La Commission de régulation de l’énergie (CRE) publiera ce vendredi le cahier des charges de l’appel d’offres « AO10 », considéré par l’exécutif comme un changement d’échelle majeur pour la filière française de l’éolien en mer. Avec près de 10 gigawatts de capacités nouvelles réparties sur l’ensemble des façades maritimes françaises, le dispositif constitue l’un des plus importants programmes offshore actuellement engagés en Europe. L’opération vise à soutenir l’objectif fixé par la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), qui prévoit 15 GW de capacités installées d’ici 2035, contre environ 2 GW aujourd’hui, puis 45 GW à l’horizon 2050.

Le programme couvre 11 projets situés au large de la Normandie, de la Bretagne, de la Charente-Maritime et de la Méditerranée, pour une puissance cumulée d’environ 10 000 MW. La moitié des capacités concernera l’éolien posé, dont les fondations sont ancrées au fond marin, tandis que l’autre moitié sera constituée de parcs flottants, technologie jugée essentielle pour exploiter les zones plus éloignées des côtes. Dans un contexte marqué par les tensions sur les marchés de l’énergie et les impératifs de réindustrialisation, l’État veut accélérer le déploiement d’une production électrique domestique, décarbonée et moins dépendante des importations d’énergies fossiles. « Les premiers projets qui entreront en service seront ceux issus des anciens AO9, désormais regroupés sous l’appellation PPE2, avec une mise en exploitation attendue à partir de 2032. Les projets de la génération PPE3 suivront ensuite entre 2035, conformément à l’objectif de 15 GW fixé par la programmation énergétique, et 2040 pour les derniers parcs » souligne le ministère chargé de l’énergie lors d’un échange avec la presse. 

Le cahier des charges fixe un tarif cible de 100 euros par mégawattheure, exprimé en euros constants de janvier 2024. Pour contenir les coûts, les pouvoirs publics encouragent notamment les extensions de parcs existants afin de mutualiser les infrastructures de raccordement au réseau électrique. Cette approche doit permettre de réduire les investissements nécessaires tout en accélérant les calendriers de développement.

L’une des innovations du dispositif réside dans l’introduction d’une « prime pour maintenance programmée », intégrée au mécanisme de complément de rémunération. Le principe consiste à encourager les exploitants à réaliser certaines opérations de maintenance lorsque les prix de marché de l’électricité sont les plus faibles, notamment durant les périodes estivales caractérisées par une forte production solaire. Concrètement, lorsqu’un exploitant arrête volontairement des éoliennes pour des opérations de maintenance planifiées durant des créneaux prédéfinis, il peut bénéficier d’une compensation financière spécifique. Le mécanisme vise à limiter les pertes économiques liées à l’arrêt des machines tout en évitant que ces interventions ne réduisent la production lors des périodes où l’électricité est la plus valorisée sur le marché. Pour le ministère de l’Énergie, cette mesure permet « d’améliorer l’efficacité économique globale du système électrique en alignant les opérations de maintenance sur les périodes où la valeur de l’électricité est la plus faible ».

Autre nouveauté majeure : l’introduction de critères de résilience industrielle inspirés du règlement européen Net Zero Industry Act (NZIA). Sans réserver explicitement les marchés aux industriels français, le dispositif crée plusieurs mécanismes destinés à favoriser les chaînes d’approvisionnement européennes. Parmi les critères d’éligibilité figure notamment une limitation de la dépendance à certains composants stratégiques provenant de pays tiers dominants. Les aimants permanents, composants essentiels des éoliennes modernes, ne pourront ainsi provenir à plus de 50 % d’un fournisseur issu d’un pays tiers dominant, en pratique principalement la Chine. Le cahier des charges prévoit également des dispositions spécifiques concernant l’approvisionnement en aimants permanents. En complément, un critère de notation lié à l’empreinte carbone des projets permettra de valoriser les offres les moins émettrices. Ce mécanisme pourrait avantager les industriels produisant en France ou dans des pays européens bénéficiant d’une électricité déjà largement décarbonée. Selon les explications fournies par le ministère, « ces critères représenteront six points dans la notation globale des offres ». Le prix restera néanmoins le facteur déterminant de sélection, mais l’État entend utiliser les marges de manœuvre offertes par la réglementation européenne pour maximiser les retombées industrielles sur le territoire européen. « Le projet n’a du sens que s’il s’accompagne d’une véritable aventure industrielle française et européenne », souligne le ministère chargé de l’énergie qui met en avant la nécessité de renforcer la souveraineté industrielle de la filière face à la domination asiatique sur plusieurs segments stratégiques.

Les candidats disposeront de quatre mois pour remettre leurs offres. Celles-ci seront ensuite analysées par la CRE avant une désignation des lauréats prévue en février 2027. Avec cet appel d’offres géant, la France cherche à relancer une filière qui a marqué le pas en 2025 et à se repositionner parmi les marchés offshore les plus ambitieux d’Europe, tout en renforçant progressivement l’ancrage industriel européen de ses futurs projets énergétiques.