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Pour les développeurs éoliens, la 13e période de l’appel d’offres PPE2 change la donne sur le choix des machines : le fournisseur des aimants devient un critère d’éligibilité, au même titre que l’autorisation environnementale. Et pour la collectivité qui finance le complément de rémunération, l’enjeu se compte en dizaines de millions d’euros si les prix repartent à la hausse. Dans sa délibération n°2026-192 du 17 septembre 2026, le régulateur rend un avis favorable au cahier des charges modificatif, tout en pointant trois évolutions qui touchent directement les porteurs de projet.
Un plafond de 85 % pour les aimants venus de Chine
Le nouveau critère applique le règlement européen NZIA (Net Zero Industry Act) et ses actes d’exécution. Concrètement, toute installation dont les génératrices contiennent des aimants permanents doit afficher un taux d’approvisionnement inférieur ou égal à 85 % auprès de l' »État tiers dominant ». La liste publiée par la Commission européenne est sans ambiguïté : pour les aimants d’éoliennes, terrestres comme en mer, cet État est la Chine.
La vérification interviendra au moment de l’attestation de conformité de l’installation, selon le même mécanisme que celui introduit dans l’appel d’offres photovoltaïque au sol, sur lequel la CRE s’était prononcée en avril 2026. Le critère ne vise que les machines équipées d’aimants permanents : les éoliennes à génératrice asynchrone ou à rotor bobiné ne sont pas concernées, ce qui laisse une porte de sortie technologique aux développeurs.
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Le seuil peut sembler généreux, mais il part d’une situation de quasi-monopole. Plus de 90 % des aimants permanents utilisés dans l’éolien européen sont aujourd’hui importés de Chine, et Pékin assure près de 90 % du raffinage mondial des terres rares. Passer sous la barre des 85 % suppose donc de sécuriser au moins 15 % d’aimants d’une autre origine, sur une chaîne de valeur européenne encore embryonnaire.
Pourquoi la CRE redoute un effet haussier
Le régulateur salue un « signal positif » pour l’industrie européenne, mais il relève le manque de visibilité des porteurs de projet sur la disponibilité d’aimants conformes. En France, cette contrainte s’ajoute aux limitations de hauteur des éoliennes, qui réduisent déjà le catalogue de machines installables. Moins de modèles éligibles, c’est moins de concurrence entre turbiniers, donc un risque de hausse des prix proposés par les candidats.
La 11e période, clôturée en mai 2026, avait marqué une rupture nette après deux ans de prix stables autour de 87 €/MWh, portée par une concurrence acharnée et une forte part de projets de renouvellement, comme nous l’avions détaillé à propos des résultats de l’appel d’offres éolien terrestre dominés par EDF et Engie.
| Période de l’AO PPE2 éolien terrestre | Prix moyen pondéré retenu |
|---|---|
| 6e période | 87,23 €/MWh |
| 7e période | 87,63 €/MWh |
| 8e période | 87,92 €/MWh |
| 9e période | 87,61 €/MWh |
| 10e période (juillet 2025) | environ 86,6 €/MWh |
| 11e période (mai 2026) | 77,08 €/MWh |
Source : rapports de synthèse de la CRE.
Ce que coûterait un retour aux prix d’avant
Pour mesurer l’enjeu, ECOinfos a réalisé une estimation simple. Une période de 800 MW, avec un facteur de charge de 25 % typique de l’éolien terrestre français, produit environ 1,75 TWh par an. Chaque euro supplémentaire sur le prix de référence représente alors près de 1,75 million d’euros de soutien public potentiel par an, soit environ 35 millions d’euros sur les 20 ans du contrat de complément de rémunération.
Si les prix remontaient au niveau des périodes précédentes, soit environ 9,5 €/MWh de plus, la facture grimperait à quelque 16,6 millions d’euros par an et plus de 330 millions d’euros sur 20 ans pour une seule période d’appel d’offres. Ce surcoût ne se matérialise que si les prix de marché restent sous le tarif de référence, ce qui correspond au scénario retenu par la CRE, qui prenait comme base un prix calendaire 2029 de 54,9 €/MWh. Rapporté aux quelque 30 millions de ménages français, l’impact resterait modeste, de l’ordre de 0,50 € par foyer et par an via le budget de l’État, mais il s’additionnerait période après période.
Porter-à-connaissance : un acte positif du préfet exigé après quatre mois
Deuxième évolution, plus juridique : un projet de renouvellement pouvait jusqu’ici candidater avec un simple récépissé de porter-à-connaissance. Désormais, si ce dossier a plus de quatre mois, le candidat devra joindre un acte positif du préfet prouvant l’absence de rejet implicite. La CRE approuve cette mise en conformité avec la jurisprudence administrative, mais demande de préciser que le délai court jusqu’à la date d’ouverture de la période de candidature, pour éviter toute ambiguïté.
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Troisième point, le cahier des charges affirme qu’un producteur ne peut bénéficier de deux contrats de soutien simultanément. Un parc renouvelé encore couvert par un ancien contrat ne pourra donc pas en décrocher un second via l’appel d’offres. La CRE va plus loin et suggère d’imposer une durée minimale d’exploitation du parc précédent, de 20 ou 25 ans, ou un gain minimum de production entre l’ancien et le nouveau parc.
Le régulateur rappelle enfin ses recommandations sur le repowering, notamment réinterroger les contraintes de hauteur et faciliter les autorisations. Un sujet que nous avions creusé dans notre analyse sur les limites du renouvellement des parcs éoliens, et qui conditionne directement le niveau de compétitivité observé en mai dernier.
