Tout d’abord, rappelons que, jusqu’à très récemment, l’éolien offshore ne bénéficiait pas d’un régime juridique propre. Le grand éolien terrestre ayant longtemps été le seul éolien techniquement et financièrement viable, le régime juridique de l’offshore était assimilé à celui de l’onshore (y compris pour les dispositions d’urbanisme) mais agrémenté de contraintes supplémentaires, liées au milieu marin.
Les progrès technologiques initiés par le Danemark ont vite changé la donne, le potentiel de la France rendant cette nouvelle source d’énergie renouvelable très attractive.
Depuis, la loi ENE a clairement distingué les deux procédures : l’éolien onshore est rattaché au régime des ICPE alors qu’un parc offshore ne l’est pas et, contrairement à son homologue terrestre, l’éolien maritime se retrouve dispensé de toutes formalités au titre du Code de l’Urbanisme. C’est un premier pas vers un régime juridique spécifique pour l’offshore mais la législation devra encore évoluer dans les prochaines années pour intégrer toutes les spécificités de cette forme de production d’énergie.
En premier lieu, la loi Grenelle II avait prévu l’entrée des éoliennes dont le mât mesure au moins 50 mètres dans la nomenclature des Installations Classées pour la Protection de l’Environnement (ICPE). C’est désormais chose faite : les éoliennes onshore les plus grandes sont ainsi soumises depuis le 24 août 2011 à la procédure d’autorisation, soit la plus contraignante.
En revanche, la loi ENE ne contient aucune disposition particulière pour les éoliennes offshore et les éoliennes onshore plus petites. Il appartenait donc au décret d’entrée en nomenclature de déterminer si elles devaient être également intégrées à un des régimes de la police des ICPE. En ce qui concerne les éoliennes en mer, cela n’a pas été le cas, confirmant la volonté du Grenelle de faciliter l’essor de la filière offshore.
Si l’on considère l’éloignement des parcs en mer par rapport aux habitations, cette solution parait logique puisque les dangers encourus par les riverains (bruit, projection de pale …) s’en trouvent éloignés d’autant.
Une évolution sur ce point reste néanmoins possible puisque l’éolien offshore génère des risques qui lui sont propres (risques de collision avec les navires, risque d’accrochage de câble par les chaluts...).
En second lieu, l’article L. 421-5 du Code de l’Urbanisme, modifié par la loi ENE , dispose que « Un décret en Conseil d'Etat arrête la liste des constructions, aménagements, installations et travaux qui, par dérogation aux dispositions des articles L. 421-1 à L. 421-4, sont dispensés de toute formalité au titre du présent code en raison […] de leur nature et de leur implantation en mer, sur le domaine public maritime immergé au-delà de la laisse de la basse mer. »
Cette modification a pour conséquence de dispenser les éoliennes offshore de toute formalité urbanistique. Le permis de construire n’est donc désormais plus exigé dans la procédure de création d’un parc en mer.
Malgré ces deux distinctions avec le régime de l’éolien terrestre voulues pour faciliter l’essor de cette nouvelle filière, la procédure de création d’un parc offshore manque encore de clarté et nécessiterait une réforme : les autorisations à obtenir (I) et les conventions à passer (II) sont en effet encore bien nombreuses.

I/ Les autorisations nécessaires à la création d’un parc éolien offshore
Un parc éolien en mer nécessite plusieurs autorisations administratives. Par commodité, nous distinguerons les autorisations liées à l’implantation (a) des autorisations liées à l’exploitation d’une installation de production d’électricité (b).

a) Les autorisations liées à l’implantation
Les aérogénérateurs maritimes sont, par définition, installés en mer ce qui laisse deux possibilités d’implantation : sur le Domaine Public Maritime naturel ou dans la Zone Economique Exclusive (ZEE). Une implantation au-delà de la ZEE ne permettrait pas à l’Etat d’avoir un contrôle sur les installations au regard du droit maritime international et reste financièrement inenvisageable pour l’instant.
Ces autorisations, qui exigent généralement la réalisation préalable d’une étude d’impact, sont :
- L’autorisation d’occupation domaniale pour les installations situées sur le Domaine Public Maritime (arrêté portant concession du Domaine Public Maritime en dehors des ports et convention de concession du Domaine Public Maritime en dehors des ports) ;
- L’autorisation IOTA au titre de la loi sur l’Eau (rubrique 4.1.2.0) ;
- Les autorisations liées à l’implantation sur un espace protégé (parcs naturels marins, zone Natura 2000, etc.).

b) Les autorisations liées à l’activité de production d’électricité

- L’autorisation d’exploiter une installation de production d’électricité qui est délivrée par la DIDEME ;
- Le certificat ouvrant droit à l'obligation d'achat (CODOA) qui est délivré conditions de puissance maximale installée ou d’implantation. Notons que, dans le cadre d’un appel d’offres, EDF est tenu de conclure un contrat d’achat d’électricité avec les candidats retenus, aux conditions fixées par l’appel d’offres.

II/ Les conventions
Là encore plusieurs documents sont indispensables au développement du projet, ils fixent les relations contractuelles du producteur d’électricité avec le gestionnaire de réseau (a) et avec le distributeur (b).

a) Le dispositif contractuel général entre le gestionnaire de réseau et le producteur
Le producteur s'adresse selon la puissance de son installation, à RTE, ERDF ou à un distributeur local. En pratique, eu égard à la puissance des installations offshore, ce sera souvent RTE.
Le dispositif contractuel général entre le gestionnaire de réseau et le producteur est constitué de :
- La convention de raccordement ;
- La convention d’exploitation ;
- Le contrat d’accès au réseau.

b) Le contrat d’achat
Dans le cadre des missions de service public, prévues dans la loi du 10 février 2000 modifiée, EDF – ou les entreprises locales de distributions (ELD) lorsque les installations sont raccordées à leur réseau – sont tenus d’acheter l’électricité produite par certaines installations dont l’Etat souhaite encourager le développement et qui, en raison de leur coût, ne pourraient pas trouver leur place dans le seul cadre du marché.
EDF conclut, à ce titre, avec chaque producteur qui en fait la demande, un contrat dit « d’obligation d’achat », dont la durée et les tarifs sont fixés par les pouvoirs publics après négociations avec les fédérations de producteurs.