Le 4 mai 2026, le parc éolien flottant EFGL a injecté ses premiers kilowattheures sur le réseau électrique français, depuis le Golfe du Lion. Ses trois turbines Vestas de 10 MW chacune — les plus puissantes jamais montées sur des structures flottantes — portent la capacité du parc à 30 MW. Avec une production annuelle attendue de 110 000 MWh, EFGL alimentera l’équivalent de 50 000 habitants pendant vingt ans et confirme la Méditerranée française comme territoire pionnier de l’éolien flottant mondial.
Un raccordement historique : 3 turbines de 10 MW sur flotteurs semi-submersibles
Opéré par Ocean Winds — coentreprise EDPR et Engie, avec la Banque des Territoires au capital — le parc EFGL est ancré à 16 kilomètres des côtes de Leucate (Aude) et du Barcarès (Pyrénées-Orientales), sur des fonds de 70 à 100 mètres de profondeur. À cette profondeur, les fondations de l’éolien posé classique — fichées dans le substrat à moins de 50 mètres — sont techniquement et économiquement inaccessibles. Les trois turbines reposent donc sur des flotteurs semi-submersibles WindFloat de troisième génération, conçus par l’américain Principle Power, composés de trois colonnes d’acier immergées à une vingtaine de mètres et reliées par des membrures sous-marines. Des lignes d’ancrage de plusieurs centaines de tonnes maintiennent chaque structure en position, y compris lors de tramontanes dépassant 100 km/h. Ces dynamiques sont illustrées par le bilan électrique 2025 de la Nouvelle-Aquitaine, première région solaire de France avec 59 TWh produits à 98,9 % bas-carbone.
L’électricité transite par 300 mètres de câble dynamique relié au flotteur, puis 18 kilomètres de câble sous-marin jusqu’au poste de livraison des Salanques (Pyrénées-Orientales), et enfin 3,5 kilomètres en souterrain jusqu’au réseau de transport de RTE. Le coût total du projet avoisine 300 millions d’euros, dont 75 millions apportés par la Banque européenne d’investissement (BEI), complétés par l’agence de crédit export danoise EKF et plusieurs banques commerciales. Le tarif de rachat fixé à l’issue de l’appel d’offres éolien flottant est d’environ 86 €/MWh sur vingt ans.
La production annuelle attendue est de 110 000 MWh, avec un facteur de charge de 48 % — soit près du double de la moyenne des éoliennes terrestres françaises (environ 25 %). Cet avantage s’explique par les régimes de vent plus réguliers et plus puissants en haute mer, ainsi que par la taille exceptionnelle des turbines Vestas V164 : pales de 80 mètres, hauteur en bout de pale de 186 mètres, balayant plus de 20 000 m² par machine. À ce rythme de production, EFGL peut alimenter l’équivalent de 50 000 habitants pendant vingt ans.
Sur le plan industriel, Ocean Winds souligne que 85 % de ses fournisseurs directs sont établis en France, dont 60 % de PME. L’exploitation du parc génère plus de vingt emplois directs dans la région pendant toute la durée de vie de l’installation. La proximité avec les chantiers navals de Sète et Port-la-Nouvelle — ce dernier en cours d’agrandissement pour accueillir des activités offshore — renforce l’ancrage territorial du projet.
Troisième parc flottant français en dix mois : la filière s’accélère
EFGL est le troisième parc flottant raccordé en France en moins d’un an. Provence Grand Large (25 MW, EDF Renouvelables, Golfe de Fos) a été mis en service en juin 2025. EolMed (30 MW, Qair / TotalEnergies, au large de Gruissan) a injecté ses premiers électrons le 23 avril 2026 — onze jours avant EFGL. En moins de douze mois, la France est passée de zéro à 85 MW flottants opérationnels, devenant l’un des pays les plus avancés d’Europe après le Royaume-Uni. Le développement de l’éolien flottant renforce également l’urgence du plan national terres rares annoncé par la France en mai 2026, les génératrices à entraînement direct étant particulièrement dépendantes des aimants permanents au néodyme.
Cette concentration méditerranéenne obéit à une logique géographique précise. La Manche et la mer du Nord présentent des fonds de moins de 50 mètres sur de larges zones — idéaux pour l’éolien posé, comme les parcs EMYN (500 MW, Yeu-Noirmoutier) et ceux visés par l’appel d’offres AO10 (10 GW). La Méditerranée française, elle, chute rapidement au-delà du plateau continental : dès 20 km des côtes languedociennes, les fonds dépassent 100 mètres. Seule la technologie flottante peut y déployer des éoliennes à grande échelle.
La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), publiée début 2026, fixe un objectif de 15 GW d’éolien offshore en 2035 et 45 GW en 2050, le flottant représentant potentiellement 35 % de ce total. L’appel d’offres AO10 intègre 5 GW de flottant, dont 3,2 GW réservés à la façade méditerranéenne. Les lauréats seront désignés en 2027, pour une mise en service prévue entre 2032 et 2033.
| Critère | Éolien posé (fond fixe) | Éolien flottant (EFGL) |
|---|---|---|
| Profondeur exploitable | < 50 m | Jusqu’à 200 m et au-delà |
| Zones adaptées en France | Manche, mer du Nord | Méditerranée, Atlantique profond |
| Tarif AO récent | ~45 €/MWh | ~86 €/MWh |
| Puissance unitaire (EFGL) | Variable | 10 MW / turbine |
| Facteur de charge (EFGL) | 45-50 % offshore | ~48 % |
| Visibilité depuis les côtes | Visible si < 20 km | Invisible (EFGL à 16 km) |
Impact pour les territoires, les professionnels et les particuliers
Pour les riverains du Golfe du Lion, l’impact direct d’EFGL sur la facture d’électricité reste indirect à court terme. Les 110 000 MWh produits annuellement représentent moins de 0,03 % de la consommation nationale française. Mais l’effet merit order fonctionne à chaque kilowattheure renouvelable injecté : en l’absence de coût marginal, la production renouvelable remplace des centrales fossiles plus chères dans l’ordre d’appel, abaissant le prix de compensation sur le marché de gros pour l’ensemble des acheteurs. À l’échelle des 5 GW flottants prévus en Méditerranée, l’impact sur les prix de marché sera structurellement mesurable.
Pour les professionnels de la construction navale et de l’ingénierie offshore, EFGL est un laboratoire industriel grandeur nature. Le retour d’expérience — comportement des flotteurs WindFloat par tramontane, durée de vie des câbles dynamiques en conditions méditerranéennes, disponibilité des turbines par houle de secteur — alimentera directement les cahiers des charges des futurs appels d’offres commerciaux de 100 à 500 MW.
Pour les maîtres d’ouvrage, bureaux d’études et conseillers en énergie qui accompagnent la transition vers les pompes à chaleur, les véhicules électriques et les systèmes d’autoconsommation, la montée en puissance de l’éolien flottant renforce la cohérence du scénario « tout électrique » à long terme. Un mix électrique décarbonné, abondant et à faible coût marginal est la condition économique d’une électrification réussie des usages — voir notre guide sur la rénovation énergétique et notre analyse des prix de l’énergie.
Notons enfin que chaque MWh éolien produit évite l’émission d’environ 400 g de CO₂ par rapport à la même production à partir d’une centrale à gaz (données ADEME). Sur 110 000 MWh annuels, EFGL permet d’éviter l’émission d’environ 44 000 tonnes de CO₂ par an — l’équivalent de 22 000 voitures essence parcourant 15 000 km.
Vers les parcs commerciaux : le défi de la réduction des coûts
Le principal obstacle au déploiement massif reste le coût. Le tarif de rachat du flottant (~86 €/MWh) est presque deux fois supérieur à celui de l’éolien posé (~45 €/MWh). Cet écart reflète avant tout l’absence d’économies d’échelle : là où des parcs posés en mer du Nord comptent 80 à 200 turbines, les parcs pilotes flottants en comptent 3 à 5. Le passage à des séries commerciales de 100 à 500 MW est la condition pour atteindre la parité économique.
La trajectoire est cependant connue et documentée. Les coûts du flottant ont déjà baissé de plus de 30 % entre le premier parc commercial flottant au monde — Hywind Scotland (30 MW, 2017) — et les projets actuels. Les experts anticipent une convergence vers 60-65 €/MWh à l’horizon 2030, lorsque les premières séries de 100 à 500 MW seront en service. Principle Power prépare une usine de production de flotteurs WindFloat en série en Espagne. Des discussions sont en cours pour implanter des capacités industrielles similaires sur les façades atlantique et méditerranéenne françaises.
Le projet successeur d’EFGL — EFLO (250 MW), attribué à Ocean Winds et à la Banque des Territoires dans le cadre de l’AO7 en 2024 — sera l’un des premiers parcs flottants commerciaux à grande échelle en France. Sa construction mobilisera une chaîne de valeur industrielle structurée, dont le port de Port-la-Nouvelle devrait être l’un des noeuds logistiques centraux. À horizon 2035, si les objectifs PPE3 sont tenus, la Méditerranée française pourrait accueillir plus de 5 GW de capacité flottante — soit l’équivalent énergétique de cinq réacteurs nucléaires de puissance.
Qu’est-ce qui distingue l’éolien flottant de l’éolien en mer posé ?
L’éolien posé ancre ses fondations dans le substrat marin, ce qui le limite aux zones de moins de 50 mètres de profondeur. L’éolien flottant repose sur des structures semi-submersibles maintenues par des lignes d’ancrage et fonctionnant jusqu’à 200 mètres de fond. En Méditerranée française, les fonds tombent rapidement au-delà de 100 mètres dès qu’on s’éloigne du plateau continental : seul le flottant peut y être déployé à grande échelle.
Combien de foyers peut alimenter le parc EFGL ?
Avec une production annuelle de 110 000 MWh et un facteur de charge de 48 %, EFGL alimente l’équivalent de 50 000 habitants pendant vingt ans, soit environ 22 000 foyers chauffés électriquement. La consommation électrique moyenne d’un foyer français (hors chauffage) est d’environ 4 500 kWh/an.
Où en est la France dans l’éolien flottant par rapport à ses voisins européens ?
Avec 85 MW flottants raccordés en moins d’un an (Provence Grand Large, EolMed, EFGL), la France est désormais l’un des leaders européens du flottant après le Royaume-Uni. Environ 250 MW de capacité flottante devraient être opérationnels en Europe fin 2026, pour une montée en puissance accélérée vers les objectifs commerciaux 2030-2035.
