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- Que prévoit concrètement l’appel d’offres AO10?
- Quels sites sont concernés?
- Quelle part pour l’éolien posé et l’éolien flottant?
- Comment fonctionne le critère du prix moyen à 100 €/MWh?
- Quel calendrier et quelles étapes clés?
- Quels impacts techniques et économiques pour les acteurs du secteur?
- Quels risques réglementaires et financiers à prévoir?
Le gouvernement lance un tournant majeur pour l’éolien maritime en publiant le cahier des charges de l’appel d’offres AO10, qui met en concurrence 10 GW répartis sur onze projets le long des côtes françaises. L’annonce bouleverse le paysage énergétique national et relance le débat sur l’équilibre entre éolien posé et éolien flottant, tout en plaçant la barre des prix au centre des stratégies des développeurs.
Que prévoit concrètement l’appel d’offres AO10?
Le dossier fixe les zones prioritaires et les puissances attendues pour chaque façade maritime. Les offres doivent être déposées avant le 12 octobre auprès de la Commission de régulation de l’énergie. Les résultats seront publiés en février 2027, un calendrier chargé politiquement.
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Quels sites sont concernés?
La cartographie dévoile une répartition nationale avec des priorités claires selon les façades. La Manche concentre une part majeure tandis que la Méditerranée est pensée pour des projets flottants.
Manche Est et mer du Nord
La zone récupérera environ 4 GW via trois extensions du parc de Fécamp Grand Large. Chaque extension atteint près de 1,35 GW et les développeurs devront partager les raccordements pour limiter les coûts d’infrastructure.
Région Bretagne et sud-atlantique
Le dossier inclut le parc posé d’Oléron 1 au large de la Charente-Maritime, prévu pour ~1,2 GW. La Bretagne accueille deux projets flottants majeurs : un au large du Finistère et un second au sud de la région.
Méditerranée et concentration flottante
La façade méditerranéenne reçoit 3 GW répartis entre Sud Hérault 2 et deux projets dans le Golfe du Lion et Golfe de Fos. Cette zone favorise l’éolien flottant et vise à tirer parti des technologies en développement.
Quelle part pour l’éolien posé et l’éolien flottant?
Sur l’ensemble de l’appel d’offres, la répartition se rapproche d’un équilibre. Les projets proposés représentent environ 5,25 GW d’éolien posé et 4,9 GW d’éolien flottant.
Ce partage montre la volonté d’exploiter des zones côtières classiques tout en accélérant la filière flottante pour des sites plus profonds. Les enjeux techniques et logistiques diffèrent fortement selon le type d’implantation.
Comment fonctionne le critère du prix moyen à 100 €/MWh?
L’État fixe un objectif de prix moyen pondéré inférieur à 100 €/MWh pour l’ensemble des projets retenus. Ce seuil portera la discussion sur la compétitivité et la sélection des offres.
Qu’entend-on par prix moyen pondéré?
La moyenne s’applique à l’ensemble des projets et non à chaque parc individuellement. Les offres devront donc être pensées collectivement par les décideurs publics lors des attributions.
Quelles conséquences pour les développeurs?
Si la moyenne dépasse 100 €/MWh, l’État peut renoncer à certains projets. Les extensions de Fécamp bénéficient d’un traitement particulier pour éviter des coûts de raccordement irrécupérables.
Pourquoi la CRE émet des réserves?
La Commission de régulation de l’énergie rappelle les pressions inflationnistes subies par la filière et questionne le choix d’un plafond collectif plutôt que d’un seuil par projet. Le doute porte surtout sur la faisabilité financière pour certains porteurs.
Quel calendrier et quelles étapes clés?
Les candidats disposent jusqu’au 12 octobre pour soumettre leurs dossiers à la CRE. L’analyse administrative et technique va s’étaler sur plusieurs mois avant la sélection finale en février 2027.
Quels impacts techniques et économiques pour les acteurs du secteur?
Les développeurs devront optimiser leurs cahiers d’offres pour réduire les coûts d’installation et d’exploitation. Le partage des raccordements et l’échelle industrielle deviennent des leviers essentiels.
Plusieurs stratégies émergent pour rester compétitif tout en respectant le critère de prix :
- Mutualisation des infrastructures de raccordement pour réduire les Capex.
- Adoption de turbines plus puissantes et de fondations adaptées pour limiter le nombre d’équipements.
- Recours accru aux contrats de fourniture à long terme pour sécuriser les revenus.
Quels risques réglementaires et financiers à prévoir?
Les incertitudes sur les coûts de construction et les délais peuvent peser lourdement sur la viabilité des projets. Le choix d’un seuil collectif de prix ajoute une dimension politique aux décisions techniques.
Les acteurs doivent anticiper les aléas en renforçant leur gouvernance de projet et en multipliant les scénarios économiques pour répondre aux exigences du cahier des charges.
