Éolienne en mer : fonctionnement, parcs français, objectifs 2026

Une éolienne en mer capte un vent plus fort, plus régulier et moins turbulent qu’à terre, ce qui en fait l’une des sources d’électricité renouvelable les plus productives du mix français. En septembre 2026, la filière française franchit un palier significatif : plusieurs parcs sont pleinement opérationnels, les premiers pilotes flottants injectent leurs premiers électrons en Méditerranée, et l’État prépare un appel d’offres géant pour la décennie à venir. Ce dossier détaille, parc par parc, l’état réel de l’éolien en mer français, les objectifs de la PPE 2026-2035, la comparaison avec les voisins européens, le coût de ces infrastructures et ce que révèle la dernière expertise scientifique Ifremer-CNRS sur leurs effets sur la biodiversité marine. Pour resituer cette filière dans l’ensemble du mix électrique, voir aussi notre point sur le total de l’énergie renouvelable et les objectifs de puissance en GW et sur EDF et l’énergie renouvelable en 2026.

Comment fonctionne une éolienne en mer

Une éolienne en mer transforme l’énergie cinétique du vent en électricité selon le même principe qu’à terre, mais avec des dimensions et des contraintes propres au milieu marin. Les pales, longues de 80 à plus de 115 mètres selon les modèles, entraînent un rotor relié à une génératrice logée dans la nacelle, au sommet du mât. Les turbines installées ou attribuées en France affichent aujourd’hui une puissance unitaire de 7 à 15 MW, contre 2 à 3 MW il y a quinze ans, ce qui réduit le nombre de machines nécessaires pour une puissance donnée.

Sous la ligne de flottaison, la fondation ancre l’éolienne au fond marin ; sa nature dépend de la profondeur d’eau. L’électricité produite par chaque machine transite par des câbles sous-marins inter-éoliennes jusqu’à un poste électrique en mer, qui élève la tension avant de l’acheminer via un câble d’export sous-marin vers la côte. Le raccordement final au réseau terrestre est assuré par RTE, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, qui prévoit une station d’élévation à terre avant l’injection sur le réseau national.

Le contrôle de chaque éolienne est piloté à distance depuis un centre de supervision à terre, qui ajuste en permanence l’orientation des pales et l’angle de calage (pitch) pour optimiser la production selon la force et la direction du vent, tout en protégeant la machine lors des tempêtes. Cette supervision fine, couplée à la maintenance prédictive, explique en partie la disponibilité élevée des parcs en service, malgré l’éloignement des côtes et des conditions de mer parfois difficiles pour les équipes d’intervention.

Posée ou flottante : deux technologies

Deux grandes familles de fondations coexistent aujourd’hui au large des côtes françaises. Les éoliennes posées reposent directement sur le fond marin : un monopieu en acier est enfoncé dans le sédiment pour les faibles profondeurs, tandis qu’une fondation jacket, structure en treillis à plusieurs pieds, prend le relais pour les profondeurs intermédiaires. Au-delà d’environ 50 mètres, planter un pieu devient impossible : l’éolienne repose alors sur un flotteur maintenu en position par des lignes d’ancrage et des chaînes fixées au fond, une technologie encore émergente mais indispensable pour exploiter les zones profondes de Méditerranée et d’Atlantique.

Le choix entre les deux technologies dépend avant tout de la bathymétrie locale : la Manche et la mer du Nord, peu profondes, se prêtent aux fondations posées, tandis que la Méditerranée et une partie de l’Atlantique, où la profondeur augmente rapidement au large, imposent le recours au flottant. Cette complémentarité géographique explique pourquoi les deux filières se développent en parallèle en France plutôt que l’une remplaçant l’autre.

Pourquoi le vent marin produit plus d’électricité

En mer, le vent souffle plus fort, plus longtemps et de façon plus régulière qu’à terre, sans obstacle (relief, bâti, forêt) pour créer des turbulences. Cette régularité se traduit par un facteur de charge nettement supérieur : selon RTE, une éolienne en mer affiche un facteur de charge moyen de 35 à 45 %, contre 20 à 26 % pour l’éolien terrestre. Autrement dit, à puissance installée égale, un parc en mer produit sensiblement plus d’électricité sur l’année. Cet avantage se paie toutefois par des coûts d’installation et de maintenance plus élevés, liés à l’environnement marin et à l’éloignement des côtes.

Les parcs français en service en 2026

Six parcs éoliens en mer produisent aujourd’hui de l’électricité au large des côtes françaises. Saint-Nazaire, premier parc français, compte 80 éoliennes pour une puissance de 480 MW ; il est pleinement opérationnel depuis fin 2022. Au large de la Normandie, le parc de Fécamp (71 éoliennes, 497 MW), inauguré en mai 2024, alimente l’équivalent de 770 000 personnes, tandis que Saint-Brieuc, en Bretagne, a atteint sa pleine capacité le même mois avec 62 éoliennes et 496 MW. Au large de la Vendée, le parc des Îles d’Yeu et de Noirmoutier aligne 61 turbines Siemens Gamesa de 8 MW, pour environ 500 MW ; sa production progressive a démarré en juin 2025 et Ocean Winds a annoncé sa mise en service à 100 % fin avril 2026.

En Méditerranée, Provence Grand Large, premier pilote flottant français, est composé de 3 éoliennes de 8,4 MW (25,2 MW au total) et alimente environ 45 000 habitants depuis sa mise en service complète en juin 2025. Deux autres pilotes flottants méditerranéens sont désormais raccordés : EolMed, au large de Gruissan (30 MW), a injecté ses premiers électrons le 23 avril 2026, et EFGL (Éoliennes flottantes du Golfe du Lion), au large de Leucate et du Barcarès, avec 3 turbines Vestas de 10 MW (30 MW), raccordé au printemps 2026 pour environ 50 000 habitants.

Les parcs en construction et attribués

Derrière les parcs déjà raccordés, plusieurs chantiers avancent. Au large du Calvados, Courseulles-sur-Mer (64 éoliennes de 7 MW, 448 MW) a pris du retard lié aux travaux de fondations ; sa mise en service est désormais attendue au second semestre 2027. Plus au nord, le parc de Dieppe–Le Tréport (62 éoliennes de 8 MW, 500 MW) doit produire ses premiers mégawattheures dès la fin 2026, pour une production annuelle attendue d’environ 2 000 GWh, soit l’équivalent de la consommation de 850 000 personnes. Le parc de Dunkerque (jusqu’à 46 éoliennes, 600 MW), qui alimentera près d’un million de personnes, est attendu pour 2028.

En Normandie, Centre Manche 1 (environ 1 000 MW) doit débuter ses travaux en 2028 pour une mise en service en 2032 ; à lui seul, il couvrirait plus de 14 % de la consommation électrique normande. Son voisin, Centre Manche 2, a été attribué en septembre 2025 au tarif de 66 €/MWh. En Bretagne, Bretagne Sud 1, un parc flottant de 250 MW attribué en 2024, doit entrer en service en 2031, aux côtés d’un futur Bretagne Sud 2 pouvant atteindre 500 MW. En Méditerranée, deux parcs flottants de 250 MW chacun, Méditerranée 1 (EDF) et Méditerranée 2 (Ocean Winds), ont été attribués en décembre 2024 pour une mise en service entre 2031 et 2033.

Les objectifs de la PPE 2026-2035 et les appels d’offres

La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) 2026-2035 fixe un cap ambitieux pour la filière : 15 GW d’éolien en mer installés en 2035, 18 GW en 2037 et 45 GW à l’horizon 2050, ce qui ferait de l’éolien en mer la deuxième source d’électricité du pays derrière le nucléaire, couvrant plus de 20 % de la consommation électrique nationale (source : ecologie.gouv.fr). Pour tenir ce rythme, l’État a décidé de fusionner deux appels d’offres, AO9 et AO10, en une procédure unique portant sur dix parcs et environ 10 GW de puissance. Le cahier des charges de l’AO10 a été publié le 12 juin 2026, avec une attribution visée début 2027 (sources : ecologie.gouv.fr, France Renouvelables).

Cette nouvelle programmation succède à une précédente PPE jugée trop peu précise sur le calendrier des appels d’offres, ce qui avait contribué aux retards accumulés par certains parcs comme Courseulles-sur-Mer. En misant sur un allotissement plus prévisible et une meilleure visibilité pour les industriels de la chaîne de valeur (fabricants de mâts, câbliers, ports d’assemblage), l’exécutif espère fluidifier la montée en puissance de la filière tout en sécurisant l’approvisionnement électrique du pays face à la hausse attendue de la consommation, notamment liée à l’électrification des usages.

Cette trajectoire s’inscrit dans une stratégie énergétique plus large associant nucléaire et renouvelables ; voir notre comparatif sur énergie renouvelable et nucléaire, différence, CO2 et mix et notre analyse des projections du réchauffement climatique à l’horizon 2050.

La France face à ses voisins européens

À l’échelle européenne, la France reste loin derrière ses voisins en puissance installée, malgré un potentiel maritime important. Fin 2025, selon WindEurope, le Royaume-Uni comptait environ 17 GW d’éolien en mer raccordés, l’Allemagne environ 9,6 GW, les Pays-Bas 4,7 GW et la Belgique plus de 2,3 GW. Avec ses 2 GW raccordés et 7,8 GW déjà attribués, la France amorce donc son décollage avec plusieurs années de retard sur ces marchés matures, mais dispose d’un des plus grands espaces maritimes d’Europe pour combler cet écart dans la décennie à venir.

Combien ça coûte et qui paie

Le coût d’un parc éolien en mer se reflète dans le tarif d’achat fixé lors de l’appel d’offres : celui de Centre Manche 2, attribué en septembre 2025, s’élève à 66 €/MWh, un niveau qui confirme la baisse des coûts observée sur la filière posée depuis les premiers parcs français. Au-delà du prix de l’électricité, le Pacte éolien en mer, signé en mars 2022, engage la filière sur plus de 40 milliards d’euros d’investissements sur quinze ans, avec un objectif d’au moins 50 % de valeur créée localement (fabrication, installation, maintenance). Sur le plan de l’emploi, la filière vise 20 000 emplois en 2035, contre environ 8 300 aujourd’hui.

Le tarif de 66 €/MWh attribué pour Centre Manche 2 confirme une tendance à la baisse engagée depuis les premiers appels d’offres français, où les prix garantis dépassaient largement ce niveau. Cette baisse reflète à la fois la maturité industrielle croissante de la filière posée, la standardisation des turbines de forte puissance et une concurrence accrue entre développeurs lors des enchères, un mécanisme désormais bien rodé pour l’éolien en mer posé.

Une fois en service, les parcs génèrent aussi des coûts d’exploitation récurrents, en particulier la maintenance en mer, qui mobilise navires de transfert d’équipage et techniciens spécialisés. Depuis le 1er janvier 2026, les parcs éoliens en mer doivent en outre participer au mécanisme d’ajustement de RTE, une obligation qui les intègre davantage au pilotage en temps réel du réseau électrique. Pour agir sur les émissions à la source de la production électrique, voir aussi notre dossier sur les causes et chiffres clés des gaz à effet de serre et notre guide pratique pour lutter contre le réchauffement climatique.

Impacts sur la biodiversité : ce que dit l’expertise Ifremer-CNRS 2026

Publiée fin juin 2026, l’expertise scientifique collective menée par l’Ifremer et le CNRS a passé en revue plus de 4 500 publications issues de 13 établissements de recherche pour dresser un état des lieux des effets de l’éolien en mer sur la biodiversité marine. Premier constat : les fondations créent un effet récif artificiel bien documenté, avec par exemple plusieurs tonnes de moules colonisant chaque mât en mer du Nord, ce qui modifie localement la faune fixée et les espèces qui s’en nourrissent.

L’expertise souligne aussi que le bruit du battage des pieux, nécessaire pour enfoncer les monopieux, constitue une pression réelle pour la faune marine pendant la phase de chantier. Du côté des oiseaux migrateurs, les effets observés restent localisés et variables selon les sites et les espèces ; des expérimentations de pales peintes en noir sont notamment testées pour réduire les collisions. Les porteurs de projets appliquent la séquence réglementaire Éviter-Réduire-Compenser, mais les chercheurs pointent des lacunes persistantes sur les effets cumulés à long terme. Pour mieux comprendre les enjeux généraux de préservation des écosystèmes, voir notre article biodiversité : définition, niveaux et enjeux, ainsi que le détail de l’expertise sur le site de l’Ifremer.

Concrètement, la séquence réglementaire Éviter-Réduire-Compenser impose aux porteurs de projet d’écarter d’abord les zones les plus sensibles lors du choix d’implantation, de réduire l’impact résiduel par des mesures techniques (calendrier des travaux, dispositifs anti-bruit), puis de compenser ce qui ne peut être évité, par exemple via la restauration d’habitats marins. L’expertise Ifremer-CNRS recommande de prolonger le suivi environnemental bien au-delà de la mise en service, pour objectiver les effets cumulés sur plusieurs décennies.

FAQ — Éoliennes en mer

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La rédaction Climat.net — 16 septembre 2026