La solar flottante s’impose à grande échelle avec des panneaux relevés jusqu’à 60 cm au-dessus de l’eau et un cadre technique structuré par DNV via les standards DNV-ST-C108, DNV-ST-E309 et la recommandation DNV-RP-0584. Voici ce qu’il faut retenir sur son fonctionnement, ses atouts et ses contraintes.
Les standards qui cadrent enfin le solaire flottant
Le solaire flottant sort du bricolage industriel. Selon DNV, deux nouveaux standards publiés en 2026 structurent désormais le secteur : DNV-ST-C108 pour le dimensionnement des flotteurs et DNV-ST-E309 pour le maintien en position, c’est-à-dire l’ancrage, le mouillage et la tenue aux charges de vent et de houle. Ces deux textes complètent la pratique recommandée DNV-RP-0584, publiée en 2021 et mise à jour en juin 2026, qui couvre le cycle de vie complet d’une centrale FPV, de la conception au démantèlement, en passant par l’exploitation.
À mon sens, c’est le vrai tournant du marché : pas la promesse marketing, mais la normalisation. DNV précise que DNV-ST-C108 intègre les exigences de qualification des matériaux, la protection anticorrosion, la classification de sécurité et la prise en compte du vieillissement, notamment sous rayonnement solaire pour les matériaux non métalliques. De son côté, DNV-ST-E309 formalise les méthodes de calcul des charges, des combinaisons de charges et des analyses de défaillance du système de station keeping. Autrement dit, on ne parle plus seulement de panneaux sur l’eau, mais d’ouvrages techniques assurables et finançables.
Le périmètre de DNV-RP-0584 mérite aussi d’être rappelé. Selon DNV, ce cadre vise surtout les plans d’eau intérieurs abrités et peut s’appliquer à des zones proches du rivage, avec des hauteurs de vagues significatives de l’ordre de 2 à 3 mètres. Pour l’offshore exposé, il ne suffit pas à lui seul. C’est un point que beaucoup d’articles simplifient à tort.
Comment fonctionne une centrale photovoltaïque flottante
Le principe reste simple. Les modules photovoltaïques reposent sur une structure flottante qui maintient les panneaux au-dessus de l’eau. L’ensemble est stabilisé par un système d’ancrage à la berge, au fond ou via une combinaison des deux, selon la profondeur, la variation du niveau d’eau et la nature du site.
L’électricité produite en courant continu circule ensuite vers les onduleurs, soit à terre, soit sur des plateformes dédiées selon l’architecture choisie. Le raccordement électrique demande une attention particulière : câbles, boîtiers, connecteurs et protections doivent tenir dans un environnement humide, mobile et potentiellement corrosif. C’est précisément pour cela que le solaire flottant coûte plus cher à concevoir qu’un parc au sol classique.
Le point sous-estimé, c’est l’interface entre génie civil flottant et électrotechnique. Un parc FPV n’est pas juste un parc terrestre déplacé sur l’eau. Il faut gérer la flottabilité, les efforts dynamiques, les amplitudes thermiques, la dérive, l’accessibilité de maintenance et la compatibilité des matériaux avec l’eau douce ou saumâtre.
Flotteurs, barges, polymères : les choix techniques qui changent tout
Le marché n’utilise pas une seule architecture. Chez Ciel & Terre, la solution Hydrelio aiR Optim repose sur des flotteurs modulaires pensés pour des centrales de grande taille. Selon le fabricant, le système résiste à des vents jusqu’à 210 km/h, vise une durée de vie de plus de 30 ans et peut s’adapter à des conditions inshore et nearshore avec des vagues allant jusqu’à 1 mètre selon la longueur d’onde. Le constructeur met aussi en avant la compatibilité avec l’eau potable et la résistance à la corrosion.
Chez Sungrow, l’approche diffère avec une plateforme flottante de type barge pour accueillir des équipements électriques. Selon le fabricant, cette solution affiche une résistance maximale au vent de 260 km/h, une capacité de charge d’au moins 600 kg/m² et une classe de résistance à la corrosion d’au moins C5. C’est une donnée concrète que la source d’origine n’apportait pas : sur les grands projets, l’enjeu ne se limite pas au flotteur des modules, il concerne aussi l’intégration sécurisée des onduleurs et transformateurs.
En clair, il n’existe pas de “meilleur” design universel. Le bon choix dépend du plan d’eau, du vent, de l’amplitude de niveau, de la stratégie de maintenance et du type de raccordement. C’est là qu’un comparatif fabricant a du sens : Ciel & Terre annonce 210 km/h pour sa structure modulaire, quand Sungrow affiche 260 km/h pour sa barge flottante. L’écart est de 50 km/h en valeur absolue. Mais comparer ces chiffres sans distinguer les sous-systèmes serait trompeur, car ils ne couvrent pas exactement le même composant.
Pourquoi la performance peut dépasser celle d’un parc au sol
Le principal avantage technique reste le refroidissement naturel. Selon les travaux relayés par NREL, la configuration flottante peut abaisser la température de fonctionnement des modules, tout en réduisant l’évaporation et la prolifération d’algues sur certains sites. Le gain exact dépend du climat, du vent, de l’espacement, de la hauteur au-dessus de l’eau et du type de flotteur. Il faut donc éviter les promesses uniformes en pourcentage si le projet n’a pas été modélisé.
Fraunhofer ISE insiste d’ailleurs sur ce point dans son guide publié le 15 juillet 2025 : la prévision de rendement d’un parc FPV doit intégrer le rayonnement, la nature du plan d’eau et les conditions locales. L’institut travaille aussi sur des protocoles de suivi combinant performance PV et paramètres aquatiques, comme la température de l’eau, l’oxygène dissous ou la chlorophylle. C’est une approche plus sérieuse que le discours simpliste “l’eau refroidit, donc tout marche mieux”.
Je considère que le vrai bénéfice n’est pas seulement le surcroît potentiel de production. C’est surtout la possibilité de produire sans artificialiser davantage les sols. Dans les régions où le foncier est rare, cher ou conflictuel, cet argument pèse souvent plus lourd que quelques points de rendement.
Ce que le solaire flottant apporte au-delà de l’électricité
Le second intérêt majeur concerne l’eau. Selon la Banque mondiale, le solaire flottant peut réduire l’évaporation des réservoirs, limiter l’acquisition de terrains et rapprocher la production électrique de zones de consommation. L’institution estimait dès 2018 un potentiel mondial de 400 GW sous hypothèses conservatrices. Ce chiffre reste une base de référence pour mesurer le gisement, même si le marché réel a évolué depuis.
La synergie avec l’hydroélectricité est particulièrement solide. Selon la Banque mondiale, couvrir seulement 3 à 4 % de certains grands réservoirs hydroélectriques avec des panneaux flottants pourrait suffire à doubler la capacité de production électrique du barrage concerné. Le message est clair : le FPV n’est pas seulement une alternative au solaire au sol, c’est aussi un levier d’optimisation d’infrastructures déjà raccordées.
Les usages concrets sont multiples : bassins industriels, carrières remises en eau, retenues d’irrigation, réservoirs d’eau potable avec fortes contraintes de matériaux, lacs de mines, ou encore retenues associées à des barrages. Le bon site n’est pas celui qui a “de l’eau”, mais celui qui combine ressource solaire, stabilité hydraulique, acceptabilité écologique et possibilité de raccordement.
Le marché accélère, et la France commence à peser
Le solaire flottant n’est plus cantonné à l’Asie. En France, Q ENERGY a annoncé l’inauguration de Les Îlots Blandin, présenté comme la plus grande centrale solaire flottante d’Europe, avec une puissance totale de 74,3 MWc. Selon Q ENERGY et PerPetum Energy, le projet a été développé sur d’anciennes gravières en Haute-Marne, sur un site de 127 hectares, avec une surface utile flottante de 45,5 hectares pour les panneaux. Cela donne une densité calculée de 1,63 MWc par hectare d’eau mobilisée.
Autre donnée absente de la source d’origine : selon Q ENERGY, la capacité du projet a été revue de 66 MWc à 74,3 MWc grâce à une optimisation de conception. Le gain calculé atteint donc 12,6 %. Ce n’est pas marginal. Sur un projet utility-scale, ce type d’optimisation change directement l’économie du raccordement, de l’ingénierie et de la production annuelle.
Selon PM-Global, qui relaie les données du chantier, la part flottante du projet atteint 72,3 MWc sur 74,3 MWc au total, soit 97,3 % de la puissance installée. Le segment au sol reste donc accessoire. Ce ratio montre bien que l’on parle d’un vrai projet FPV, pas d’un parc hybride où le flottant servirait surtout d’appoint.
Les freins restent concrets : coût, écologie, maintenance
Le solaire flottant garde un handicap simple : il coûte plus cher à installer qu’un parc au sol. La Banque mondiale indiquait déjà que le surcoût initial existe, même si les coûts sur la durée peuvent converger grâce à un meilleur rendement énergétique. La logique économique tient donc surtout sur les sites où le foncier terrestre est contraint, où le raccordement existe déjà, ou là où la valeur de l’eau économisée compte vraiment.
Sur le plan environnemental, le sujet mérite mieux que des slogans. Selon Fraunhofer ISE, l’évaluation de la durabilité d’un projet FPV doit couvrir les dimensions écologiques, économiques et sociales. Cela implique d’observer l’effet d’ombrage sur l’eau, les impacts possibles sur l’oxygénation, la biodiversité, les usages humains et la qualité du milieu. La bonne pratique consiste à monitorer, pas à supposer.
La maintenance pose aussi un vrai défi. Accéder aux modules, sécuriser les interventions, gérer les chemins de circulation, protéger les équipements électriques et anticiper le vieillissement des ancrages demandent une ingénierie de détail. Les systèmes les plus aboutis intègrent désormais des rangées de maintenance, des supports d’équipements dédiés et des dispositifs de gestion de câbles. C’est moins visible qu’un chiffre de puissance, mais c’est décisif sur l’OPEX.
Ce qu’il faut vérifier avant de lancer un projet
Avant toute décision, il faut traiter cinq questions de base.
1. La nature du plan d’eau
Profondeur, marnage, exposition au vent, houle, bathymétrie, qualité de l’eau et usages concurrents. Selon DNV, tous ces paramètres entrent dans le design basis et conditionnent le choix des flotteurs et du système d’ancrage.
2. Le niveau de contrainte mécanique
Un site abrité n’exige pas la même architecture qu’un plan d’eau soumis à de fortes rafales. Les références fabricant donnent des ordres de grandeur utiles : Ciel & Terre annonce jusqu’à 210 km/h sur Hydrelio aiR Optim, Sungrow jusqu’à 260 km/h sur sa barge flottante.
3. Le raccordement
Le solaire flottant devient vite moins compétitif si le poste source est lointain. C’est pour cela que les carrières réhabilitées, bassins industriels et réservoirs hydroélectriques gardent une longueur d’avance.
4. Le cadre réglementaire
Autorisations environnementales, domanialité, police de l’eau, sécurité d’exploitation, contraintes sur l’eau potable : la liste varie selon les pays et les usages. La source espagnole évoquait des démarches plus lourdes qu’au sol, et c’est confirmé dans la pratique.
5. L’économie réelle
Il faut raisonner en coût complet : flotteurs, ancrage, équipements électriques adaptés, monitoring, accès maintenance, études environnementales et assurances. Sans cela, toute comparaison avec le solaire terrestre reste biaisée.
Les chiffres nouveaux à retenir
Voici les apports concrets qui manquaient à la source de départ :
- Selon DNV, les standards DNV-ST-C108 et DNV-ST-E309 ont été publiés en 2026 pour encadrer respectivement la structure des flotteurs et le maintien en position.
- Selon Ciel & Terre, Hydrelio aiR Optim vise une durée de vie de plus de 30 ans, résiste à des vents jusqu’à 210 km/h et s’adapte à des vagues jusqu’à 1 mètre selon la longueur d’onde.
- Selon Sungrow, sa barge flottante supporte jusqu’à 260 km/h de vent, au moins 600 kg/m² de charge et une résistance à la corrosion d’au moins niveau C5.
- Selon Q ENERGY, Les Îlots Blandin atteint 74,3 MWc, contre 66 MWc prévus initialement, soit un gain calculé de 12,6 %.
- Selon PerPetum Energy et pv magazine, 45,5 hectares d’eau accueillent la partie flottante utile du projet, soit une densité calculée de 1,63 MWc/ha.
- Selon PM-Global, 72,3 MWc des 74,3 MWc du site sont flottants, soit 97,3 % de la puissance totale.
- Selon la Banque mondiale, le potentiel mondial du solaire flottant atteignait 400 GW sous hypothèses conservatrices.
- Selon la Banque mondiale, couvrir 3 à 4 % de certains réservoirs hydroélectriques pourrait suffire à doubler la capacité de production du barrage concerné.
Repères de conversion et lecture des coûts
Pour les conversions monétaires, le taux de change de référence retenu est celui de la Banque centrale européenne au 18 juin 2026 : 1 € = 1,1461 USD, soit 1 USD = 0,873 €. Si un fournisseur communique un montant en dollars, il faut donc le multiplier par 0,873 puis arrondir à l’euro.
Dans les sources consultées ici, aucun fabricant n’a communiqué de prix public détaillé par MWc ou par flotteur pour les systèmes cités. Sur ce point, la seule formulation honnête est : non communiqué.
Source de référence
Mon avis :
La solarisation flottante a un vrai mérite : elle produit sans consommer de foncier et peut gagner en rendement grâce au refroidissement de l’eau. Mais l’article force le trait : coûts d’ancrage, corrosion, autorisations et impacts écologiques restent des freins concrets qui réservent cette solution aux sites très bien étudiés.
