Le 2 avril 2026, le gouvernement a officiellement lancé le plus vaste appel d’offres jamais ouvert en France pour l’éolien dans cet article en mer. Baptisé AO10, ce méga-tour fusionne les capacités encore disponibles des appels d’offres précédents et porte sur 10 gigawatts (GW) de capacité, répartis à parité entre fondations posées et flottantes. Premier acte concret de la PPE3 publiée en février 2026, l’opération vise un tarif d’attribution moyen inférieur à 100 €/MWh.
10 GW à attribuer : cinq fois le parc raccordé en avril 2026
Le communiqué officiel publié sur economie.gouv.fr détaille les contours de cet appel d’offres dont la dimension dépasse tout ce qui a été tenté en Europe sur la technologie flottante. Sur les 10 GW mis en concurrence, 5 GW concernent des fondations posées en eaux peu profondes et 5 GW des éoliennes flottantes ancrées au-delà de 50 mètres de profondeur. La France devient ainsi, en une seule décision, le pays au plus gros volume jamais lancé sur le flottant.
L’ampleur de l’engagement se mesure à l’aune du parc en exploitation. À fin avril 2026, la France comptabilise environ 1,97 GW d’éolien offshore raccordé, soit quatre parcs commerciaux dont la mise en service s’est étalée entre 2022 et 2026 : Saint-Nazaire (480 MW), Saint-Brieuc (496 MW), Fécamp (497 MW) et Yeu-Noirmoutier (496 MW). Trois autres parcs sont en construction ou en pré-mise en service (Dieppe-Le Tréport, Courseulles-sur-Mer, Dunkerque) et porteront le parc à environ 4 GW raccordés vers 2028-2029. L’AO10 vient donc multiplier par cinq la capacité installée à fin 2025.
Production effective de l’éolien offshore en 2025 : environ 4 TWh, en hausse de plus de 40 % sur un an grâce à la montée en puissance de Yeu-Noirmoutier. La filière éolienne dans son ensemble (terrestre et marin) a fourni 49,6 TWh sur l’année, soit 9,1 % de la production électrique nationale selon les données publiées par RTE.
Sept zones côtières réparties sur trois façades maritimes
La cartographie des zones d’attribution s’appuie sur la décision d’État du 17 octobre 2024, prise à l’issue du débat public « la mer en débat » mené par la Commission nationale du débat public. Onze lots couvrent sept zones identifiées comme prioritaires sur les trois façades maritimes : Manche, Atlantique et Méditerranée.
| Façade | Zone | Technologie | Capacité indicative |
|---|---|---|---|
| Manche – Mer du Nord | Fécamp – Grand-Large | Posé | ~2 GW |
| Atlantique Nord-Ouest | Bretagne Nord-Ouest | Flottant | ~2 GW |
| Atlantique | Bretagne Sud | Flottant | ~1 GW |
| Atlantique Sud | Oléron | Flottant | ~1,2 GW |
| Méditerranée | Narbonnaise – Sud Hérault | Flottant | ~1 GW |
| Méditerranée | Golfe du Lion Centre | Flottant | ~1,5 GW |
| Méditerranée | Golfe de Fos | Flottant | ~1,3 GW |
La cartographie des lots s’inscrit dans la planification spatiale issue des Documents stratégiques de façade (DSF) et tient compte de la coexistence avec les autres usages maritimes : pêche, fret, tourisme, biodiversité Natura 2000. Aucune nouvelle phase de débat public zone par zone n’est prévue, conformément à la mutualisation permise par la loi APER du 10 mars 2023. Une concertation post-attribution dite « Fontaine » reste obligatoire sur chaque projet retenu.
Trajectoire PPE3 : 18 GW raccordés en 2037, 45 GW à 2050
L’AO10 ne s’apprécie qu’à la lumière de la PPE3 (décret n°2026-76 du 12 février 2026). La feuille de route fixe une montée en puissance précise pour l’éolien marin :
- 3,6 GW raccordés en 2030 (parcs déjà attribués + Dunkerque + Sud-Bretagne) ;
- 15 GW raccordés en 2035, jalon intermédiaire ;
- 18 GW raccordés en 2037, cible du « pacte éolien en mer » signé en 2022 ;
- 26 GW en 2040 ;
- 45 GW à 2050, soit la moitié du potentiel théorique français.
Au-delà de l’éolien marin, le 2 avril 2026 a aussi marqué le lancement par les ministres de l’Énergie de deux autres appels d’offres ENR de cadrage PPE3 : 800 MW d’éolien terrestre (priorité au repowering, deux tranches en mai et septembre 2026) et 1 213 MWc de solaire photovoltaïque au sol et toiture (deux tranches en juillet 2026). Ces volumes complètent le calendrier de relance acté par le décret n°2026-302 qui a réduit à 10 mois le délai de jugement des recours contre les projets ENR.
Une filière industrielle qui doit doubler en dix ans
L’AO10 est aussi un test pour la filière industrielle française. Selon les données du ministère de la Transition écologique, l’éolien marin mobilise environ 16 000 emplois directs et indirects en 2026, dont 7 500 emplois directs concentrés sur les trois bassins industriels structurants :
- Cherbourg : usine de pales LM Wind Power, port de pré-assemblage ;
- Le Havre : usine de turbines et nacelles Siemens Gamesa ;
- Saint-Nazaire : sous-stations électriques aux Chantiers de l’Atlantique, nacelles General Electric (12-15 MW).
Le pacte État-filière fixe un objectif de 20 000 emplois en 2035, soit environ 1 000 emplois nets à créer chaque année sur la décennie. Les Pays-de-la-Loire (2 500 emplois) et la Normandie (2 250 emplois) concentrent l’essentiel des effectifs aujourd’hui ; la Bretagne, l’Occitanie et PACA monteront en charge avec les chantiers flottants AO10. Les retombées économiques cumulées attendues sur le cycle de vie des projets sont estimées à environ 37 milliards d’euros.
Tarif cible inférieur à 100 €/MWh : un pari encore inédit sur le flottant
Le cap tarifaire fixé par l’État, une moyenne d’attribution inférieure à 100 €/MWh sur l’ensemble du lot, constitue le défi central. Les appels d’offres précédents en posé (AO7 et AO8) avaient été attribués entre 86 et 115 €/MWh. Les premiers projets flottants pré-commerciaux en Méditerranée affichent en revanche des tarifs proches de 140 à 150 €/MWh — ce qui place la cible des 100 €/MWh sur un volume où la moitié est flottante en territoire jamais éprouvé en Europe.
Pour faire converger ces tarifs, l’État mise sur trois leviers : la massification (10 GW d’un coup permet l’amortissement des chaînes industrielles), la simplification administrative (mutualisation des débats publics, raccordement HVDC anticipé par RTE) et l’industrialisation des flotteurs (acier, béton, semi-submersible). L’enveloppe d’investissements de 4,24 milliards d’euros annoncée par RTE en 2026 intègre justement les raccordements HVDC 320 kV à 525 kV nécessaires pour évacuer la production des futurs parcs.
Calendrier et points de vigilance
Le calendrier officiel publié au lancement prévoit la publication du cahier des charges au cours du premier semestre 2026, après avis de la Commission de régulation de l’énergie. La désignation des lauréats est attendue fin 2026 ou début 2027, pour une mise en service progressive entre 2031 et 2035. Trois points de vigilance ressortent à ce stade :
- Tension sur la chaîne d’approvisionnement turbines : Siemens Gamesa, GE et Vestas affichent des carnets de commandes saturés à l’échelle européenne. Sans nouvelle capacité industrielle, les délais de livraison pourraient repousser certains parcs au-delà de 2035.
- Acceptabilité locale : la zone d’Oléron concentre une opposition structurée (collectif d’élus, pêcheurs, associations environnementales) ; le Golfe de Fos et le Golfe du Lion suscitent des inquiétudes sur les couloirs migratoires d’oiseaux et la biodiversité Natura 2000.
- Coût public du raccordement : les investissements RTE en lignes HVDC haute tension sont supportés par le tarif d’utilisation des réseaux (TURPE) et donc, in fine, par les consommateurs.
Pour les particuliers et professionnels qui suivent les énergies renouvelables et la transition énergétique, l’enjeu de l’AO10 dépasse le seul volume installé. Réussir cet appel d’offres, c’est valider la trajectoire 60 % d’énergie décarbonée en 2030 fixée par la PPE3 ; c’est aussi sécuriser les objectifs européens d’un mix électrique majoritairement renouvelable dont le solaire et l’éolien représentaient déjà 30 % de la production en 2025. Échouer, à l’inverse, alourdirait la facture finale de l’électricité française et remettrait en cause la sortie programmée du gaz dans le neuf au 1er janvier 2027 inscrite dans le plan d’électrification présenté en avril 2026.
Questions fréquentes
Quelle est la différence entre éolien posé et éolien flottant ?
L’éolien posé repose sur des fondations ancrées au fond marin (monopieu, jacket, gravitaire), efficaces jusqu’à environ 50 à 60 mètres de profondeur. Au-delà, l’éolien flottant utilise une plateforme amarrée par des lignes d’ancrage. La France dispose d’un fort potentiel flottant en Atlantique Sud et en Méditerranée, où les eaux deviennent rapidement profondes près des côtes.
Quand les premières éoliennes AO10 produiront-elles de l’électricité ?
La désignation des lauréats est attendue fin 2026 ou début 2027. Les phases d’études d’impact, d’autorisations et de construction prennent ensuite cinq à huit ans selon la complexité des sites. Les premières mises en service commerciales sont donc attendues entre 2031 et 2035 pour les zones les moins contestées, plus tard pour celles soumises à recours. La mise en service complète du parc EMYN (496 MW), premier grand parc Ocean Winds opérationnel en France, survient quelques semaines après le lancement de l’AO10 et illustre la double dynamique en cours : les anciens parcs entrent en production tandis que la prochaine génération est déjà attribuée.
L’AO10 va-t-il faire baisser le prix de mon électricité ?
Pas immédiatement. À court terme, l’investissement réseau (HVDC, postes en mer) pèse sur le TURPE. À moyen et long terme, l’arrivée de 10 GW à un tarif inférieur à 100 €/MWh contribuera à stabiliser le mix électrique français autour de prix bas carbone, et donc à amortir la volatilité des prix fossiles importés.
Pendant ce temps, les technologies flottantes font leurs preuves : le parc éolien flottant EFGL (30 MW) vient d’être raccordé en Méditerranée, confirmant la faisabilité industrielle du flottant et renforçant la crédibilité des 5 GW flottants inclus dans l’AO10.
