Le 2 avril 2026, les ministres délégués à l’Énergie ont lancé depuis la Vendée les premiers appels d’offres de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie 2026-2035 (PPE3) : 10 GW d’éolien offshore, 800 MW d’éolien terrestre en repowering prioritaire et 1,2 GW de solaire photovoltaïque. Un signal fort après des mois d’attente, accompagné d’un nouveau critère de résilience visant à réduire la dépendance aux composants chinois. Analyse d’un tournant industriel autant qu’énergétique.
Une annonce attendue depuis la publication de la PPE3
La Programmation Pluriannuelle de l’Énergie 2026-2035, publiée par décret le 13 février 2026, fixe des trajectoires ambitieuses : 15 GW d’éolien offshore en 2035 (contre 2 GW installés aujourd’hui), 35 à 40 GW d’éolien terrestre et 55 à 80 GW de solaire photovoltaïque. Pour tenir ces objectifs, les appels d’offres devaient être lancés avant l’été 2026 afin de maintenir la continuité des projets en développement. C’est désormais chose faite.
Le déplacement en Vendée n’était pas anodin : la région accueille le parc des îles d’Yeu-Noirmoutier, première installation éolienne offshore française à être entrée en service commercial. C’est depuis ce symbole industriel que l’annonce a été faite, envoyant un message clair sur la continuité de la filière. La France ne dispose encore que de 2 GW d’éolien offshore installés, loin de l’objectif 2035 qui requiert un rythme d’attribution de 1,3 GW par an.
Éolien offshore : 10 GW dont 5 GW de flottant, un pari industriel
L’appel d’offres offshore — résultat de la fusion des tranches AO9 et AO10 — porte sur 10 GW répartis en deux parts égales : 5 GW d’éolien posé (fond fixe) et 5 GW d’éolien flottant. Les zones ciblées couvrent sept façades maritimes : Fécamp-Grand-Large (environ 4 GW), Bretagne Nord-Ouest et Sud (1,7 GW), Méditerranée (3,2 GW) et le secteur d’Oléron (1,2 GW). Le tarif cible d’attribution est fixé sous les 100 €/MWh, avec une désignation des lauréats prévue fin 2026 ou début 2027.
Les retombées économiques projetées atteignent 37 milliards d’euros sur la durée de vie des installations, avec 1 500 emplois directs dans la filière et jusqu’à 120 000 emplois totaux à horizon 2035, selon les projections sectorielles. Le volet flottant représente le pari industriel de cette tranche : la technologie commerciale à grande échelle n’existe pas encore (aucun parc > 50 MW n’est opérationnel dans le monde en 2026), et attribuer 5 GW vise à déclencher des investissements dans les usines de câbles, de flotteurs et de connecteurs sous-marins nécessaires à la filière européenne.
Nouveauté structurante : l’introduction de critères de résilience d’approvisionnement favorisant les chaînes de valeur européennes, dans l’esprit du règlement NZIA (Net-Zero Industry Act). Les candidats devront démontrer une diversification de leurs sources de composants critiques. Cette exigence traduit une priorité industrielle claire : éviter pour l’offshore la même dépendance à la Chine que le solaire terrestre.
Éolien terrestre : 800 MW en mai, le repowering comme stratégie
Sur le terrestre, l’appel d’offres de 800 MW prévu en mai 2026 impose une condition d’éligibilité forte : seuls les projets disposant déjà d’une autorisation environnementale peuvent candidater. La priorité est donnée au repowering — le renouvellement de parcs existants avec des machines de plus forte puissance unitaire. Cette orientation n’est pas neutre : la circulaire du 26 mars 2026 a simplifié les procédures de renouvellement pour 2 522 parcs, dont les autorisations peuvent être renouvelées sur les emprises existantes sans rouvrir les conflits d’usage des territoires.
La PPE3 fixe l’objectif à 31 GW installés en 2030 et 35 à 40 GW en 2035. Le parc actuel dépasse 23 GW — l’enjeu n’est pas tant d’installer massivement de nouvelles turbines que d’augmenter la puissance délivrée par les emprises autorisées. Une turbine de 7-8 MW peut remplacer deux ou trois machines de 2-3 MW, sur la même emprise, en produisant davantage et en réduisant les nuisances visuelles grâce à un nombre moindre de mâts.
Photovoltaïque : 1,2 GW en juillet et un critère anti-dépendance Chine
Deux fenêtres d’appels d’offres PV sont prévues pour juillet 2026 : 288 MWc sur bâtiments et ombrières (100-500 kWc) et 925 MWc au sol (> 500 kWc), soit un total de 1,2 GWc. La PPE3 prévoit un rythme annuel de 2,9 GWc/an pour atteindre 48 GW installés en 2030. Un appel d’offres « toutes technologies » PV complémentaire est prévu à l’automne 2026.
Comme pour l’éolien offshore, un critère de résilience d’approvisionnement est introduit pour le PV. En 2026, plus de 90 % des modules installés en France sont fabriqués en Chine. En conditionnant l’éligibilité à la diversification des sources, le gouvernement crée un signal de prix en faveur des modules produits en Europe ou aux États-Unis — avec un coût d’opportunité direct pour les porteurs de projets qui devront justifier leur chaîne d’approvisionnement. C’est l’alignement entre politique industrielle et politique énergétique que la filière attendait depuis la publication officielle de la PPE3.
Ce que ça change pour les collectivités et les acteurs locaux
Le calendrier accéléré des appels d’offres 2026 ouvre une fenêtre opérationnelle étroite pour les collectivités et les développeurs de projets locaux. Les communes qui hébergent des parcs éoliens éligibles au repowering devront se positionner rapidement sur les conditions de renouvellement des baux et des contrats de participation aux retombées locales. Dans un contexte de crise gazière mondiale, la capacité à livrer des capacités renouvelables rapidement est devenue un enjeu de compétitivité économique nationale.
Pour les particuliers et entreprises qui souhaitent s’inscrire dans cette dynamique, les solutions d’autoconsommation solaire restent la voie la plus directe, indépendamment des appels d’offres nationaux. Le marché de l’autoconsommation de moins de 100 kWc ne passe pas par ces mécanismes d’enchères : il est directement financé par les tarifs de rachat du surplus publiés chaque trimestre par la CRE.
Calendrier récapitulatif des appels d’offres PPE3
| Filière | Volume | Date AO | Critère spécifique |
|---|---|---|---|
| Éolien offshore (posé + flottant) | 10 GW | Désignation fin 2026 | Résilience approvisionnement |
| Éolien terrestre (repowering) | 800 MW | Mai 2026 | Autorisation préalable exigée |
| PV bâtiments/ombrières | 288 MWc | Juillet 2026 | Résilience approvisionnement |
| PV au sol | 925 MWc | Juillet 2026 | Résilience approvisionnement |
| AO « toutes technologies » PV | À définir | Automne 2026 | En cours de préparation |
Au-delà de l’éolien et du solaire, la PPE3 fixe aussi des objectifs précis pour les petits réacteurs modulaires (SMR) : un premier béton avant les années 2030. Newcleo, Nuward (EDF) et Jimmy forment désormais un programme SMR français concret, avec des débats publics lancés et des demandes d’autorisation en cours d’instruction.
→ À lire aussi : Baromètre ENR 2025 : 86 GW installés, le solaire dépasse l’hydraulique et la trajectoire 2030 en question
Qu’est-ce que le repowering éolien et pourquoi est-il prioritaire dans la PPE3 ?
Le repowering consiste à remplacer des turbines vieillissantes par des machines plus puissantes sur les mêmes emprises déjà autorisées. Une nouvelle turbine de 7-8 MW peut remplacer deux à trois machines de 2-3 MW sur la même surface, en produisant davantage et en réduisant le nombre de mâts. L’avantage majeur est d’éviter de rouvrir des procédures d’autorisation environnementale longues (5 à 8 ans) tout en augmentant significativement la capacité de production.
Qu’est-ce que l’éolien flottant et où en est la France ?
L’éolien flottant est une technologie qui permet d’installer des turbines sur des structures flottantes, dans des zones de mer trop profondes pour les fondations fixes (plus de 60 mètres). La France dispose de démonstrateurs pilotes (projets EolMed, EFGL), mais aucun parc commercial de grande taille n’est encore opérationnel dans le monde. L’attribution de 5 GW dans la PPE3 vise à créer un signal de volume suffisant pour déclencher les investissements industriels nécessaires à la commercialisation de la technologie.
Comment fonctionne le critère de résilience pour les modules solaires dans la PPE3 ?
Les candidats aux appels d’offres PV devront démontrer une diversification de leur chaîne d’approvisionnement en composants critiques (cellules, modules). En pratique, cela favorise les modules fabriqués dans l’Union européenne ou dans des pays tiers non soumis aux risques de dépendance géopolitique. Ce critère, inspiré du règlement NZIA européen, augmente le coût de conformité pour les projets utilisant exclusivement des modules chinois et crée un avantage relatif pour les producteurs européens.
Pour un panorama détaillé de l’ensemble des parcs offshore français — opérationnels et en construction — avec leur calendrier précis de mise en service, voir notre carte des projets éoliens offshore en France en 2026.
