Un muscle qu'on n'utilise pas s'atrophie. Non pas brutalement, mais progressivement, invisible dans les bilans annuels, évident quand on en a besoin. La France dispose de l'une des façades maritimes les plus importantes d'Europe. En 2026, elle produit moins de 2 gigawatts d'éolien en mer, contre 14 GW au Royaume-Uni et 8 GW en Allemagne. Trente ans de sous-investissement ont produit exactement cet effet. Une filière retardée de deux ans supplémentaires pour désaccords politiques sur les modalités de financement, déblocée en quelques semaines par la fermeture d'un détroit à 5 000 kilomètres de Brest.
Le 2 avril 2026, Maud Bregeon, ministre déléguée à l'Énergie, et Roland Lescure, ministre de l'Économie, annonçaient à Bercy la relance des appels d'offres pour les énergies renouvelables. Pour l'éolien en mer, la décision est structurante. Fusion des appels d'offres 9 et 10 en une procédure unique portant sur 10 gigawatts répartis sur sept zones maritimes, avec des premiers lauréats désignés d'ici fin 2026 ou début 2027. "Cette crise valide notre stratégie. On est aujourd'hui sur l'accélération sur l'électrification", a déclaré Lescure, cité par Batiweb.
Ce dossier analyse ce que cette décision représente réellement en termes de rapport de force énergétique. Non pas une conversion climatique, mais une réponse industrielle à une crise géopolitique active, avec un Time-to-Impact qui rend la décision d'aujourd'hui impuissante face à la crise d'aujourd'hui.
L'état des lieux, la France à la traîne de ses voisins sur son propre littoral
La France possède le deuxième plateau continental européen après la Norvège. Elle dispose de façades maritimes sur la Manche, l'Atlantique et la Méditerranée. En 2026, sa capacité installée d'éolien en mer atteint moins de 2 GW, selon les données de la PPE3 publiée en février 2026. Le Royaume-Uni dépasse 14 GW. L'Allemagne 8 GW. Le Danemark, pays quatre fois moins peuplé, produit plus d'électricité éolienne offshore que la France n'en a jamais installé.
Le premier parc éolien en mer commercial français, Saint-Nazaire (480 MW), est entré en service fin 2022, quarante ans après les premiers parcs danois. Le parc de Dieppe-Le-Tréport est actuellement en phase d'installation des fondations selon Énergies de la Mer. Les appels d'offres 1 à 8 avaient déjà attribué 5 GW de capacité sur des délais de développement d'une quinzaine d'années.
La PPE3, adoptée par décret le 13 février 2026, fixe l'objectif de 15 GW d'éolien en mer à l'horizon 2035. Les AO9 et AO10, attendus depuis deux ans par la filière, avaient été bloqués par des désaccords politiques sur les modalités de financement des énergies renouvelables dans un pays lourdement endetté, selon l'agence Reuters citée par Boursorama. Ce sont les mêmes appels d'offres annoncés le 2 avril 2026 comme une "relance".
Ce que la guerre en Iran a décidé que la politique ne parvenait pas à décider
La mécanique de causalité est rarement formulée aussi clairement dans un dossier de politique énergétique. Le détroit d'Hormuz est fermé de facto à la navigation commerciale depuis les premiers jours du conflit américano-israélien contre l'Iran, déclenché le 28 février 2026. Les prix du pétrole et du gaz ont bondi. Les importations d'énergies fossiles françaises, qui représentent 60 % de la consommation finale en 2026, se sont renchéries structurellement.
Ce choc exogène a produit en quelques semaines ce que deux ans de discussions budgétaires ne produisaient pas. Lescure l'a dit explicitement lors de la conférence de presse du 2 avril. La crise "valide notre stratégie". Bregeon a annoncé la relance dans le contexte d'une réduction de la "dépendance de la France aux importations d'énergies fossiles, dont les prix flambent en raison de la guerre au Moyen-Orient", selon l'AFP citée par France 24.
Ce n'est pas un plan de transition climatique. C'est une réponse de souveraineté énergétique à une menace sur les approvisionnements. La nuance analytique est essentielle. Un plan climatique peut être différé, réduit, suspendu selon les cycles politiques. Une réponse à une crise d'approvisionnement réelle a une autre logique d'urgence, et une autre durabilité institutionnelle.
La cartographie des dix gigawatts et le critère anti-Chine inédit
Les 10 GW des AO9-10 fusionnés se répartissent en deux blocs égaux, 5 GW d'éolien posé (fondations fixes) et 5 GW d'éolien flottant sur sept zones maritimes. Fécamp-Grand-Large, Bretagne-Nord-Ouest, Bretagne-Sud, Oléron, Narbonnaise Sud-Hérault, Golfe du Lion Centre et Golfe de Fos, selon les annonces de Bercy. Le prix de rachat garanti sera inférieur à 100 euros par MWh, selon Énergies de la Mer, cohérent avec les tarifs prévus pour les futurs réacteurs EPR2.
L'élément le plus structurellement nouveau ne concerne pas les zones ou les puissances. Il concerne les critères de résilience industrielle intégrés aux cahiers des charges. Au maximum quatre composants stratégiques sur neuf pourront provenir de Chine. La part des aimants permanents d'origine chinoise dans les éoliennes maritimes sera limitée à 50 %, selon Reuters cité par Boursorama. Des critères de cybersécurité sont également intégrés. Le "Made in Europe" proposé par la Commission européenne sera incorporé dans les appels d'offres à partir de 2030.
Ces critères n'existaient pas dans les appels d'offres éoliens en mer précédents. Ils reflètent une prise de conscience, aggravée par la crise iranienne, que la dépendance aux composants chinois dans la filière des énergies renouvelables crée une vulnérabilité de second ordre. Construire des capacités de souveraineté énergétique sur une supply chain elle-même non souveraine.
Le Time-to-Impact, pourquoi dix gigawatts en 2026 ne changent rien avant 2035
Le paradoxe central de cette annonce est analytiquement similaire à celui du gisement d'hydrogène de Lorraine ou du cadmium dans les sols. La décision d'aujourd'hui ne modifie pas la réalité d'aujourd'hui.
Le délai entre l'attribution d'un appel d'offres éolien en mer et la mise en service opérationnelle d'un parc est de huit à douze ans dans les conditions françaises. Ce délai intègre les phases de concertation, d'études d'impact, d'instruction des autorisations, de construction des fondations, d'installation des turbines et de raccordement au réseau. Le premier parc de Saint-Nazaire a mis quatorze ans entre l'attribution et la mise en service.
Les premiers lauréats des AO9-10 seront désignés fin 2026 ou début 2027. En appliquant une hypothèse optimiste de huit ans, les premiers mégawatts de ces parcs arriveront sur le réseau en 2034-2035. L'objectif de 15 GW d'ici 2035 est donc physiquement conditionné à ce que les parcs déjà attribués dans les AO précédents entrent en service comme prévu, et à ce que les délais de réalisation des AO9-10 soient inférieurs à la moyenne historique française.
La France consomme aujourd'hui son énergie fossile importée sous Hormuz fermé. Elle ouvrira ses premiers parcs issus de ces appels d'offres quand le conflit au Moyen-Orient sera résolu depuis des années, quelle qu'en soit l'issue. Le rapport entre l'urgence du déclencheur et le calendrier de la réponse est de l'ordre de dix à quinze ans.
Ce que les appels d'offres ne résolvent pas encore
Cinq angles avant toute conclusion.
Premier angle. Le biais de linéarité. L'histoire des appels d'offres éoliens en mer français est une longue série de retards, recours juridiques, oppositions locales et modifications de cahiers des charges. Rien ne garantit que les AO9-10 seront attribués dans les délais annoncés ni que les parcs seront construits dans les temps prévus. La filière elle-même, par la voix d'Ørsted citée par GreenUnivers, avertit que "les modalités doivent être réalistes, pour qu'il y ait assez de participants et une vraie compétitivité."
Deuxième angle. La cohésion industrielle européenne. Les critères anti-Chine sont une décision politique d'approvisionnement. Mais la filière européenne de fabrication de turbines offshore, dominée par Vestas (Danemark), Siemens Gamesa (Allemagne-Espagne) et Nordex, traverse une période de tension industrielle avec des pertes documentées et des carnets de commandes sous pression. Exiger davantage de composants européens à partir de 2030 suppose une montée en capacité de cette filière d'ici là, non garantie.
Troisième angle. La capacité de raccordement réseau. 10 GW supplémentaires d'éolien en mer nécessitent des investissements massifs dans les infrastructures de raccordement sous-marin et terrestre. RTE devra planifier et financer ces extensions en parallèle des appels d'offres. Ce volet n'est pas détaillé dans les annonces du 2 avril. C'est historiquement l'un des facteurs limitants de la mise en service des parcs.
Quatrième angle. Les limites méthodologiques des objectifs PPE. La France a déjà raté ses objectifs de la PPE2 sur l'éolien en mer. La PPE3 fixe 15 GW en 2035 à partir d'une base de moins de 2 GW. Ce bond de capacité en neuf ans n'a pas d'équivalent dans l'histoire industrielle française sur ce secteur. L'objectif est politiquement affirmé. Sa faisabilité dépend de conditions réglementaires, industrielles et financières dont plusieurs sont incertaines.
Cinquième angle. Un scénario alternatif crédible. Le conflit au Moyen-Orient se résout avant fin 2026. Les prix de l'énergie fossile baissent. La pression politique sur l'accélération des renouvelables se relâche. Les arbitrages budgétaires reprennent leurs droits dans les cahiers des charges. Les délais s'allongent à nouveau. Ce scénario est exactement ce qui s'est produit entre 2022 et 2026 sur les AO9 et AO10.
Dix gigawatts décidés, zéro kilowattheure produit avant 2034
La fermeture d'Hormuz a débloqué en quelques semaines ce que deux ans de discussions budgétaires ne produisaient pas. C'est analytiquement le fait le plus significatif de cette annonce.
La France engage la reconstitution de son muscle énergétique offshore. La lenteur de son atrophie prendra dix ans à corriger, au mieux. La crise qui a déclenché la décision sera résolue bien avant que la décision produise son premier kilowattheure.
Les démocraties ont une caractéristique que leurs adversaires sous-estiment souvent. Elles finissent par décider, mais uniquement sous contrainte externe. La France vient d'en faire la démonstration en trois semaines. Le problème, c'est que la contrainte et la solution n'opèrent jamais sur le même calendrier.
Cédric Pellicer