Le 11 juin 2026, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié le cahier des charges de l’appel d’offres n°10 (AO10). Ce n’est pas un projet de plus : c’est le plus gros programme d’éolien en mer jamais organisé en Europe, avec onze parcs répartis sur toutes les façades maritimes françaises. L’objectif affiché est de multiplier par presque trois la capacité offshore du pays, en passant de 4 GW exploités ou en construction à une quinzaine de GW planifiés. Mais derrière l’annonce politique se cachent des questions concrètes pour les jeunes qui paieront les subventions et verront le paysage de leurs côtes changer.
C’est officiel : 11 parcs éoliens lancés d’un coup, de Fécamp au Golfe de Fos
L’AO10 porte sur environ 10 GW, répartis à parts égales entre fondations posées (fixes) et éoliennes flottantes. Quatre projets posés représentent 5 GW, tandis que sept projets flottants ajoutent 5 GW supplémentaires. Les zones concernées couvrent la Manche, l’Atlantique et la Méditerranée : Fécamp-Grand-Large, Bretagne Nord-Ouest, Bretagne Sud, Oléron, Narbonnaise Sud Hérault, Golfe du Lion Centre et Golfe de Fos. Le gouvernement vise un prix moyen pondéré de 100 €/MWh sur 25 ans, un tarif garanti aux opérateurs via des contrats pour différence.
Cette annonce s’inscrit dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) publiée en février 2026, qui fixe des objectifs de 15 GW installés en 2035 et 45 GW en 2050. Le pari est immense : la France, qui comptait trois parcs en mer achevés fin 2024 (Saint-Nazaire, Fécamp, Saint-Brieuc), passe soudainement à une quinzaine de GW de projets planifiés. C’est un bond équivalent à plusieurs réacteurs nucléaires.
L’appel d’offres n°10, le plus gros programme de 10 GW jamais lancé en Europe
L’AO10 est le fruit de la fusion des appels d’offres AO9 (extensions de 1,5 GW) et AO10. Initialement prévu pour 2024, il a été repoussé pour intégrer des critères de souveraineté industrielle. Le cahier des charges publié le 11 juin 2026 par la CRE détaille les modalités de sélection des lauréats, attendus entre 2027 et 2028. Le prix moyen pondéré de 100 €/MWh est le repère central : les offres des candidats seront jugées sur leur capacité à s’approcher de ce tarif, tout en respectant des exigences environnementales et sociales.
Pour situer l’ampleur, le précédent appel d’offres pour des parcs posés avait été remporté par TotalEnergies à 66 €/MWh. Le saut à 100 €/MWh reflète le coût plus élevé des technologies flottantes, mais aussi l’inflation des matières premières et la hausse des taux d’intérêt. Le gouvernement table sur une baisse des coûts à mesure que la filière monte en puissance, un pari risqué quand on regarde les retards accumulés sur les premiers parcs.
Manche, Atlantique, Méditerranée : les sept zones maritimes qui vont accueillir les éoliennes
Les onze projets se répartissent sur sept zones maritimes distinctes. En Manche, le site de Fécamp-Grand-Large accueillera trois tranches de 1,35 GW chacune, soit un total de 4,05 GW. En Bretagne, deux zones sont prévues : Bretagne Nord-Ouest (1,2 GW en posé) et Bretagne Sud (projet flottant de 250 MW minimum, avec un tarif de rachat de 86,45 €/MWh). Sur la façade atlantique, le parc posé d’Oléron (1,2 GW) est relancé après avoir été jugé infructueux lors de l’AO7.
En Méditerranée, trois zones sont ciblées : le Golfe de Fos, le Golfe du Lion Centre (deux tranches de 550 MW chacune) et Narbonnaise Sud Hérault. Ces zones sont proches de grandes villes étudiantes comme Brest, Rennes, Nantes, Montpellier et Marseille. Le littoral que les jeunes fréquentent pour leurs études, leurs vacances ou leurs loisirs va donc changer de visage. Les surfeurs bretons, les plaisanciers de la Côte d’Azur et les baigneurs occitans devront s’habituer à voir des éoliennes à l’horizon.
La facture des 11 milliards : 100 € le MWh, un prix garanti par l’État pendant 25 ans
Le prix cible de 100 €/MWh est bien supérieur au prix de marché de l’électricité, qui oscille autour de 50 à 70 €/MWh selon les périodes. La différence sera payée par les contribuables via un mécanisme de contrats pour différence (CfD). La Commission européenne a déjà validé une enveloppe de 11 milliards d’euros pour les seuls parcs flottants, couvrant trois projets totalisant 1,5 GW. L’État garantit un tarif fixe aux opérateurs sur 20 à 25 ans, ce qui représente un engagement budgétaire colossal.
Pour les jeunes qui commencent à payer des impôts et des factures d’électricité, c’est une charge directe. Le système fonctionne comme une assurance : si le prix de marché dépasse 100 €/MWh, l’État récupère la différence. Mais si les prix restent bas, ce sont les ménages qui comblent l’écart. Le pari est que l’électricité deviendra structurellement plus chère à l’avenir, rendant ces subventions rentables.
Qui paie quoi ? Le mécanisme des contrats pour différence expliqué aux futurs contribuables
Le contrat pour différence (CfD) est le pilier du financement de l’éolien offshore en France. Concrètement, l’État fixe un prix de référence (le strike price) pour chaque parc. Si le prix de marché de l’électricité est inférieur à ce strike price, l’État verse la différence au producteur. Si le prix de marché est supérieur, le producteur rembourse la différence à l’État.
Dans le cas de l’AO10, le strike price moyen visé est de 100 €/MWh. Si le marché est à 50 €/MWh, l’État paie 50 € par MWh produit. Pour un parc de 1 GW produisant 3 500 heures par an, cela représente 175 millions d’euros par an de subventions. Sur 25 ans, la facture peut atteindre plusieurs milliards pour un seul parc. L’argent provient des taxes sur l’électricité (TICFE, CSPE) et des impôts. Les jeunes contribuables paient donc aujourd’hui pour une électricité qui sera produite demain.
Éoliennes posées vs. flottantes : pourquoi le coût de l’éolien offshore explose
La distinction entre posé et flottant est cruciale pour comprendre les coûts. Les éoliennes posées sont fixées au fond marin par des pieux en acier ou des fondations gravitaires. Cette technologie est mature et relativement bon marché : le dernier appel d’offres pour du posé a été remporté à 66 €/MWh.
Les éoliennes flottantes, en revanche, sont installées sur des plateformes ancrées au fond par des chaînes ou des câbles. Cette technologie est encore émergente et coûte bien plus cher. L’aide de 11 milliards d’euros approuvée par l’UE ne couvre que 1,5 GW de flottant (trois parcs), soit un coût moyen de 7 300 € par kW installé. À titre de comparaison, le posé coûte environ 3 000 à 4 000 €/kW.
Le futur parc flottant Bretagne Sud illustre cette complexité : son tarif de rachat de 86,45 €/MWh est considéré comme très bas pour du flottant, car l’État subventionne lourdement la construction. Mais ce tarif cache des risques : le premier lauréat s’est désisté, jugeant le prix trop risqué. Les flottants sont pourtant indispensables en Méditerranée, où les fonds marins descendent rapidement en profondeur, rendant les fondations posées impossibles.
Pourquoi les premières éoliennes ne tourneront pas avant 2032 (et les déboires du passé)
L’écart entre l’annonce politique et la mise en service est immense. Les premiers parcs de l’AO10 ne devraient pas produire avant 2028-2032, mais le gros de la puissance arrivera autour de 2032-2035. Ce délai s’explique par la complexité des procédures : dépôt des dossiers (2026), attribution des lauréats (2027-2028), études géologiques et environnementales, enquêtes publiques, décisions préfectorales, construction des fondations, câblage, installation des turbines, raccordement au réseau.
La France a un passif de retards qui doit inciter à la prudence. Le premier parc de Saint-Nazaire, mis en service en 2022, a mis dix ans à se concrétiser entre l’appel d’offres de 2011 et la première production. Les parcs de Courseulles-sur-Mer et Dieppe-Le-Tréport, lancés en 2012, ne sont toujours pas terminés en 2026.
Le long parcours d’un parc : études, enquêtes, construction… l’attente de 6 à 8 ans
Le chemin critique d’un parc éolien en mer commence par les études de faisabilité. Les lauréats de l’AO10 devront réaliser des campagnes de mesures météorologiques et océanographiques, des études d’impact environnemental, et des relevés géologiques des fonds marins. Ces études prennent deux à trois ans.
Viennent ensuite les enquêtes publiques, souvent contestées par les associations de riverains et les pêcheurs. Les recours contentieux peuvent ajouter un à deux ans de retard. Une fois les autorisations obtenues, la construction peut commencer : fabrication des fondations (en acier ou en béton), câblage sous-marin, installation des turbines. Chaque étape est soumise aux aléas météorologiques et logistiques. Le raccordement au réseau électrique terrestre, via des câbles sous-marins et des postes de transformation, est un chantier à lui seul.
Oléron 1, le projet mort-né qui ressuscite dans l’AO10
Le cas du parc posé d’Oléron 1 (1,2 GW) illustre les difficultés de ces projets. Prévu initialement dans l’appel d’offres AO7, il avait été jugé infructueux en raison de prix trop élevés et de contestations locales. Relancé dans l’AO10, il bénéficie d’un nouveau cahier des charges et d’un tarif cible plus élevé.
Mais rien ne garantit que cette deuxième tentative aboutisse. Les oppositions locales restent fortes : pêcheurs, conchyliculteurs et associations environnementales craignent les impacts sur la biodiversité et les activités économiques. Le précédent de Saint-Brieuc, où les recours ont retardé le chantier de plusieurs années, montre que les procédures peuvent s’enliser. Les jeunes lecteurs doivent comprendre que ces annonces ne sont pas des livraisons garanties.
Siemens Gamesa au Havre contre l’Asie : la bataille pour fabriquer les éoliennes en France
L’AO10 intègre une nouveauté majeure : un système de notation qui favorise les fabricants européens et français pour limiter l’entrée des géants chinois comme Mingyang ou Goldwind. Cette décision politique vise à préserver la souveraineté industrielle et à créer des emplois locaux. Mais elle a un coût : les turbines européennes sont plus chères que les chinoises, ce qui risque d’augmenter les subventions.
L’usine Siemens Gamesa du Havre, inaugurée en 2022, est la plus grande usine de pales d’éoliennes en mer de France. Elle fournit déjà les parcs de Saint-Nazaire, Fécamp et Courseulles-sur-Mer. En février 2025, l’entreprise a annoncé une extension pour produire des pales plus grandes, avec 700 emplois directs et indirects visés et 200 recrutements en cours. Mais la construction navale reste concentrée au Danemark, aux Pays-Bas et en Asie, où les navires poseurs et les plateformes flottantes sont fabriqués.
Emplois et usines : la promesse des 10 000 postes à l’épreuve des faits
En 2011, la ministre de l’Écologie Nathalie Kosciusko-Morizet déclarait : « Les industriels promettent des dizaines de milliers d’emplois, je dis plus de 10 000. » Quinze ans plus tard, la filière éolienne française employait environ 18 000 personnes en 2024, selon France Énergie Éolienne. L’AO10 promet de faire décoller ce chiffre, mais les promesses passées invitent à la prudence.
L’usine Siemens Gamesa du Havre est un exemple d’ancrage local réussi. Ses pales équipent les parcs français, créant une chaîne de valeur sur le territoire. Mais la fabrication des turbines elles-mêmes (nacelles, génératrices) reste souvent importée. Les navires d’installation, essentiels pour monter les éoliennes en mer, sont majoritairement construits au Danemark et en Corée du Sud. La promesse de 10 000 emplois supplémentaires d’ici 2030 devra composer avec cette réalité.
La règle du « scoring » anti-chinois : une protection à quel prix ?
Le cahier des charges de l’AO10 introduit un système de notation qui pénalise les fabricants chinois. Les critères de « résilience » et de « souveraineté » permettent de favoriser les offres utilisant des composants fabriqués en Europe. C’est une réponse aux craintes de dépendance technologique et de dumping social.
Mais cette protection a un prix. Les turbines chinoises sont jusqu’à 30 % moins chères que les européennes, selon certaines estimations. En limitant la concurrence, le gouvernement risque d’augmenter le coût des projets et donc les subventions payées par les contribuables. La question est politique : vaut-il mieux payer plus cher pour des emplois locaux, ou moins cher pour une électricité moins subventionnée ? Les jeunes générations trancheront en voyant le montant de leurs factures.
Bretagne, Méditerranée, Manche : ton paysage et ta plage vont-ils vraiment changer ?
L’impact local des parcs éoliens est la question la plus personnelle pour le public 16-25 ans. Les zones choisies sont proches de destinations de vacances et de loisirs : la Bretagne, la Côte d’Azur, l’Occitanie. Les parcs seront visibles depuis la côte, modifiant l’horizon des plages fréquentées.
Au-delà du paysage, ce sont les usages de la mer qui changent. Les parcs sont interdits à la navigation de loisir (surf, voile, plongée) pour des raisons de sécurité. Les surfeurs bretons perdront l’accès à certains spots, les plaisanciers devront contourner les zones interdites. Les associations de riverains se mobilisent déjà dans plusieurs régions, dénonçant une « privatisation » de l’espace maritime.
Fondations, câbles et bruit : les impacts réels sur la faune marine et la pêche
La phase de construction est la plus destructrice pour la biodiversité marine. Le battage des pieux pour les fondations posées génère des ondes sonores intenses qui perturbent les mammifères marins (dauphins, phoques) et les poissons. Les solutions techniques existent, comme les rideaux de bulles qui atténuent le bruit, mais elles ne sont pas toujours efficaces à 100 %.
Les câbles sous-marins qui relient les éoliennes au réseau terrestre créent des champs électromagnétiques dont les effets sur la faune sont encore mal connus. La pose des câbles peut aussi détruire les habitats benthiques (fonds marins), notamment les herbiers de posidonie en Méditerranée, une espèce protégée. Les conflits avec les pêcheurs sont récurrents : à Saint-Brieuc et Courseulles, les professionnels dénoncent la perte de zones de pêche et la destruction des ressources halieutiques.
Surfeurs, plaisanciers et riverains : les nouvelles lignes de fracture sur le littoral
Au-delà de l’écologie, c’est l’usage de la mer qui est en jeu. Les parcs éoliens sont entourés de zones d’exclusion pour la navigation. Les surfeurs, les voileux et les plongeurs devront trouver d’autres spots. Les pêcheurs de loisir perdent l’accès à des zones traditionnelles.
Les associations de riverains se multiplient en Bretagne, en Normandie et en Méditerranée. Elles dénoncent la modification du paysage, la baisse de la valeur immobilière et les nuisances sonores. Le gouvernement mise sur l’acceptabilité sociale, mais les enquêtes publiques risquent d’être houleuses. Le jeune lecteur est invité à se demander : suis-je prêt à voir des éoliennes à l’horizon de mes vacances en échange d’une électricité « verte » ?
Payer les subventions aujourd’hui, profiter de l’électricité demain : le pari d’une génération
L’AO10 est un pari générationnel. Les jeunes qui entrent dans la vie active aujourd’hui paieront les subventions via leurs impôts et leurs factures d’électricité. En contrepartie, ils hériteront d’une infrastructure énergétique clé pour la souveraineté et la décarbonation. Mais le pari est risqué : les retards, les surcoûts et les conflits d’usage peuvent en réduire la rentabilité.
L’article sur TotalEnergies qui abandonne 4 GW d’éolien aux États-Unis pour un accord gazier d’un milliard illustre les caprices des marchés de l’énergie. Les grands groupes font des arbitrages financiers qui peuvent faire dérailler les promesses d’emplois et de production. La stabilité des projets français n’est pas garantie.
Ce que les 16-25 ans doivent vraiment retenir du pari de l’éolien offshore
Onze parcs, 10 GW de capacité, un prix cible de 100 €/MWh, 11 milliards d’euros de subventions pour les seuls flottants, des mises en service étalées entre 2028 et 2035. Voilà les chiffres clés. Le pari est que l’électricité deviendra chère et subventionnée aujourd’hui pour devenir abondante et décarbonée demain.
Mais les risques sont réels : les retards (Oléron, Courseulles), les surcoûts (flottant), les conflits d’usage (pêche, paysage) et les caprices des marchés de l’énergie peuvent tout faire dérailler. Le jeune lecteur est invité à suivre l’attribution des marchés, le planning des chantiers et le montant de sa future facture d’électricité. L’éolien offshore est un projet de long terme qui engage directement sa génération.
Conclusion
L’AO10 est une annonce historique pour l’éolien offshore français. Onze projets, 10 GW, 11 milliards de subventions : les chiffres donnent le vertige. Mais derrière le battage politique se cachent des questions concrètes : qui paie, quand, et pour quels résultats ? Les jeunes qui paieront les subventions aujourd’hui hériteront d’une infrastructure clé pour la souveraineté énergétique, à condition que les projets tiennent leurs promesses. Le pari est immense, et l’incertitude demeure. Suivre l’actualité de ces parcs, c’est suivre l’avenir de votre facture d’électricité et de vos plages préférées.
