Le développement de l’éolien offshore en France et les prix associés (développement éolien offshore France prix) font désormais partie des sujets qui touchent directement la facture des professionnels. Les projets posés récents ont été attribués autour de 66 €/MWh, les premiers parcs flottants commerciaux entre 85,90 et 92,70 €/MWh, et le futur appel d’offres AO10 vise un prix moyen pondéré inférieur ou égal à 100 €/MWh sur 25 ans.
Derrière ces chiffres se cachent des périmètres très différents, des mécanismes de soutien public et des effets indirects sur le prix de gros de l’électricité. Voici ce que ces données signifient concrètement pour une entreprise, une PME ou une copropriété qui achète son électricité sur le marché.
Développement éolien offshore France, prix et effets 2026
Temps de lecture : ~7 min
- De quel prix parle-t-on exactement
- Développement éolien offshore France prix, ce que montrent les derniers appels d’offres
- Pourquoi l’éolien flottant reste plus cher que l’éolien posé
- Combien coûte la construction d’un parc de 1 GW
- Le raccordement, un poste rarement visible dans les prix annoncés
- AO10, prix cible et mécanisme de soutien public
- L’éolien offshore fait-il baisser le prix de l’électricité pour les entreprises
- Ce que cela change pour votre stratégie d’achat d’énergie
- Aller plus loin avec le développement de l’éolien offshore en France
- Questions fréquentes
De quel prix parle-t-on exactement
Avant de comparer les chiffres, il faut distinguer cinq notions que les publications mélangent souvent. Le prix de l’électricité correspond au tarif de référence ou au complément de rémunération exprimé en €/MWh. Le coût d’investissement, ou CAPEX, mesure les dépenses nécessaires à la construction du parc, exprimées en €/MW ou en milliards d’euros.
Prix, coûts et mécanismes de soutien à distinguer
Le coût de production, souvent appelé coût nivelé de l’électricité ou LCOE, intègre l’ensemble des dépenses d’investissement et des coûts d’exploitation sur la durée de vie du parc. Le coût de raccordement regroupe les câbles sous-marins, la sous-station électrique en mer et les liaisons terrestres. Enfin, le coût pour les finances publiques dépend de l’écart entre le prix garanti au producteur et le prix de marché spot.
Cette distinction n’est pas un détail technique. Un tarif d’appel d’offres de 66 €/MWh ne décrit pas le coût total de construction d’un parc, et un coût de production estimé à plus de 200 €/MWh pour certaines configurations flottantes ne correspond pas au prix retenu dans un appel d’offres, qui repose sur des hypothèses de financement, de durée de contrat et d’industrialisation de la filière.
Développement éolien offshore France prix, ce que montrent les derniers appels d’offres
Exemples récents d’appels d’offres
Le projet Centre Manche 2, d’une puissance de 1,5 GW, a été attribué au consortium TotalEnergies et RWE avec un prix de l’électricité de 66 €/MWh, un niveau confirmé à la fois par l’opérateur et par les analyses de KPMG France. Cette valeur illustre la maturité de l’éolien posé, qui bénéficie de fondations de type monopieu éprouvées, de chaînes d’approvisionnement établies et de véritables économies d’échelle.
Les premiers projets flottants commerciaux affichent des niveaux plus élevés, selon les documents publiés par le ministère de la Transition écologique.
| Projet | Technologie | Puissance | Prix attribué |
|---|---|---|---|
| Centre Manche 2 | Éolien posé | 1 500 MW | 66 €/MWh |
| Golfe de Fos 1 | Éolien flottant | 250 MW | 85,90 €/MWh |
| Sud Bretagne 1 | Éolien flottant | 250 MW | 86,45 €/MWh |
| Narbonnaise 1 | Éolien flottant | 250 MW | 92,70 €/MWh |
Ces prix ne sont comparables qu’à condition de préciser l’année d’attribution, la technologie, la durée du contrat, le périmètre retenu et l’inclusion ou non du raccordement. La Programmation pluriannuelle de l’énergie mentionnait par exemple un prix de 44 €/MWh pour l’appel d’offres de Dunkerque, d’une puissance proche de 600 MW, et environ 60 €/MWh hors raccordement pour l’éolien posé en 2019. Comparer directement ces valeurs aux attributions récentes serait trompeur, car l’inflation des matières premières, la hausse des taux d’intérêt et les tensions industrielles ont fait évoluer les coûts depuis.
Pourquoi l’éolien flottant reste plus cher que l’éolien posé
L’éolien flottant permet d’installer des turbines là où la profondeur interdit toute fondation fixée au fond marin, notamment en Méditerranée et sur certaines zones atlantiques. Son prix reste supérieur pour des raisons industrielles concrètes, que le lecteur a intérêt à connaître avant d’interpréter les futurs appels d’offres.
Les principaux facteurs de surcoût
Voici les principaux facteurs de surcoût identifiés dans les documents publics et les analyses de filière :
- la fabrication des flotteurs et des systèmes d’ancrage, plus complexe et moins standardisée que celle d’une fondation monopieu
- les opérations d’installation, qui exigent des infrastructures portuaires adaptées et des navires spécialisés
- des distances à la côte souvent plus importantes, avec un impact direct sur les câbles sous-marins et le raccordement réseau
- des volumes encore insuffisants pour bénéficier pleinement des économies d’échelle
- une maintenance et un éventuel remorquage plus lourds à organiser en exploitation
RTE estime le coût de l’éolien flottant à environ 120 €/MWh, dont près de 25 % liés au raccordement. Cet ordre de grandeur explique pourquoi l’écart avec l’éolien posé se maintiendra tant que la filière ne sera pas industrialisée.
Combien coûte la construction d’un parc de 1 GW
Ordres de grandeur pour un parc de 1 GW
Selon l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis, les dépenses d’investissement d’un parc éolien offshore se situent généralement entre 3 et 5 millions d’euros par MW. Pour une puissance installée de 1 000 MW, cela représente un ordre de grandeur de 3 à 5 milliards d’euros. Une étude plus ancienne du ministère évaluait le coût total d’un parc de 1 GW entre 1,5 et 3 milliards d’euros hors raccordement, sur la base des premiers retours d’expérience. L’écart entre ces deux fourchettes traduit l’évolution du contexte économique plus que des divergences de méthode.
Les paramètres qui font varier les coûts
Le coût final dépend de la puissance du parc, de la technologie posée ou flottante, de la profondeur, de la distance à la côte, du nombre et du type de fondations, du prix des turbines et des sous-stations, des coûts portuaires et logistiques, des études environnementales et surtout des conditions de financement. Un parc offshore mobilise des capitaux très importants avant de produire ses premiers revenus, ce qui rend le coût du capital déterminant dans le prix nécessaire à la rentabilité.
À retenir
Un chiffre exprimé en €/MW mesure un investissement ou une capacité, un chiffre en €/MWh mesure un prix de l’électricité produite. Confondre les deux conduit à surestimer ou sous-estimer massivement le coût réel d’un parc.
Le raccordement, un poste rarement visible dans les prix annoncés
Le raccordement est assuré par RTE et comprend les câbles sous-marins, la sous-station électrique en mer, les équipements de transformation ou de conversion, les liaisons terrestres et les travaux de connexion au réseau. Les estimations historiques du ministère situaient ce poste autour de 10 à 15 % des coûts complets, hors poste électrique en mer. La Programmation pluriannuelle de l’énergie l’évaluait pour sa part entre 10 et 20 €/MWh selon les caractéristiques du site.
Pour une entreprise, ce point a une conséquence pratique. Les investissements de réseau se retrouvent, à terme, dans les composantes d’acheminement de la facture, indépendamment du fournisseur choisi. Comprendre la structure de sa facture devient donc aussi important que comparer les offres.
AO10, prix cible et mécanisme de soutien public
Le gouvernement prépare l’AO10, un appel d’offres majeur portant sur plusieurs zones et technologies d’éolien en mer. Le cahier des charges publié en juin 2026 vise un prix moyen pondéré de 100 €/MWh sur 25 ans, avec une désignation des lauréats prévue en 2027. Le dispositif repose sur un prix de référence, et non sur un tarif fixe intégralement payé par l’État. Lorsque le prix de gros de l’électricité est inférieur au niveau garanti, l’État verse une compensation. Lorsque le prix de marché dépasse ce niveau, le producteur reverse la différence selon les modalités prévues.
La Commission européenne a approuvé un dispositif financier pouvant atteindre 63 milliards d’euros sur 25 ans dans le scénario maximal. Ce plafond correspond à une exposition potentielle et non à une dépense certaine. Les estimations relayées par la presse spécialisée évoquent un coût compris entre 5 et 10 milliards d’euros dans un scénario plus modéré, le solde pouvant même devenir favorable à l’État si les prix de marché dépassent durablement le prix de référence.
L’éolien offshore fait-il baisser le prix de l’électricité pour les entreprises
La réponse honnête est nuancée. D’un côté, l’arrivée de plusieurs GW de production renouvelable sans combustible tend à peser à la baisse sur le prix de gros aux heures de forte production, comme l’observent déjà les marchés européens fortement équipés. De l’autre, le mécanisme de complément de rémunération et les investissements de raccordement se répercutent dans les composantes réglementées et fiscales de la facture. L’effet net pour une entreprise dépend donc de son profil de consommation, de la structure de son contrat et du moment où elle fixe son prix.
Autrement dit, l’éolien offshore modifie la trajectoire du mix électrique français mais ne garantit à aucune entreprise une baisse automatique de son budget énergie. Ce qui fait la différence sur une facture professionnelle reste la qualité du contrat, le timing d’achat, la structure tarifaire et la vérification des composantes facturées, comme le montrent nos analyses de l’évolution des prix de l’électricité et du gaz sur plusieurs années.
Ce que cela change pour votre stratégie d’achat d’énergie
Une gestion passive des achats d’électricité et de gaz expose une entreprise à trois risques simples. Le premier est de renouveler un contrat au mauvais moment du cycle de marché. Le deuxième est de payer des composantes d’acheminement, de capacité ou de taxes mal paramétrées par rapport au profil réel du site. Le troisième est de subir sans anticipation les évolutions réglementaires, qu’il s’agisse de la fin des tarifs réglementés ou des mécanismes qui succèdent à l’ARENH. À l’inverse, une gestion active transforme ces échéances en points de décision maîtrisés.
C’est précisément le rôle de notre cabinet. Nous réalisons un diagnostic des contrats et des factures d’énergie, nous comparons les offres des fournisseurs sur des bases homogènes, nous sécurisons les clauses contractuelles et nous assurons un suivi dans le temps, y compris pour les gestionnaires de copropriété, les TPE, les PME et les grandes entreprises. Nos prestations de courtage, d’expertise et d’audits énergétiques sont présentées sur nos prestations et nos audits énergétiques.
Bon à savoir
Un diagnostic de contrat et de factures permet souvent d’identifier des écarts de facturation ou des paramètres tarifaires inadaptés avant même de renégocier le prix du MWh.
Aller plus loin avec le développement de l’éolien offshore en France
Le développement de l’éolien offshore en France et les prix qui en découlent suivent une logique de long terme, entre 66 €/MWh pour l’éolien posé récent, 85,90 à 92,70 €/MWh pour les premiers projets flottants et une cible de 100 €/MWh sur 25 ans pour l’AO10. Ces niveaux structureront le mix électrique et une partie des mécanismes de soutien répercutés sur les factures professionnelles.
Pour une entreprise, la variable la plus rapidement actionnable reste toutefois la qualité de sa propre stratégie d’achat. Nous vous accompagnons pour l’analyser et l’optimiser via notre outil d’analyse ou en nous contactant directement via notre page de contact.
FAQ – Questions fréquentes
Les prix des appels d’offres éoliens en mer sont-ils garantis pendant toute la durée du contrat
Ils servent de prix de référence sur la durée prévue, généralement 20 à 25 ans pour l’AO10. Ce prix est indexé et comparé au prix de marché, ce qui déclenche soit un versement public, soit un reversement du producteur.
Une entreprise peut-elle acheter directement l’électricité d’un parc éolien offshore
C’est possible via des contrats d’achat d’électricité de long terme conclus avec un producteur ou un fournisseur, à condition d’avoir un volume et un horizon compatibles. Ce type de montage demande une analyse préalable du profil de consommation et du risque de volume.
Le prix du MWh éolien offshore influence-t-il le tarif d’acheminement
Il n’agit pas directement sur le tarif d’acheminement, mais les investissements de raccordement en mer et de renforcement du réseau portés par RTE entrent dans les coûts d’infrastructure répercutés sur les composantes réglementées des factures.
Quelle part de la production électrique française l’éolien en mer représente-t-il
La filière reste en phase de montée en puissance, avec des capacités attribuées bien supérieures aux capacités déjà en exploitation. Les objectifs de puissance installée sont fixés par la Programmation pluriannuelle de l’énergie.
Faut-il attendre la baisse annoncée des coûts pour renégocier son contrat d’énergie
Non, les deux sujets sont décorrélés. Les effets d’un appel d’offres attribué en 2027 se matérialiseront sur plusieurs années, alors qu’un contrat mal calibré pèse immédiatement sur la trésorerie.
Quelle différence entre le coût de production et le prix d’un appel d’offres
Le coût de production intègre l’ensemble des dépenses d’investissement et d’exploitation sur la durée de vie du parc. Le prix d’appel d’offres résulte d’une stratégie d’enchère intégrant le financement, le soutien public et les gains d’industrialisation attendus.