Éolien en mer : l’offensive de la dernière chance pour la France
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Selon RTE, le raccordement pourrait correspondre à 30 à 40 % des coûts complets de l’éolien en mer.
SM - REUTERS - Stephane Mahe
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Selon RTE, le raccordement pourrait correspondre à 30 à 40 % des coûts complets de l’éolien en mer.
SM - REUTERS - Stephane Mahe
L’État vient de publier AO10, un appel d’offres d’environ 10 gigawatts d’éolien en mer, répartis à parts égales entre parcs posés et flottants, sur l’ensemble des façades maritimes françaises, des côtes normandes au golfe de Fos. Cet appel d’offres doit permettre à la France de passer d’environ 2 GW installés aujourd’hui à 15 à 18 GW d’ici 2035, conformément à la nouvelle programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), qui fixe ensuite un cap à 45 GW à l’horizon 2050.
En volume, AO10 représente ainsi cinq fois la puissance déjà raccordée, l’équivalent d’une poignée de réacteurs nucléaires modernes, mais avec une production dépendante du vent et nécessitant des renforcements massifs des réseaux. Le lancement intervient après une année 2025 marquée par des reports, des procédures infructueuses et des désistements, qui ont nourri le doute sur la capacité de la France à tenir sa trajectoire offshore. C’est cette séquence que le gouvernement veut refermer avec un signal fort envoyé aux énergéticiens comme aux industriels.
Après une décennie de débats, de recours et de lenteurs administratives, la filière française de l’éolien en mer n’a réellement pris son essor que ces dernières années, mais sans retrouver le rythme espéré. Les observatoires de l’offshore estiment à 7 000 à 8 000 les emplois directs fin 2024, dans l’ingénierie, la construction, la logistique portuaire ou la maintenance, mais signalent un coup d’arrêt des créations et des investissements en 2025. Plusieurs sites industriels, notamment pour les fondations, les nacelles ou les câbles, ont ajusté leurs plans de charge face à l’incertitude sur le pipeline de projets.
Les retards de la PPE3 et du calendrier d’appels d’offres ont pesé sur la visibilité des acteurs, alors que les coûts de matières premières et de financement grimpaient. Dans ce contexte, AO10 est perçu comme un test de confiance : sans volume garanti, ni horizon clair, les groupes susceptibles d’investir en France – développeurs comme fournisseurs – pourraient arbitrer en faveur de marchés plus dynamiques au Royaume-Uni, en Allemagne ou dans le nord de l’Europe.
Pour attirer les candidats tout en maîtrisant la facture pour le système électrique, le gouvernement a fixé un cadre économique très encadré. AO10 impose un prix moyen pondéré maximal de 100 euros par mégawattheure, garanti sur 25 ans via un contrat de complément de rémunération, soit un signal proche de celui envisagé pour les futurs réacteurs EPR2. La durée allongée de soutien, malgré les réticences du régulateur, doit compenser en partie la hausse des coûts de construction, en particulier pour les parcs flottants, encore plus chers que les parcs posés.
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Pour limiter les dépenses de raccordement, l’État veut privilégier les extensions de champs déjà attribués en Bretagne Sud et en Méditerranée, ainsi que la grande zone de Fécamp, jugée moins coûteuse, qui pèse lourd dans la répartition des lots. Une prime de maintenance vient compléter le dispositif : elle incite les opérateurs à programmer leurs arrêts techniques en été, lorsque le solaire inonde le réseau et que les prix de marché chutent, voire deviennent négatifs. L’idée est d’éviter d’injecter des électrons à perte tout en assurant une disponibilité maximale lorsque la valeur de l’électricité remonte.
Dans AO10, les critères purement financiers ne suffisent plus. Le cahier des charges introduit des exigences de « résilience » industrielle qui plafonnent la part de composants issus de pays tiers, notamment la Chine, et valorisent les projets à faible empreinte carbone sur l’ensemble de la chaîne. Concrètement, les candidats devront démontrer un recours significatif à des turbines, fondations, câbles ou sous-stations produits en Europe, voire en France, sous peine de voir leur note d’évaluation dégradée.
Le gouvernement espère ainsi transformer l’éolien en mer en levier de reconquête industrielle, en consolidant les usines déjà implantées sur les façades maritimes et en attirant de nouvelles capacités de production, plutôt que de dépendre de fournisseurs asiatiques pour des équipements stratégiques. Cette stratégie comporte un risque : dans un secteur où les marges sont déjà comprimées et où plusieurs industriels européens ont tiré la sonnette d’alarme sur la rentabilité des projets, des contraintes supplémentaires peuvent renchérir les offres, voire dissuader certains acteurs de soumettre des dossiers.
Le calendrier d’AO10 est aussi politique. Les candidats disposent de quatre mois pour déposer leurs dossiers et la Commission de régulation de l’énergie prévoit d’analyser les offres jusqu’à fin 2026 ou début 2027, pour une désignation des lauréats en février 2027. Cette échéance interviendra à la veille de la prochaine élection présidentielle, qui pourrait rebattre les cartes de la stratégie énergétique française.
Or AO10 est un pilier de la PPE3, qui vise à porter la production électrique décarbonée entre environ 650 et 693 térawattheures en 2035, en réduisant la dépendance au pétrole et au gaz, tout en relançant le nucléaire et en renforçant massivement les réseaux de transport. Si la future majorité remet en cause les volumes, les règles de soutien ou les priorités d’investissement, les délais déjà longs de l’offshore risquent encore de s’allonger. C’est tout le sens de cette « offensive de la dernière chance » : stabiliser le cap, sécuriser un volume industriel critique et convaincre les énergéticiens que le marché français reste bankable, malgré les vents contraires économiques et politiques.
(Avec agences)
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