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Une session largement sursouscrite
La Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a annoncé la sélection des 39 dossiers retenus dans cette 11e période, pour un volume appelé fixé à 800 MW. Les candidatures déposées totalisaient 2 377,90 MW, soit près de trois fois le volume disponible. Cette forte sursouscription, la plus marquée depuis plusieurs sessions selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), traduit une concurrence accrue entre développeurs alors que le gouvernement a choisi de resserrer le volume appelé à 800 MW, contre 925 MW lors des périodes précédentes.
Le prix moyen pondéré des projets retenus s’établit à 77,08 €/MWh, en net recul par rapport aux sessions antérieures, situées entre 86 et 87 €/MWh. La CRE attribue cette baisse à la conjonction de deux facteurs : une concurrence plus vive entre candidats et la part importante de projets de renouvellement, jugés structurellement plus compétitifs que les nouveaux parcs. Le régulateur précise qu’il ne juge pas nécessaire de réserver un volume spécifique ni de prévoir de bonification pour ces opérations de repowering, ce qui pourrait alimenter les critiques de certains développeurs sur l’équité de la mise en concurrence.
Engie et EDF figurent parmi les principaux lauréats de cette séquence, confirmant une tendance à la concentration des attributions autour des deux plus grands énergéticiens du secteur. Pour les collectivités et les acteurs portant des projets participatifs ou citoyens, cette dynamique interroge sur la diversité réelle des porteurs de projets retenus, dans un cahier des charges où le prix pèse pour l’essentiel de la notation.
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Le renouvellement, moteur de la compétitivité
Plus de la moitié des projets sélectionnés relèvent du repowering, cette opération qui consiste à remplacer des turbines anciennes par des machines plus puissantes, souvent en réduisant le nombre de mâts installés sur un même site. Cette priorité correspond à l’orientation fixée par la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3), qui privilégie le renouvellement des parcs existants au nom d’une meilleure acceptabilité locale et d’une compétitivité économique supérieure aux nouveaux projets.
Plusieurs mesures gouvernementales accompagnent cette priorité depuis le début de l’année 2026 : la loi de finances 2026 a modifié la répartition de l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) afin que les communes accueillant un parc renouvelé bénéficient de recettes équivalentes à celles d’un nouveau parc, et une circulaire du 20 mars 2026 a relevé de 33 à 35 % le seuil de hauteur en deçà duquel un renouvellement peut être considéré comme une simple modification, sans nouvelle demande d’autorisation environnementale complète.
Les lauréats de cette 11e session bénéficieront d’un contrat de complément de rémunération sur vingt ans, mécanisme par lequel EDF verse aux producteurs la différence entre un tarif de référence et le prix moyen constaté sur le marché, au titre des charges de service public de l’énergie.
Une compétitivité qui pourrait rapidement s’essouffler
Cette dynamique favorable au renouvellement rencontre toutefois des limites que la filière commence à formuler ouvertement. Samuel Renard, directeur général chargé des énergies renouvelables en France chez Engie, a jugé ces résultats « un peu en trompe-l’œil » lors d’un point de presse, estimant peu probable que cette tendance se poursuive au même rythme dans les prochaines sessions.
Selon lui, les projets présentés lors de cette 11e période correspondaient aux meilleurs actifs disponibles du parc français, alors que plusieurs contraintes réglementaires et techniques réduisent le potentiel de renouvellement à moyen terme. Il cite en particulier les servitudes liées aux radars civils et militaires, qui empêchent d’augmenter la hauteur des éoliennes au-delà de 130 à 150 mètres dans de nombreuses zones du territoire. Or les premières générations de parcs français, installées notamment entre 2005 et 2010, reposaient sur des turbines de plus petite taille qui ne sont désormais plus commercialisées, rendant leur remplacement à l’identique impossible lorsque les contraintes locales interdisent d’installer des machines plus hautes.
Engie, qui exploite 2,5 GW de capacité éolienne installée en France, estime qu’environ 400 MW de son portefeuille français pourraient être menacés d’ici 2030, avec des parcs qui, faute de solution de renouvellement viable, seraient simplement démantelés en fin de vie plutôt que remplacés.
Un calendrier déjà fixé pour la prochaine session
Une deuxième période de l’appel d’offres éolien terrestre est programmée en septembre 2026, également calibrée autour de 800 MW. Cette session sera réservée aux seuls projets ayant déjà obtenu leur autorisation environnementale, une condition présentée par le gouvernement comme un gage d’exemplarité en matière de limitation des nuisances aux riverains, d’acceptabilité locale et de protection de la biodiversité.
Pour les collectivités concernées par l’implantation de parcs éoliens, qu’ils soient nouveaux ou renouvelés, la fiscalité liée à l’éolien reste par ailleurs un enjeu de recettes locales, de l’ordre de 10 à 15 000 euros par MW installé et par an, au titre notamment de l’IFER redistribuée entre les communes et intercommunalités concernées.
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Reste que le débat ouvert par Engie sur les limites techniques du repowering pourrait peser sur la préparation des prochaines périodes. Si le gouvernement souhaite maintenir le renouvellement comme priorité de la filière éolienne terrestre, la question du traitement des parcs les plus anciens, ceux dont les contraintes de hauteur interdisent tout remplacement viable, devra probablement être clarifiée dans les cahiers des charges à venir.
