Éoliennes, EPR : pourquoi la France ne sait plus livrer

Résumé exécutif

La France met dix à quinze ans à mettre en service un parc éolien en mer que les Pays-Bas livrent en quatre ans et demi après attribution, l'État y ayant réalisé la planification en amont. Elle prévoit seize ans entre la décision présidentielle de Belfort et le premier kilowattheure des EPR2 de Penly, dont la séquence administrative est plus longue que celle de Flamanville il y a vingt ans, malgré une loi d'accélération. Cet article établit que ces délais ne tiennent ni au gisement, ni à la volonté politique, ni principalement, pour l'éolien, à l'industrie : ils tiennent à l'architecture du droit français des grands ouvrages.

Quatre constats. Premièrement, la décomposition parc par parc de Saint-Nazaire, Fécamp et Yeu-Noirmoutier montre que le chantier lui-même dure trois à cinq ans, soit la norme européenne ; l'instruction administrative en dure autant à elle seule, et le contentieux ajoute deux à quatre ans. Deuxièmement, Flamanville est un accident industriel, non administratif, ce que la Cour des comptes documente ; le procès de la norme ne doit pas servir d'alibi à une filière qui a construit en dix-sept ans ce que la Chine a construit en neuf. Troisièmement, les recours n'ont annulé que des actes entachés de fautes de l'État, mais leur seule existence, multipliée par dix-sept catégories de décisions attaquables et par deux degrés de juridiction jusqu'en 2021, a suffi à geler les financements pendant des années. Quatrièmement, les réformes de 2016, 2021, 2023 et 2026 ont presque toutes visé le juge, presque jamais l'instruction : aucune autorité n'est propriétaire du délai total d'un projet.

Trois leviers procéduraux sont proposés : des délais d'avis à effet préclusif, une autorité unique responsable du calendrier, un acte d'autorisation unique attaquable une fois. Ils sont complétés par trois propositions de programme inspirées de la méthode du plan Messmer de 1974, débarrassée de ce qui n'en est plus acceptable : une loi de programme qui désigne les sites et les dates et tranche l'opportunité une fois pour toutes, un maître d'ouvrage du temps rattaché au Premier ministre, et la série comme doctrine, avec commande ferme des six EPR2 et gel de conception. Aucune de ces mesures ne réduit l'exigence environnementale ou de sûreté ; toutes réduisent le temps mort entre les exigences. Des critères datés (AO10 en 2031 et 2035, décret Penly avant mi-2027, délais de jugement à fin 2028) permettront de vérifier si la thèse tient.

Le 29 avril 2026, les 61 éoliennes du parc des îles d'Yeu et de Noirmoutier ont injecté leurs premiers mégawattheures à pleine capacité. L'appel d'offres qui les a fait naître datait de mai 2014. Douze ans. Le 14 décembre 2025, à 11 h 37, l'EPR de Flamanville a atteint pour la première fois 100 % de sa puissance nominale. Son premier béton avait été coulé le 3 décembre 2007. Dix-huit ans, si l'on compte jusqu'à la pleine puissance, et la mise en service industrielle n'interviendra qu'après une visite complète de 350 jours qui débute le 26 septembre 2026 15EDF, *L'EPR de Flamanville : unité de production n° 3*, actualités 2025-2026 (pleine puissance le 14 décembre 2025, visite complète à partir du 26 septembre 2026)16Sfen, *Flamanville 3 à 80 % de puissance, plein cap sur la mise en service industrielle*, 18 novembre 2025.

Ces deux chiffres n'ont pas la même cause. Le premier est, pour l'essentiel, le produit d'une architecture administrative et contentieuse. Le second est d'abord un accident industriel. Les confondre serait une faute d'analyse. Mais les tenir séparés ne dispense pas de voir ce qu'ils ont en commun : un pays qui a désappris à livrer un grand ouvrage dans le temps qu'il s'était fixé, et dont l'appareil normatif a fini par considérer le délai comme une variable libre, sans coût, sans propriétaire, sans sanction.

Cet article soutient une thèse en trois temps. Premièrement, dans l'éolien en mer, le retard français est d'abord procédural : la Cour des comptes européenne mesure jusqu'à onze ans entre l'attribution d'un site et sa mise en service en France, contre quatre ans et demi en moyenne aux Pays-Bas 4Cour des comptes européenne, *Énergies renouvelables en mer dans l'UE*, rapport spécial 22/2023, juin 20235OCDE, *Diagnostic Toolkit for Reducing Regulatory Barriers to Solar, Wind and Pumped Hydro Storage in the European Union*, chapitre « Offshore wind », octobre 2025. Deuxièmement, dans le nucléaire, le retard de Flamanville est industriel, mais la séquence administrative des EPR2 de Penly, censée bénéficier d'une loi d'accélération, est plus longue que celle de Flamanville il y a vingt ans. Troisièmement, les réformes empilées depuis 2016 ont réduit le contentieux sans réduire le temps, parce qu'elles ont traité le symptôme (le recours) plutôt que la cause (la séquence). Nous poserons enfin les critères permettant de vérifier, d'ici 2030, si la loi de simplification du 26 mai 2026 a changé quelque chose.

Un quart de siècle pour sept parcs

La France a lancé son premier appel d'offres d'éolien en mer en juillet 2011. Les lauréats ont été désignés en avril 2012 pour quatre zones (Saint-Nazaire, Courseulles-sur-Mer, Fécamp, Saint-Brieuc), puis en 2014 pour deux autres (Dieppe-Le Tréport, Yeu-Noirmoutier), puis en 2019 pour Dunkerque. Sur ces sept parcs, quatre sont aujourd'hui en service : Saint-Nazaire depuis novembre 2022, Saint-Brieuc et Fécamp depuis 2024, Yeu-Noirmoutier depuis avril 2026. Dieppe-Le Tréport a injecté ses premiers électrons en juillet 2026 et vise une mise en service complète d'ici la fin de l'année 20Éoliennes en Mer Dieppe Le Tréport (EMDT), *Le parc* et actualités, 2026. Courseulles, attribué en 2012, n'est plus attendu avant la fin 2027 18Connaissance des Énergies (AFP), *En Normandie, la mise en service du parc éolien « Calvados » reportée de 2 ans*, 5 juillet 2025. Dunkerque, attribué en 2019, vise 2028.

Dans son rapport d'octobre 2023 sur les soutiens à l'éolien, la Cour des comptes constatait qu'aucune des cibles fixées par trois programmations pluriannuelles successives n'avait été atteinte : l'objectif de 3 GW en mer pour 2023, fixé par la première PPE, ne devait être rempli qu'à moitié, et la cible basse de 5,2 GW pour 2028 était déjà hors de portée 2Cour des comptes, *Les soutiens à l'éolien terrestre et maritime*, observations définitives, octobre 2023. Le délai moyen pour obtenir une autorisation était estimé à sept ans pour l'éolien terrestre et dix ans pour l'éolien en mer, soit parfois le double des pays voisins, avant même les recours, dont le traitement pouvait ajouter jusqu'à deux ans 2Cour des comptes, *Les soutiens à l'éolien terrestre et maritime*, observations définitives, octobre 2023.

Le résultat se lit dans les capacités installées. Au printemps 2026, la France comptait environ 2 GW d'éolien en mer raccordés. À la fin 2025, le Royaume-Uni en avait 17, l'Allemagne 9,6, les Pays-Bas 4,7 23WindEurope, *Wind energy in Europe : 2024 statistics and the outlook for 2025-2030*, février 2025, et statistiques 2025, février 2026. La façade maritime française est la deuxième d'Europe. Son gisement n'est pas en cause. Sa procédure l'est, au moins pour la génération de parcs livrée entre 2022 et 2027.

L'éolien en mer n'est que le cas extrême d'un phénomène général. Pour l'éolien terrestre, la Cour des comptes retient un délai de développement de sept ans, là où l'article 16 de la directive européenne sur les énergies renouvelables impose aux États membres de délivrer les autorisations en deux ans, hors évaluation environnementale et hors contentieux 2Cour des comptes, *Les soutiens à l'éolien terrestre et maritime*, observations définitives, octobre 2023. Dès 2016, un député interrogeait le gouvernement sur le fait qu'il avait fallu plus de quatre ans entre l'attribution des parcs normands et l'obtention de leurs autorisations, quand les lauréats des pays voisins allaient au terme du projet en moins de quatre ans 35Assemblée nationale, question écrite n° 97833 (14e législature) et réponse du ministère de l'Environnement, de l'Énergie et de la Mer, *Éolien en mer*, 2016-2017. La réponse promettait de simplifier. Dix ans plus tard, les parcs en question ne sont pas tous en service.

Anatomie d'une procédure : pourquoi dix ans

Pour comprendre d'où viennent ces dix ans, il faut suivre le parcours d'un parc de la première génération. Le schéma ci-dessous reconstitue la chaîne d'actes qui a été nécessaire à Saint-Nazaire, Saint-Brieuc ou Yeu-Noirmoutier. Il ne s'agit pas d'une caricature : chaque étape correspond à un texte, une autorité et, le plus souvent, un délai de recours propre.

Trois traits distinguent ce parcours de ce qui se pratique en mer du Nord.

Le premier est l'ordre des opérations. Dans le modèle français de première génération, l'État attribuait une zone à un consortium, puis ce consortium menait le débat public, les études environnementales, les négociations avec les pêcheurs et les demandes d'autorisation. Autrement dit, le risque d'acceptabilité et le risque réglementaire étaient transférés à un opérateur privé après l'attribution. Aux Pays-Bas et au Danemark, l'État conduit lui-même les études de site, la planification spatiale et l'essentiel des consultations avant la mise en concurrence ; le lauréat reçoit un site préqualifié et un raccordement pris en charge par le gestionnaire de réseau 5OCDE, *Diagnostic Toolkit for Reducing Regulatory Barriers to Solar, Wind and Pumped Hydro Storage in the European Union*, chapitre « Offshore wind », octobre 2025. La Cour des comptes européenne, dans son rapport spécial de 2023 sur les énergies renouvelables en mer, situe le délai néerlandais moyen entre appel d'offres et mise en service à environ quatre ans et demi, et le délai français jusqu'à onze ans 4Cour des comptes européenne, *Énergies renouvelables en mer dans l'UE*, rapport spécial 22/2023, juin 2023. Cette comparaison appelle une réserve : les quatre ans et demi néerlandais courent après une phase publique de planification, d'études de site et de raccordement que l'État a déjà accomplie. Ils mesurent le temps du lauréat, non la durée publique totale. Mais c'est précisément le point : l'État néerlandais absorbe en amont, en une fois et pour plusieurs sites, un temps que la France fait recommencer à chaque projet, après attribution, sous le regard du juge.

Le deuxième trait est la multiplicité des actes attaquables. Un parc de première génération cumulait une autorisation environnementale, une concession d'utilisation du domaine public maritime, une autorisation d'exploiter au titre du code de l'énergie, une dérogation espèces protégées, un permis de construire pour le poste électrique à terre, une déclaration d'utilité publique pour la liaison de raccordement. Chacun de ces actes ouvrait un délai de recours et une instance distincte. Le décret du 12 mars 2021, qui a transféré ce contentieux au Conseil d'État en premier et dernier ressort, énumère dix-sept catégories de décisions attaquables pour un seul projet 6Décret n° 2021-282 du 12 mars 2021 portant application de l'article L. 311-13 du code de justice administrative.

Le troisième trait est la temporalité du juge. Le décret du 8 janvier 2016 avait confié le contentieux de l'éolien en mer à la cour administrative d'appel de Nantes, en premier et dernier ressort, avec un délai indicatif de douze mois pour statuer 7Décret n° 2016-9 du 8 janvier 2016 concernant les ouvrages de production et de transport d'énergie renouvelable en mer. Dès 2019, le gouvernement reconnaissait, en réponse à une question écrite, que ce délai n'avait pas permis d'accélérer notablement l'examen des recours, en raison de la formation quasi systématique d'un pourvoi en cassation contre la décision rendue 17Assemblée nationale, question écrite n° 18595 et réponse du ministère de la Transition écologique, *Contentieux relatif à l'implantation des parcs éoliens en mer*, 2019. La même réponse rappelait que la seule annulation juridictionnelle jamais prononcée avait pour cause une faute de l'État, non de l'exploitant 17Assemblée nationale, question écrite n° 18595 et réponse du ministère de la Transition écologique, *Contentieux relatif à l'implantation des parcs éoliens en mer*, 2019. Il a fallu attendre le décret du 12 mars 2021 pour supprimer le double degré et remonter directement au Conseil d'État 6Décret n° 2021-282 du 12 mars 2021 portant application de l'article L. 311-13 du code de justice administrative. Entre-temps, Saint-Nazaire avait perdu, selon les estimations du porteur de projet en 2017, deux années sur une mise en service initialement envisagée en 2020 30Batinfo, *Rejet des recours contre un parc éolien en mer au large de Saint-Nazaire*, 24 mai 2017.

Il faut mesurer ce que signifie « quasi systématique ». Pour Yeu-Noirmoutier, attribué en 2014, la dernière décision du Conseil d'État sur les recours des associations opposantes date de novembre 2022 19Connaissance des Énergies (AFP), *Entrée en service à 100 % du parc éolien en mer des îles d'Yeu et de Noirmoutier*, 29 avril 2026 ; Conseil d'État, décisions des 29 juillet et 23 novembre 2022 sur les recours contre le parc. Huit ans de contentieux pour un parc dont la construction proprement dite, une fois lancée, a duré trente-trois mois. La construction est la partie courte. Ce qui la précède, où le droit occupe la plus grande place sans en être la seule composante, est la partie longue.

Trois parcs, décomposés

L'affirmation mérite d'être vérifiée parc par parc. Le graphique ci-dessous décompose, pour les trois parcs dont la chronologie contentieuse est intégralement documentée par les décisions de justice, le temps écoulé entre l'attribution et la mise en service en trois segments : l'obtention de la dernière autorisation administrative substantielle (concession du domaine public maritime ou autorisation au titre de la loi sur l'eau), l'épuisement des recours devant le juge administratif, puis la décision finale d'investissement, la construction et la mise en service.

La lecture est nette, avec une réserve de méthode qu'il faut poser d'emblée : les segments sont chronologiques, non causaux. Pendant la phase d'instruction, les études, la concertation locale et la préparation industrielle avancent en parallèle ; pendant la phase contentieuse, le développement ne s'arrête pas entièrement. Ce que le découpage établit, c'est qu'un projet n'atteint sa décision finale d'investissement qu'une fois purgé de ses recours, et que cette purge intervient sept à huit ans après l'attribution. Dans les trois cas, le segment industriel (décision finale d'investissement, fabrication, installation en mer, raccordement) représente entre trois et cinq ans, ce qui est comparable aux durées observées en mer du Nord. Le segment administratif, de l'attribution à la dernière autorisation, en représente quatre à cinq à lui seul, c'est-à-dire autant que la totalité du cycle néerlandais après attribution, étant entendu que ce dernier ne comptabilise pas la planification et les études que l'État néerlandais réalise en amont. Le segment contentieux ajoute deux à quatre ans, pendant lesquels les opérateurs retardent généralement la décision finale d'investissement et les commandes industrielles majeures : à Saint-Nazaire, le porteur de projet a explicitement attendu l'arrêt du Conseil d'État de juin 2019 pour engager sa décision d'investissement 36Éolien Maritime France / EDF Renouvelables, *Le Conseil d'État valide l'autorisation d'exploiter du projet de parc éolien en mer de Saint-Nazaire*, communiqué, 7 juin 2019. À Saint-Nazaire, le recours contre l'autorisation d'exploiter du 18 avril 2012 a été introduit en 2012, rejeté par le tribunal administratif de Nantes le 3 septembre 2015, par la cour administrative d'appel en juillet 2017, et par le Conseil d'État le 7 juin 2019 : sept ans pour une seule autorisation, trois degrés de juridiction, trois rejets 33Conseil d'État, 7 juin 2019, n° 414426, *Association Prosimar et GRSB* (parc de Saint-Nazaire). À Fécamp, la concession signée le 31 mars 2017 a été validée par la cour administrative d'appel le 3 avril 2018 puis par le Conseil d'État le 24 juillet 2019 34Conseil d'État, 6e et 5e chambres réunies, 24 juillet 2019, n° 421143, *Association de protection du site des Petites-Dalles et autres* (parc de Fécamp). À Yeu-Noirmoutier, la concession du domaine public maritime signée le 29 octobre 2018 a été validée par la cour administrative d'appel le 6 décembre 2019 puis par le Conseil d'État en 2022, l'appel d'offres datant de mai 2014 19Connaissance des Énergies (AFP), *Entrée en service à 100 % du parc éolien en mer des îles d'Yeu et de Noirmoutier*, 29 avril 2026 ; Conseil d'État, décisions des 29 juillet et 23 novembre 2022 sur les recours contre le parc.

Ce n'est donc pas le chantier qui est lent. C'est la séquence qui le précède, dont l'instruction et le contentieux forment l'ossature.

Le coût du temps, que personne ne compte

L'objection classique consiste à dire que le retard n'est qu'un décalage : le parc finit par produire, et rien n'est perdu. Cette lecture méconnaît trois mécanismes.

Le premier est financier. Un parc de 500 MW représente entre 2 et 2,7 milliards d'euros d'investissement 20Éoliennes en Mer Dieppe Le Tréport (EMDT), *Le parc* et actualités, 2026. Chaque année d'attente entre l'attribution et la décision finale d'investissement est une année où le capital est immobilisé dans des études, des garanties et des frais de développement sans produire, et où le coût du capital, qui domine l'économie d'un actif renouvelable, court à vide. Ce coût est ensuite intégré aux offres tarifaires. Les tarifs des parcs de première génération, autour de 150 à 200 euros par mégawattheure, contre 44,9 euros pour le parc normand attribué en 2022, incorporent, entre autres facteurs, cette prime au risque procédural que l'État français fait porter aux opérateurs 2Cour des comptes, *Les soutiens à l'éolien terrestre et maritime*, observations définitives, octobre 2023.

Le deuxième est industriel. Quand Courseulles a annoncé, en juillet 2025, un report de plus de deux ans lié à un outil de forage innovant, le communiqué d'EDF a mentionné les conséquences : indemnisation supplémentaire de plus de 200 navires de pêche exclus de la zone, frais de stockage des éoliennes déjà produites au Havre par Siemens Gamesa, report des revenus 18Connaissance des Énergies (AFP), *En Normandie, la mise en service du parc éolien « Calvados » reportée de 2 ans*, 5 juillet 2025. Ce cas est industriel, non administratif, mais il donne l'échelle : le retard n'est jamais gratuit, il se paie en trésorerie, en indemnités et en usine sous-employ…