Éolien en mer : 20 milliards d'euros de raccordement, et c'est votre facture qui pourrait trinquer
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La France veut massivement développer l'éolien en mer pour atteindre 18 gigawatts en service en 2035, soit l'équivalent d'une douzaine de réacteurs nucléaires. Pour rattraper son retard, le gouvernement a lancé en avril dernier un appel d'offres géant, baptisé AO10, qui porte sur onze parcs au large de la Normandie, de la Bretagne, de l'Atlantique et de la Méditerranée. Le 12 mai 2026, le régulateur du marché de l'énergie a rendu son avis. Et il n'est pas tendre : derrière l'ambition affichée, plusieurs choix risquent de coûter cher, et c'est le consommateur qui pourrait en payer une partie.
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Onze parcs d'un coup, du jamais-vu en France
Jusqu'ici, les appels d'offres éoliens en mer français portaient sur un, deux ou trois parcs à la fois. L'AO10 en réunit onze d'un seul coup, pour une puissance totale d'environ 10 gigawatts. Trois grands parcs posés sont prévus au large de Fécamp, en Normandie. Les autres seront flottants, en Bretagne, dans le Golfe de Gascogne et en Méditerranée. Le calendrier est serré : les premiers gagnants doivent être désignés fin 2026 ou début 2027.
Rappelons que le précédent appel d'offres, en 2022, n'avait reçu aucune offre. Le suivant, deux candidats à peine. Le gouvernement cherche donc à frapper fort pour relancer la machine. Mais la Commission de régulation de l'énergie, l'autorité indépendante qui surveille le marché, aurait préféré un appel d'offres plus resserré, centré sur les projets les plus avancés.
Le risque, selon elle, est mécanique : moins il y a de candidats par parc, moins il y a de pression sur les prix. Or les grands développeurs européens capables de répondre à un projet de cette taille ne sont qu'une poignée. Si chacun ne se positionne que sur deux ou trois dossiers, certains parcs pourraient recevoir une seule offre, voire aucune.
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Une nouvelle façon de payer les producteurs qui fait débat
Comme dans toutes les filières renouvelables, l'État garantit aux producteurs un prix de vente minimum pour leur électricité. Si le marché est plus bas, il complète. Si le marché est plus haut, c'est le producteur qui reverse la différence. Ce mécanisme s'appelle le complément de rémunération.
Pour l'AO10, le gouvernement veut tester une formule inédite. Le soutien serait calculé non plus sur l'électricité réellement produite, mais sur une production théorique, estimée à partir des données de vent dans certains cas (maintenance programmée, arrêt imposé pour des raisons environnementales ou aéronautiques). L'idée est d'inciter les exploitants à programmer leurs maintenances quand l'électricité vaut peu cher, plutôt que pendant les pics de prix.
Le régulateur juge l'intention louable, mais le moment mal choisi. Tester un mécanisme aussi complexe sur 10 gigawatts d'un coup est un pari risqué, qui repose en grande partie sur des données déclarées par les producteurs eux-mêmes et difficiles à vérifier. Il recommande plutôt de rester sur la formule classique, déjà éprouvée, complétée par une prime de performance plus simple.
Le régulateur s'oppose également à l'idée d'allonger la durée du contrat de soutien de 20 à 25 ans, comme le propose le gouvernement. Cinq années supplémentaires de garantie publique, c'est cinq années de plus pendant lesquelles l'État porte le risque à la place des producteurs, sans certitude que cela fasse baisser le prix final.
20 milliards d'euros de raccordement, à la charge des consommateurs
C'est probablement le point le plus sensible de l'avis. Pour acheminer l'électricité des onze parcs jusqu'à la côte, il faut tirer des câbles sous-marins sur des dizaines de kilomètres, construire des plateformes en mer, raccorder le tout au réseau terrestre. RTE, le gestionnaire du réseau électrique français, estime le coût total à environ 20 milliards d'euros.
Ces investissements ne sont pas payés par les producteurs éoliens, mais par RTE, qui se rémunère via le TURPE, le tarif d'acheminement de l'électricité. Concrètement, ce tarif représente environ un tiers de la facture d'électricité des ménages, et il est payé par tous les abonnés au réseau, quel que soit leur fournisseur.
Le problème, c'est que si un producteur se désiste après que RTE a commencé les travaux, l'argent déjà dépensé n'est pas perdu pour autant : il continue d'être prélevé sur le TURPE. Le régulateur estime que ces coûts perdus pourraient atteindre plusieurs milliards d'euros en cas d'abandon. Sa proposition : que l'État les prenne en charge à la place du consommateur, ce qui suppose toutefois une évolution législative.
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Un objectif de prix à 100 €/MWh, sans garantie
Le gouvernement vise un prix moyen inférieur à 100 € par mégawattheure sur l'ensemble des onze projets. À titre de comparaison, l'éolien en mer coûte aujourd'hui entre 80 et 150 € par mégawattheure à produire en Europe, contre 40 à 70 € pour l'éolien terrestre. L'objectif est donc cohérent avec les prix observés ces dernières années.
Mais aucun plafond n'est fixé parc par parc. Si les offres dépassent la cible, le régulateur pourra proposer d'écarter certains projets pour rester dans l'enveloppe. Le ministre garde toutefois la main pour attribuer la totalité des parcs malgré tout, au risque de creuser la facture pour le budget public. Cette incertitude pèse sur les producteurs et complique la construction des offres.
Le régulateur salue plusieurs garde-fous : une règle de diversification empêchant qu'un seul acteur rafle tous les parcs, le renforcement des critères financiers exigés des candidats, et la prise en compte de la provenance européenne des éoliennes. Il propose toutefois plusieurs ajustements techniques pour éviter qu'un parc se retrouve sans candidat à la fin de la procédure.
Et après ? Repenser tout le modèle
Au-delà de cet appel d'offres particulier, le régulateur appelle à revoir l'organisation française de l'éolien en mer. Aujourd'hui, plus de dix ans s'écoulent entre l'attribution d'un parc et sa mise en service. Dix années pendant lesquelles tout peut changer : les coûts, les technologies, les priorités politiques.
Il suggère de s'inspirer du modèle néerlandais ou britannique, dans lesquels les autorisations administratives sont obtenues bien avant l'appel d'offres. Les candidats reprennent alors un projet déjà sécurisé, et peuvent proposer des prix plus bas. Une piste pour le prochain appel d'offres, déjà en préparation.
En attendant, le ministère de l'énergie va prendre en compte l'avis du régulateur avant de publier la version définitive du cahier des charges. Les premiers gagnants sont attendus avant l'élection présidentielle de 2027, un calendrier politique serré pour des engagements industriels qui couriront jusqu'aux années 2040.
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