Avocat en droit des énergies offshore : éolien en mer, câbles sous-marins et opérations offshore

Un parc éolien en mer est un chantier maritime avant d’être une centrale électrique. Les fondations arrivent par barge, les turbines sont posées par des navires autoportants affrétés au jour, les câbles sont ensouillés par des câbliers, la maintenance se fait à partir de navires de servitude et le tout est raccordé par RTE à un poste en mer qui n’appartient pas au producteur. Chacune de ces opérations relève d’un droit différent, et c’est précisément là que les projets se compliquent. Le cabinet aborde ces dossiers avec les outils du droit maritime, du droit des affaires et du commerce international, ce qui permet de lire un contrat d’affrètement de navire d’installation, une convention de raccordement et un contrat de fourniture de turbines comme les pièces d’un même montage. Cette page complète les pages droit maritime et droit du commerce international du cabinet.

Ce que recouvre le droit des énergies offshore

La matière commence par une question de géographie juridique. Dans la mer territoriale, jusqu’à douze milles marins, l’État est souverain, le fond de la mer appartient au domaine public maritime naturel et une installation s’y implante par concession d’utilisation du domaine public maritime (code général de la propriété des personnes publiques, art. L. 2124-3). Au-delà, dans la zone économique exclusive et sur le plateau continental, la France n’exerce plus qu’une juridiction fonctionnelle : la convention des Nations unies sur le droit de la mer du 10 décembre 1982 lui réserve le droit exclusif d’autoriser et de réglementer la construction d’îles artificielles, d’installations et d’ouvrages (art. 56 et 60), et de fixer autour d’eux une zone de sécurité de 500 mètres, sous réserve de ne pas entraver la navigation ni la pose des câbles sous-marins (art. 79). L’ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016 relative aux espaces maritimes transpose ce régime en droit interne. Son article 19 rend les lois et règlements français applicables sur les installations en zone économique exclusive « comme s’ils se trouvaient en territoire français métropolitain », et l’article 20 soumet toute activité d’utilisation des milieux marins à une autorisation unique.

Cette distinction n’est pas académique. Les parcs de la première génération, à Saint-Nazaire, Fécamp ou Saint-Brieuc, sont en mer territoriale. Les projets de la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie visent la zone économique exclusive, où l’article L. 219-5-1 du code de l’environnement demande que les zones prioritaires soient recherchées « en priorité ». Un projet à cheval sur les deux espaces relève, depuis la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023, des règles de la mer territoriale pour l’ensemble de ses autorisations, et la concession domaniale vaut alors autorisation d’implantation pour la partie située en zone économique exclusive (ordonnance de 2016, art. 40-1). Le droit applicable au parc, à ses câbles et aux navires qui le desservent dépend donc de la ligne des douze milles, et cette ligne se lit sur la carte avant de se lire dans les contrats.

De la planification à l’attribution : la procédure de mise en concurrence

L’État choisit la zone, le public en débat, le ministre lance l’appel d’offres et la Commission de régulation de l’énergie l’instruit. La séquence est fixée par l’article L. 121-8-1 du code de l’environnement : saisine de la Commission nationale du débat public, consultation portant notamment sur la localisation des zones potentielles, avis des collectivités situées à moins de cent kilomètres, puis identification des zones par le ministre après le bilan de la participation. Le dialogue concurrentiel ne peut commencer avant la communication de ce bilan, et le lauréat désigné est ensuite dispensé de toute nouvelle procédure de participation pour son propre projet. La cartographie des zones prioritaires, établie par façade pour dix ans dans le document stratégique de façade (code de l’environnement, art. L. 219-5-1), sert de socle à cet enchaînement.

L’actualité est celle de l’appel d’offres n° 1/2026, dit AO10, publié par la CRE le 20 mai 2026 et portant sur onze projets d’installations éoliennes en mer au large de la Normandie, de la Bretagne, en Sud-Atlantique et en Méditerranée, posés et flottants. Le cahier des charges rectificatif date du 20 août 2026 et les dossiers de participation doivent être déposés avant le 12 octobre 2026 à 12 heures, un dossier par projet. Le cadre de ces procédures est le chapitre Ier du titre Ier du livre III du code de l’énergie : l’article L. 311-10 en pose le principe, et le contrat conclu avec le lauréat sur le fondement de l’article L. 311-12 fixe la rémunération de l’électricité produite. Ce contrat lui-même peut être contesté devant le Conseil d’État, ce qui montre à quel point l’attribution est conçue comme un acte administratif et non comme une simple adjudication commerciale.

Pour un candidat, la difficulté n’est pas de comprendre la procédure mais de mesurer ce à quoi il s’engage : un calendrier de mise en service, des conditions de raccordement fixées par le cahier des charges, des coûts échoués en cas de défaillance, des engagements de contenu industriel et de mesures environnementales qui deviendront les prescriptions de ses autorisations. Le cabinet accompagne la lecture du cahier des charges, la structuration du groupement candidat et la négociation des accords de consortium, en gardant à l’esprit que tout ce qui est promis dans l’offre finira dans un titre opposable.

Les autorisations : permis enveloppe, autorisation unique et concession domaniale

Le législateur a voulu qu’un parc soit autorisé avant que sa technologie ne soit figée. C’est le sens de l’article L. 181-28-1 du code de l’environnement, issu de la loi n° 2018-727 du 10 août 2018 : les autorisations d’un projet d’énergie renouvelable en mer fixent des caractéristiques variables dans les limites desquelles le projet peut évoluer après leur délivrance, et leurs prescriptions sont établies en tenant compte de ces marges. Le pétitionnaire informe ensuite l’administration des caractéristiques du projet tel qu’il est réalisé. Ce « permis enveloppe » couvre quatre titres : l’autorisation unique de l’article 20 de l’ordonnance de 2016 pour la zone économique exclusive, la concession d’utilisation du domaine public maritime, l’autorisation environnementale et l’autorisation d’exploiter du code de l’énergie. L’étude d’impact peut être réalisée en tout ou partie par le ministre chargé de l’énergie et mise à la disposition du maître d’ouvrage, ce qui est une inversion notable de la logique habituelle du droit de l’environnement.

En zone économique exclusive, l’autorisation unique tient lieu de l’ensemble des autorisations, déclarations, approbations et dérogations nécessaires à la construction, à l’exploitation et à l’utilisation des installations et de leurs installations connexes. Elle peut être subordonnée à la constitution de garanties financières destinées à la mise en sécurité et à la remise en état du site (art. 22), s’accompagne d’une activité de recherche obligatoire sur le milieu marin (art. 24) et donne lieu à une redevance annuelle au profit de l’Office français de la biodiversité, que l’autorité administrative peut toutefois fixer à un niveau nul pendant la durée du contrat de l’article L. 311-12 pour les installations issues d’une procédure de mise en concurrence (art. 27). Le tracé des câbles sur le plateau continental fait l’objet d’un agrément distinct (art. 28), avec obligation d’enlèvement en fin d’utilisation.

Le contentieux de ces titres est concentré. Depuis le 1er janvier 2024, l’article R. 311-1-1 du code de justice administrative donne au Conseil d’État compétence en premier et dernier ressort pour connaître des recours dirigés contre l’ensemble des décisions relatives aux installations de production d’énergie renouvelable en mer, à leurs ouvrages de raccordement jusqu’au premier poste à terre et aux infrastructures portuaires qui leur sont nécessaires : autorisation d’exploiter, autorisation environnementale, dérogation « espèces protégées », concession domaniale, autorisation unique, contrat de l’article L. 311-12 et décisions prises au titre de la participation du public. Un seul juge, un seul degré, une jurisprudence qui se construit vite. Le juge saisi d’un recours contre l’autorisation unique dispose en outre des pouvoirs de régularisation de l’article L. 181-18 du code de l’environnement (ordonnance de 2016, art. 20-1), ce qui rend l’annulation sèche plus rare et la régularisation en cours d’instance plus fréquente.

Le raccordement : ce que RTE doit, ce que le producteur risque

Depuis 2017, le coût du raccordement des parcs attribués sur appel d’offres, lorsque le producteur ne choisit pas l’emplacement de la zone, est supporté par le gestionnaire du réseau public de transport, y compris les coûts échoués en cas d’abandon de la procédure ; les modifications demandées par le lauréat restent à sa charge, et sa défaillance lui fait assumer les coûts échoués dans les conditions du cahier des charges (code de l’énergie, art. L. 342-16). Le cahier des charges fixe la date à laquelle le raccordement doit être achevé et, en cas de retard, RTE verse au producteur une indemnité dont le champ, le calcul et le plafond sont fixés par décret pris après avis de la CRE (art. L. 342-8, II) ; les avaries ou dysfonctionnements des ouvrages de raccordement qui limitent la production ouvrent également droit à indemnité (art. L. 342-10). Le décret n° 2022-315 du 3 mars 2022 en fixe le régime. L’article L. 342-5 permet enfin à l’État, une fois la cartographie publiée, de demander à RTE d’engager par anticipation les études et travaux de raccordement, ce qui découple le calendrier du réseau de celui du parc.

Ce cadre légal vient d’être complété par un dispositif contractuel nouveau. Par deux délibérations du 10 septembre 2026, publiées le 16 septembre, la CRE a approuvé la procédure de traitement des demandes de raccordement et le modèle de convention de raccordement des installations éoliennes en mer du groupe de projets PPE3 de l’AO10 (Fécamp grand large 1 à 3, Bretagne Nord-Ouest, Oléron 1, Golfe du Lion Centre 1a, 1b et 2). La convention est signée en trois étapes, sans proposition technique et financière, avec des engagements progressifs entre RTE et le producteur, un plafond de responsabilité évolutif et un traitement précisé des postes mutualisés. RTE avait soumis ce modèle à consultation publique du 10 mars au 7 avril 2026 avant de saisir la CRE le 22 juillet.

Il n’existe à ce jour aucune décision juridictionnelle sur cette convention en trois étapes ; nous raisonnons en droit prospectif. Trois questions se poseront à coup sûr. La première est celle de l’articulation entre le plafond de responsabilité contractuel et l’indemnité légale de retard, qui n’a pas la même source ni le même plafond. La deuxième est celle du poste mutualisé : lorsque plusieurs parcs partagent un même poste en mer, le retard de l’un ou l’avarie d’un ouvrage commun rejaillit sur les autres, et le partage du risque entre producteurs devient une question de rédaction. La troisième est celle de la force majeure en mer, que les contrats de construction, la convention de raccordement et les polices d’assurance ne définissent jamais de la même façon. C’est sur ces trois points que le cabinet concentre sa relecture des conventions.

Construire en mer : contrats, navires et chaîne industrielle

Construire un parc, c’est enchaîner des contrats qui n’ont pas été écrits les uns pour les autres. La fourniture des turbines suit des modèles de constructeur, la fabrication des fondations et des sous-stations relève de contrats industriels de type EPCI, la pose des câbles et l’installation des turbines passent par des chartes-parties spécialisées, souvent bâties sur les formulaires BIMCO SUPPLYTIME ou WINDTIME, et le tout est chapeauté par des accords d’interface qui répartissent les retards entre lots. Un retard du câblier devient un jour d’attente facturé par le navire d’installation, qui devient un décalage de mise en service, qui devient une pénalité de raccordement. Tout se tient. Et le droit maritime entre alors par la porte des navires, parce que le navire autoportant qui pose les turbines est affrété à temps selon une charte-partie de droit anglais qui prévoit ses propres cas de suspension du loyer, parce que le câblier qui ensouille la liaison d’export répond de ses dommages dans les limites de la convention de 1976 sur la limitation de la responsabilité en matière de créances maritimes, parce que l’assureur corps du navire et le club de protection et indemnité de l’armateur ne couvrent pas les mêmes sinistres que la police tous risques chantier du parc, et parce que la créance impayée d’un affréteur se garantit d’abord par la saisie conservatoire du navire dans le port où il fait escale, avant toute discussion au fond.

Deux règles françaises méritent d’être connues avant de signer. L’article 37 de l’ordonnance de 2016 réserve le transport maritime entre le territoire français et les installations en zone économique exclusive, pour leur maintenance courante, aux navires immatriculés dans un État membre de l’Union européenne ou de l’Espace économique européen et battant ce pavillon, sauf dérogation exceptionnelle du ministre ; ces transports doivent en outre partir ou arriver dans un port de l’Union ou de l’Espace économique européen. Une flotte de maintenance sous pavillon tiers n’est donc pas une option par défaut. Et l’article 38 de la loi n° 2026-403 du 26 mai 2026 de simplification de la vie économique permet aux pouvoirs adjudicateurs et entités adjudicatrices, par dérogation à l’article L. 2113-10 du code de la commande publique, de ne pas allotir les marchés de travaux, de fournitures ou de services concernant un projet d’installation de production d’électricité renouvelable en mer au-dessus d’un seuil fixé par décret, qui ne peut être inférieur à dix millions d’euros hors taxes ; la même faculté vaut pour les marchés d’ouvrages du réseau public de transport associés. Les marchés de RTE et des ports pour les infrastructures offshore vont donc pouvoir être passés en lots globaux, ce qui change la position des sous-traitants et des PME de la filière.

Le cabinet rédige et négocie ces contrats, dans leur version française comme dans leur version anglaise, et traite les litiges qui en naissent : réclamations de retard, appels de garanties bancaires, contestations de réception, différends d’interface entre lots. La clause de loi applicable et la clause de règlement des litiges se négocient au même moment que le prix, jamais après.

Exploiter en mer : sécurité, sûreté et statut des installations

La loi du 10 mars 2023 a donné un statut aux ouvrages flottants. Les îles artificielles, installations et ouvrages flottants exploités dans les espaces maritimes français sont immatriculés, peuvent être francisés et sont alors susceptibles d’hypothèque dans les conditions du code des douanes (ordonnance de 2016, art. 40-2). Ils sont conçus, construits, entretenus et exploités conformément à des règles de sécurité maritime, de sûreté d’exploitation et de prévention de la pollution, dont le respect est attesté par un certificat délivré par un organisme agréé (art. 40-3), sous peine de mise en demeure, de consignation, de travaux d’office et de suspension de l’exploitation (art. 40-5), et d’un an d’emprisonnement et de 150 000 euros d’amende pour l’exploitant qui passe outre une suspension (art. 45). Le décret n° 2025-1101 du 19 novembre 2025 a pris les mesures d’application : définition de l’ouvrage flottant comme engin relié durablement au fond ou à un point fixe et non affecté à la navigation, certificat de conformité initial avant mise en service, contrôles périodiques au plus tous les dix ans, agrément des organismes de contrôle, procédure de mise en demeure avec un délai de réponse d’au moins deux semaines.

Le même décret a inséré dans le décret n° 2013-611 du 10 juillet 2013 un article 18 bis, en vigueur depuis le 22 novembre 2025, qui renvoie à un arrêté des ministres chargés de l’énergie et de la mer les règles de conception, d’aménagement et d’exploitation destinées à assurer la sûreté des installations de production d’énergie renouvelable en mer et de leurs ouvrages de raccordement, dans l’ensemble des espaces maritimes français. Pour les parcs déjà attribués ou en cours d’attribution, un arrêté doit fixer avant le 30 septembre 2026 les mesures d’adaptation et un délai de mise en conformité qui ne peut excéder cinq ans. La sûreté, au sens de la protection contre les actes malveillants, entre ainsi dans le cahier des charges technique des parcs existants, ce qui aura un coût et posera la question de sa répercussion dans les contrats d’exploitation et de maintenance en cours.

Autour des installations, le représentant de l’État en mer peut créer une zone de sécurité de 500 mètres dans laquelle il est interdit de pénétrer sans autorisation, sauf pour les navires qui participent à la pose, à l’inspection ou à la maintenance, qui ravitaillent l’installation ou qui font face à une situation de détresse (art. 29) ; le propriétaire ou l’exploitant répond de la signalisation maritime et des informations nautiques (art. 31 et 32). Les marins qui travaillent à bord peuvent rester affiliés au régime de sécurité sociale des marins, l’employeur assumant alors les obligations de l’armateur (art. 38). Une éolienne flottante est donc, pour le droit, un objet hybride : un ouvrage immatriculé qui se finance comme un navire, se contrôle comme une installation industrielle et se signale comme un danger pour la navigation.

Financer et assurer un projet offshore

Le financement d’un parc repose sur des flux que le droit rend prévisibles : le contrat de l’article L. 311-12 pour les recettes, la convention de raccordement pour l’accès au réseau, les indemnités légales de retard et d’avarie pour les aléas du réseau, la redevance domaniale nulle pendant la durée du contrat pour les charges. Les prêteurs demandent en contrepartie des sûretés sur ce que le droit permet de grever : les parts de la société de projet, les créances issues du contrat de rémunération, les comptes du projet et, pour les ouvrages flottants francisés, une hypothèque inscrite selon le code des douanes. Les garanties financières de l’article 22 de l’ordonnance de 2016 et les engagements de démantèlement viennent s’ajouter à ce montage et doivent être calibrés dès le dossier d’autorisation, parce qu’ils conditionnent la délivrance du titre.

L’assurance suit la vie du projet : police tous risques chantier pendant la construction, avec ses exclusions propres aux opérations en mer et ses délais de carence sur les câbles ; assurance corps et responsabilité des navires d’installation, généralement à la charge de l’armateur affréteur ; police d’exploitation et pertes d’exploitation une fois le parc mis en service. Le point le plus mal traité dans la pratique est la frontière entre la police du projet et celle du navire : un câble endommagé par une ancre de navire de servitude relève-t-il de l’assureur du parc, de l’assureur de l’armateur ou du club de protection et indemnité ? La réponse dépend de la rédaction des clauses de renonciation à recours, et elle se découvre trop souvent après le sinistre. Le cabinet intervient dans la négociation de ces polices, dans la déclaration et la gestion des sinistres et dans les recours entre assureurs.

Démanteler et remettre en état

À l’expiration de l’autorisation ou à la fin de l’exploitation, le titulaire est responsable du démantèlement des installations et de la remise en état du site, l’autorité administrative pouvant décider du maintien de certains éléments qui bénéficient aux écosystèmes sans gêner la navigation (ordonnance de 2016, art. 23) ; la même règle vaut pour les câbles (art. 28). Si le propriétaire ou l’exploitant refuse ou néglige d’y procéder, l’administration peut, après mise en demeure, exécuter les travaux d’office à ses frais et le déchoir de ses droits sur les installations (art. 40), et l’abstention est punie de 75 000 euros d’amende (art. 47, III). Ces obligations se transmettent avec le projet : l’acquéreur d’un parc en exploitation reprend le passif de démantèlement, et l’audit d’acquisition doit chiffrer les garanties constituées et celles qui restent à constituer.

Le contentieux des énergies offshore

Trois contentieux coexistent et ne se ressemblent pas. Le contentieux administratif des autorisations, concentré devant le Conseil d’État en premier et dernier ressort, oppose le porteur de projet aux associations, aux comités des pêches ou aux communes littorales ; il se gagne sur la qualité du dossier et sur les pouvoirs de régularisation du juge. Les litiges relatifs aux titres d’occupation du plateau continental et de la zone économique exclusive, et à leurs redevances, relèvent également de la juridiction administrative (ordonnance de 2016, art. 54, II). Le contentieux des contrats, entre le producteur, ses fournisseurs, ses armateurs et RTE, se tranche selon les clauses négociées : arbitrage international pour les contrats de fourniture et d’installation conclus avec des groupes étrangers, tribunaux de commerce ou tribunaux judiciaires pour le reste, avec les questions habituelles de loi applicable et d’exécution des sentences. Le contentieux maritime enfin, celui des abordages avec une éolienne, des avaries de câbles, des saisies de navires et des créances de gens de mer, obéit au code des transports et aux conventions internationales.

Le cabinet plaide devant les juridictions françaises et assiste ses clients dans les arbitrages, et il apporte à ces dossiers ce qui manque souvent aux équipes venues du droit de l’énergie : la pratique de la saisie conservatoire de navire, de la limitation de responsabilité de l’armateur et de l’exécution en France des sentences et jugements étrangers.

Pour qui nous intervenons

Les développeurs et énergéticiens candidats aux appels d’offres, les industriels et équipementiers de la filière, les entreprises de travaux maritimes et les câbliers, les armateurs de navires d’installation et de servitude, les sociétés de maintenance, les investisseurs et les prêteurs, les assureurs et les courtiers, les ports et les collectivités qui accueillent les bases de maintenance. La taille du dossier importe moins que sa nature : une clause de « off-hire » dans une charte-partie de navire de transfert d’équipage mérite la même attention qu’une convention de raccordement, parce que c’est souvent elle qui déclenche le litige.

Cas typiques d’intervention

Un armateur français a affrété à temps un navire autoportant à un consortium de construction pour la pose de fondations en Manche ; le consortium invoque une période de mauvais temps pour suspendre le loyer, l’armateur soutient que la clause météo ne couvre que l’impossibilité d’opérer et non la décision commerciale de retarder le chantier. Le litige se joue sur trois mots de la charte-partie et sur les journaux de bord, et il se prépare avant l’assignation, par la saisie conservatoire du navire de remplacement affrété par le consortium.

Une société de projet lauréate d’un appel d’offres reçoit de RTE la deuxième étape de sa convention de raccordement et constate que le plafond de responsabilité proposé ne couvre pas le coût d’immobilisation de sa flotte d’installation en cas de retard du poste en mer. Il s’agit de négocier l’articulation entre l’indemnité légale de l’article L. 342-8 et le plafond contractuel, et de reporter le risque résiduel sur le contrat d’installation ou sur la police tous risques chantier.

Un fonds d’infrastructure acquiert une participation dans un parc en exploitation depuis quatre ans ; l’audit révèle que les garanties financières de démantèlement ont été constituées pour l’installation mais non pour les câbles inter-éoliennes, et que l’arrêté de sûreté attendu avant le 30 septembre 2026 imposera des travaux d’adaptation non budgétés. Le prix et les garanties de passif se renégocient sur cette base.

Le volet proprement maritime de ces projets, navires de service et chartes-parties, transport des composants, câbles sous-marins, heurts d’installations, assurance et contentieux en mer, fait l’objet d’une page dédiée : navires, câbles et sinistres des parcs éoliens en mer.

Questions fréquentes

Quel droit s’applique à un parc éolien situé dans la zone économique exclusive française ?

Le droit français, comme si l’installation se trouvait en territoire métropolitain : c’est ce que prévoit l’article 19 de l’ordonnance n° 2016-1687 du 8 décembre 2016, dans les limites de la juridiction reconnue à l’État côtier par la convention des Nations unies sur le droit de la mer. L’implantation y suppose l’autorisation unique de l’article 20 de la même ordonnance, incluse dans l’autorisation environnementale.

Qui paie le raccordement d’un parc éolien en mer attribué sur appel d’offres ?

Le gestionnaire du réseau public de transport, RTE, lorsque le producteur ne choisit pas l’emplacement de la zone d’implantation (code de l’énergie, art. L. 342-16). Les modifications demandées par le lauréat restent à sa charge, et sa défaillance lui fait supporter les coûts échoués selon le cahier des charges.

Que se passe-t-il si RTE livre le raccordement en retard ?

Le cahier des charges fixe la date d’achèvement du raccordement ; en cas de retard, RTE verse au producteur une indemnité dont le calcul et le plafond sont fixés par décret pris après avis de la CRE (code de l’énergie, art. L. 342-8, II, et décret n° 2022-315 du 3 mars 2022). Les avaries des ouvrages de raccordement qui limitent la production sont également indemnisées (art. L. 342-10). Le modèle de convention approuvé par la CRE le 10 septembre 2026 pour les projets de l’AO10 ajoute à ce régime légal un plafond de responsabilité contractuel évolutif.

Qu’est-ce que le permis enveloppe ?

La faculté, ouverte par l’article L. 181-28-1 du code de l’environnement, d’obtenir les autorisations d’un projet en mer sur la base de caractéristiques variables (nombre, puissance et hauteur des éoliennes, type de fondations) dans les limites desquelles le projet peut évoluer après la délivrance des titres. Le pétitionnaire informe ensuite l’administration des caractéristiques finalement retenues.

Quel juge est compétent en cas de recours contre l’autorisation d’un parc en mer ?

Le Conseil d’État, en premier et dernier ressort, pour l’ensemble des décisions relatives aux installations de production d’énergie renouvelable en mer, à leurs ouvrages de raccordement jusqu’au premier poste à terre et aux infrastructures portuaires nécessaires (code de justice administrative, art. R. 311-1-1, en vigueur depuis le 1er janvier 2024).

Une éolienne flottante est-elle un navire ?

Non, mais elle en emprunte le régime sur plusieurs points. Depuis la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023, les installations et ouvrages flottants sont immatriculés, peuvent être francisés et hypothéqués, et doivent être certifiés par un organisme agréé selon des règles de sécurité maritime et de sûreté d’exploitation (ordonnance de 2016, art. 40-2 et 40-3 ; décret n° 2025-1101 du 19 novembre 2025).

Peut-on faire assurer la maintenance d’un parc par des navires sous pavillon étranger ?

Pas librement. Le transport maritime entre le territoire français et les installations situées en zone économique exclusive, lié à leur maintenance courante, est réservé aux navires immatriculés dans un État membre de l’Union européenne ou de l’Espace économique européen et battant ce pavillon, sauf dérogation exceptionnelle du ministre (ordonnance de 2016, art. 37).

Qui doit démanteler le parc en fin de vie ?

Le titulaire de l’autorisation, qui répond du démantèlement des installations et de la remise en état du site, l’administration pouvant décider de maintenir les éléments qui bénéficient aux écosystèmes (ordonnance de 2016, art. 23 et 28). En cas de carence, l’administration exécute les travaux d’office aux frais du titulaire et peut le déchoir de ses droits (art. 40) ; l’abstention est punie de 75 000 euros d’amende (art. 47, III).

Les dossiers de cette matière sont suivis par Hervé Guyader, avocat au barreau de Paris et docteur en droit. Page mise à jour le 20 septembre 2026 ; les textes cités sont ceux en vigueur à cette date.