havre, de Cherbourg ou de Port-La Nouvelle se positionnent déjà sur cette filière. La préférence européenne pourrait renforcer l'ancrage industriel de ces investissements.
Au-delà de l'éolien en mer
Le développement de l'éolien prend aussi d'autres formes, plus modestes, comme les petites éoliennes en milieu urbain, dont nous avions examiné le potentiel dans notre article sur l'éolien urbain. Leur contribution au système électrique reste sans commune mesure avec celle des grands parcs en mer.
Ce que 10 gigawatts représentent
Pour mesurer l'ampleur de l'appel d'offres, il faut traduire la puissance en production. Un parc éolien en mer fonctionne en moyenne à environ 40 % de sa puissance maximale sur l'année, un taux nettement supérieur à celui de l'éolien terrestre ou du solaire, grâce à des vents plus forts et plus réguliers au large.
| Paramètre | Ordre de grandeur |
|---|---|
| Puissance totale de l'AO10 | Environ 10 GW |
| Facteur de charge moyen de l'éolien en mer | Environ 40 % |
| Production annuelle estimée | Environ 35 TWh |
| Part de la consommation française actuelle | Environ 8 % |
Ces estimations, établies par la rédaction à partir d'un facteur de charge moyen, montrent que l'AO10 pourrait, une fois tous les parcs en service, produire l'équivalent de plusieurs réacteurs nucléaires. C'est l'un des leviers majeurs de la PPE3 pour répondre à la hausse attendue de la consommation d'électricité liée à l'électrification des usages.
Les parcs déjà en service et en construction
La France a longtemps accusé un retard dans l'éolien en mer par rapport à ses voisins du nord de l'Europe, en raison de procédures longues et de nombreux recours. Les premiers parcs commerciaux ont été mis en service à partir de 2022, au large de Saint-Nazaire, puis de Fécamp et de Saint-Brieuc. D'autres parcs, attribués lors des précédents appels d'offres, sont en construction ou en développement sur les différentes façades.
Ce retard initial explique en partie l'ampleur de l'AO10 : il s'agit de rattraper le rythme de déploiement nécessaire pour atteindre les objectifs de 2035, en tirant les leçons des premiers projets, notamment sur la planification des zones et la réduction des délais de recours.
Le rôle de la planification maritime
Les zones retenues pour l'AO10 sont issues d'un exercice de planification par façade maritime, mené avec un débat public qui a associé pêcheurs, collectivités, associations environnementales et industriels. Cette planification vise à identifier en amont les zones les plus compatibles avec les autres usages de la mer et la protection de la biodiversité, afin de limiter les contentieux qui avaient retardé les premiers parcs.
Elle fixe aussi une vision de long terme, au-delà de l'AO10, avec des zones prioritaires pour les appels d'offres suivants. La visibilité donnée aux industriels doit leur permettre d'investir dans des capacités de production en France et en Europe.
Le contexte des prix de l'énergie
L'appel d'offres se déroule dans une période de prix de l'électricité très élevés sur les marchés à terme, sous l'effet de la crise au Moyen-Orient. Ce contexte joue en faveur des renouvelables à prix garanti : un parc rémunéré 100 euros le mégawattheure apparaît compétitif face à des prix de marché qui dépassent ce niveau pour 2027. Mais l'engagement porte sur vingt-cinq ans, durant lesquels les prix de marché pourraient redescendre, auquel cas l'État financerait la différence. Les candidats, de leur côté, doivent intégrer dans leurs offres des coûts industriels et financiers eux-mêmes en hausse.
Ce qu'il faut surveiller
La désignation des lauréats en février 2027 permettra de connaître les prix réellement proposés, la répartition entre consortiums et l'effet concret de la préférence européenne sur le choix des fournisseurs de turbines et de fondations. Le nombre de projets flottants retenus, et leur prix, sera un indicateur clé de la maturité de cette technologie en France.
Questions fréquentes
Qu'est-ce que l'AO10 ?
Le dixième appel d'offres français pour l'éolien en mer, qui porte sur environ 10 gigawatts, répartis entre éolien posé et flottant.
Quand les lauréats seront-ils connus ?
En février 2027, après l'analyse des offres par la CRE.
Quel est le prix visé ?
Un prix moyen pondéré cible de 100 euros le mégawattheure, garanti sur vingt-cinq ans.
Où seront installés les parcs ?
Sur quatre façades : Normandie, Bretagne, Sud-Atlantique et Méditerranée, dans le cadre de onze projets.
Qu'est-ce que la préférence européenne ?
Des critères favorisant les entreprises et composants européens, autorisés par le règlement européen pour une industrie à zéro émission nette.
Quand les éoliennes produiront-elles ?
Les mises en service sont prévues entre 2035 et 2040.
Pourquoi l'éolien flottant est-il plus cher ?
Parce que la technologie est plus récente, les installations plus complexes et les zones plus éloignées des côtes. La CRE estime son coût au-delà de 200 euros le mégawattheure.
