Le 12 juin 2026, le gouvernement a lancé l’appel d’offres AO10, un méga-contrat pour installer 10 gigawatts (GW) d’éolien en mer, soit 700 à 1 200 machines géantes, sur toutes les façades maritimes françaises. Ce projet inédit doit permettre à la France de rattraper son retard et d’atteindre 45 GW en 2050. La Fédération Environnement Durable (FED), qui fédère 1 600 associations, dénonce un « choix structurel irréversible » et un « verrouillage anticipé » de la politique énergétique, et ouvre un débat frontal entre ambitions climatiques, réalités économiques et souveraineté industrielle.
À retenir
- 10 GW mis en concurrence, soit l’équivalent de 6 réacteurs EPR, via l’appel d’offres AO10.
- Un raccordement électrique estimé à 20 milliards d’euros par la CRE.
- Un tarif cible affiché sous les 100 €/MWh, très éloigné du coût de rachat moyen actuel de 184,9 €/MWh.
- Introduction de critères de résilience pour limiter à moins de 75 % la part de composants issus d’un même pays tiers, comme la Chine.
- Face à l’offensive des turbines chinoises, la sécurité et la cybersécurité deviennent des enjeux clés du débat.
L’AO10, une déferlante de gigantisme sur les côtes françaises
Une logique industrielle qui change radicalement d’échelle
Avec 10 GW mis en concurrence d’un seul bloc sur 11 sites distincts, le dixième appel d’offres éolien en mer rompt avec les parcs isolés. Jusqu’ici, la France avançait de manière séquentielle, projet après projet. Désormais, l’État passe à une planification massive pour tenir les objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE 3) : 15 GW en 2035, puis 45 GW à l’horizon 2050, soit environ 20 % de la consommation électrique nationale.
Concrètement, cela implique d’ériger entre 700 et 1 200 éoliennes offshore réparties de la Manche à la Méditerranée en passant par l’Atlantique. La fusion des procédures AO9 et AO10 en un seul appel d’offres géant vise explicitement à accélérer le calendrier. Mais pour les opposants, cette célérité a tout du passage en force. La Fédération Environnement Durable parle d’un « coup d’estocade » porté au nucléaire historique, estimant que cette massification sature les capacités de planification et rend tout retour en arrière impossible une fois les pales en mouvement.
Le spectre d’un verrouillage énergétique irréversible
Le verrouillage est l’argument central de la contestation. Pour la FED, miser autant de capacités sur une source intermittente revient à condamner la pilotabilité du réseau. En d’autres termes, plus le réseau accueille d’éolien, plus il devient difficile de justifier économiquement la présence de centrales nucléaires ou à gaz, pourtant indispensables quand le vent tombe. La crainte est celle d’un effet domino : l’abondance d’électricité éolienne à certaines heures fait chuter les prix, érodant la rentabilité des centrales pilotables et poussant à leur fermeture. Sans ces centrales, la sécurité d’approvisionnement devient tributaire de la météo.
C’est une transformation profonde de l’architecture électrique française. Les sites retenus, parfois très éloignés des côtes pour l’éolien flottant, modifieront durablement les paysages et les usages de la mer. Une fois les fondations posées et les câbles ensouillés, le retour à l’état antérieur est une illusion technique et budgétaire.
Le mirage des prix bas face au mur des coûts cachés
Un tarif cible sous les 100 €, une réalité comptable bien au-dessus
Le gouvernement justifie cette accélération en affichant un prix moyen pondéré cible inférieur à 100 euros le mégawattheure (€/MWh) sur 25 ans. Un prix qui semble compétitif, surtout dans le contexte post-crise énergétique. Mais la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) tempère nettement cet optimisme. Dans son avis sur le cahier des charges, le régulateur rappelle que le coût de rachat moyen observé pour les parcs en service s’élevait à 184,9 €/MWh en 2024. Cette différence, colossale, est prise en charge par la contribution au service public de l’électricité, autrement dit par la facture de tous les consommateurs.
Le mécanisme même du complément de rémunération est pointé du doigt. Il garantit un revenu au développeur sur la base d’une production théorique, même si l’électricité produite n’est pas consommée ou est vendue à prix négatif sur le marché lors des périodes de fort vent et de faible demande. La CRE s’inquiète donc de la solidité financière de l’opération, en soulignant un risque de faible pression concurrentielle : face à un appel d’offres aussi vaste et un calendrier serré, tous les développeurs ne pourront pas se battre sur tous les lots. Cette configuration favorise des offres moins agressives, voire des renégociations ultérieures, un scénario déjà vu sur les premiers parcs.
Le mur d’investissement invisible : 20 milliards pour le réseau
Le raccordement électrique de ces méga-parcs, géré par RTE, pèse aussi lourd. La CRE l’évalue à environ 20 milliards d’euros. Cette somme n’est pas incluse dans le fameux tarif cible de 100 €/MWh. C’est un peu comme comparer le prix d’une voiture en oubliant le réseau routier qu’il faudrait construire pour la faire rouler. En d’autres termes, le coût complet pour la collectivité est bien supérieur au prix de sortie d’usine de l’électron.
L’intermittence de la production oblige à dimensionner un réseau capable d’encaisser des pics de puissance, tout en maintenant des capacités de back-up prêtes à démarrer à chaque instant. L’absence de prise en compte de ces coûts systémiques dans le calcul du LCOE (coût actualisé de l’énergie) fausse la comparaison avec le nucléaire, qui produit en continu. Sans ces coûts, une énergie affichée comme bon marché devient, une fois tous les coûts mutualisés, l’une des plus lourdes pour le budget de l’État et les finances des ménages.
La grande peur du made in China au cœur des éoliennes
Quand les géants chinois cassent les prix…
L’AO10 n’est pas qu’une affaire d’ingénierie et de tarifs de rachat. Il se joue aussi une lutte industrielle mondiale. Les turbiniers chinois, comme Mingyang ou Goldwind, contrôlent plus de 60 % de la capacité de production mondiale en 2024 et proposent des prix jusqu’à 50 % inférieurs à ceux de Vestas et Siemens Gamesa. Une bonne affaire à court terme, mais un piège stratégique si elle affaiblit les usines européennes.
C’est pour contrer cette offensive que le cahier des charges de l’AO10 reprend, pour la première fois aussi clairement, les principes de résilience du Net Zero Industry Act (NZIA) européen. Concrètement, il est exigé que moins de 75 % des composants d’une turbine proviennent d’un même pays tiers, une mesure directement taillée contre la Chine. L’objectif est clair : préserver l’emploi industriel local, à l’image de l’usine de pales Siemens Gamesa du Havre, et éviter de reproduire, avec la transition énergétique, la dépendance connue avec le gaz russe.
… et posent la question de la sécurité
Au-delà de l’économie, la cyber-insécurité entre aussi dans les appels d’offres. Une éolienne offshore géante est une centrale électrique bardée de capteurs, connectée en permanence pour optimiser sa production et sa maintenance. Entre de mauvaises mains, ces données et ces accès distants pourraient devenir des vecteurs d’espionnage ou de sabotage de grande ampleur. L’AO10 ajoute donc un critère explicite de « robustesse en cybersécurité ».
Les aimants permanents, essentiels aux turbines les plus puissantes, posent le même problème, car la chaîne de valeur est largement dominée par la Chine. Le dilemme est alors posé : pour décarboner vite, faut-il s’approvisionner là où c’est le moins cher, quitte à créer une nouvelle dépendance stratégique ? Ou payer le prix d’une filière européenne préservée, au risque de ralentir le déploiement et d’alourdir la facture ? La réponse donnée par le gouvernement dans ce cahier des charges penche clairement vers une protection assumée, et fait de la souveraineté énergétique un point non négociable de la transition.
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