Solaire flottant : la France rattrape son retard ?

La première fois que j'ai vu des panneaux solaires posés sur un lac, j'ai pensé à une base flottante dans un jeu de survie. Sauf que là, c'est du réel, et ça débite de l'électricité pour de bon. Le photovoltaïque flottant, ou solaire flottant si vous préférez, consiste à installer des modules non pas au sol ou sur un toit, mais sur des flotteurs qui tapissent la surface d'un plan d'eau. En France, l'idée sortait encore de la marge il y a peu. Aujourd'hui, elle a une vitrine.

Cette vitrine, c'est la centrale des Îlots Blandin, à Perthes, en Haute-Marne. 127 hectares d'anciennes gravières inondées, plus de 135 000 panneaux flottants, 74,3 MWc de puissance. Inaugurée le 20 juin 2025 par Q Energy, elle produit environ 80 GWh par an, de quoi couvrir la consommation de 37 000 personnes et éviter 18 000 tonnes de CO2 annuelles, d'après Hellowatt. Son développeur la présente comme la plus grande centrale solaire flottante d'Europe. Pas de France : d'Europe. Velto Renewables a bouclé son rachat en novembre 2025, un investissement de plus de 50 millions d'euros.

Comment on en est arrivés là#

Petit retour en arrière, parce que le projet Blandin en dit long sur le rythme de la filière. En 2021, RES Group annonçait sur ce même site 65,5 MW, environ 120 000 modules, une mise en service visée fin 2023. Résultat livré quatre ans plus tard, en plus gros. Entre l'annonce et la mise à l'eau, il s'est passé beaucoup de choses, et rarement dans le sens de l'accélération. C'est un peu la constante du secteur.

Le point de départ, lui, est plus ancien. La première centrale solaire flottante de France, c'est O'MEGA1, à Piolenc dans le Vaucluse, mise en service en octobre 2019 par Akuo Energy. 17 hectares, 47 000 panneaux posés sur un lac d'ancienne carrière, puis un bloc supplémentaire en été 2022 qui a porté le tout à 22 MWc. À l'époque, ça ressemblait à un prototype grandeur nature. Six ans plus tard, c'est devenu un modèle qu'on décline.

EDF s'y est mis en juin 2023 avec Lazer, dans les Hautes-Alpes : 20 MWc, plus de 50 000 panneaux, installés sur la retenue d'un barrage hydroélectrique. L'idée est maligne, mettre du solaire là où il y a déjà de l'eau retenue et un raccordement électrique. Le groupe prépare la suite avec Cheylas, en Isère, une centrale de 44 MWc et 70 000 panneaux pour environ 60 GWh par an. Gros travaux prévus début 2026, mise en service annoncée pour l'été 2027.

Et puis il y a la vague de projets plus petits qui grossit en coulisses. BayWa r.e., qui exploite déjà 20 parcs flottants dans le monde pour 283 MWc cumulés, développe 5 projets en France, la plupart sur d'anciennes carrières : Dordives dans le Loiret (environ 14 MWc, mise en service visée 2028), Dompierre-sur-Besbre dans l'Allier (8,5 MWc), Aigues-Vives dans le Gard (12 MWc, horizon 2030). Dans le Loiret toujours, Valorem porte via sa filiale Bray Energies deux parcs à Bray-Saint-Aignan, sur une ancienne sablière. Permis de construire accordés le 5 mai 2025 pour 12,42 MWc au total, après une enquête publique favorable menée du 15 janvier au 14 février 2025. La communication du groupe évoque 5,7 hectares de panneaux sur un plan d'eau de 29 hectares, jusqu'à 12,7 GWh par an pour 2 800 foyers. À l'heure où j'écris, aucune source ne confirme un début de chantier ou une mise en service effective. Donc prudence : projet autorisé, pas projet en marche.

Pourquoi l'eau, au juste#

La question mérite d'être posée, parce que poser du matériel électrique sur un lac, ça n'a rien d'évident. Le premier argument, c'est le rendement. L'eau refroidit les panneaux, et un module qui chauffe moins produit mieux. Akuo Energy avance un gain de 5 à 10 % par rapport à une installation au sol classique. À prendre avec des pincettes : ce chiffre vient d'un cas précis, O'MEGA1, pas d'une norme universelle validée par une étude indépendante à grande échelle.

Le deuxième argument, c'est le foncier. Un panneau au sol occupe une surface qui pourrait servir à autre chose, terre agricole ou espace naturel. Sur un plan d'eau artificiel déjà là, gravière, sablière ou retenue de barrage, la concurrence d'usage est plus faible. La doctrine des services de l'État va dans ce sens : la DREAL oriente en priorité le flottant vers les plans d'eau artificiels, pour éviter les milieux naturels. C'est aussi ce qui rend le sujet moins conflictuel que l'agrivoltaïsme, qui empile solaire et agriculture sur la même parcelle et déclenche régulièrement des bras de fer.

Petite précision technique qui a son importance : ces installations ne recouvrent pas tout le lac. Les projets couvrent généralement 30 à 50 % de la surface, selon une synthèse de la filière relayée par TOTEn Occitanie, pour préserver les usages et le paysage. On laisse respirer le plan d'eau, ce n'est pas une bâche noire d'un bord à l'autre.

Le potentiel, et le mur de la biodiversité#

C'est là que les chiffres deviennent tentants. L'ADEME estime que couvrir seulement 10 % des plans d'eau artificiels français avec du flottant dégagerait un potentiel technique allant jusqu'à 7 GW. Attention au mot : potentiel technique. Ce n'est pas un objectif de politique publique, pas un quota gravé dans un texte. La 3e programmation pluriannuelle de l'énergie, publiée le 13 février 2026, vise 48 GW de solaire installé toutes technologies confondues d'ici 2030, et 55 à 80 GW d'ici 2035, sans part spécifique publiée pour le flottant. Si vous croisez quelque part un « objectif de 10 % de flottant d'ici 2030 », méfiance, cette formulation ne colle à aucune source solide.

Reste la vraie inconnue : ce que ça fait à la vie sous les panneaux. Côté encourageant, des études préliminaires notent une réduction de l'évaporation, un refroidissement de l'eau et un ralentissement de l'érosion des berges, le vent tapant moins fort sur la surface. Côté vigilance, ombrager une partie d'un plan d'eau peut faire baisser la luminosité, la température et le taux d'oxygène, avec un effet possible sur la faune aquatique selon la taille du projet. L'ADEME a lancé un programme de recherche dédié, SOLAKE, pour suivre justement plans d'eau, biodiversité et fonctionnement des écosystèmes.

Honnêtement, sur cet impact réel sur les poissons et les micro-organismes, je ne suis pas convaincu qu'on ait déjà assez de recul pour trancher. On installe vite, on mesure ensuite. Le pari des développeurs, c'est que les plans d'eau artificiels, déjà façonnés par l'homme, sont les moins fragiles à équiper. L'hypothèse tient sur le papier. Elle demande à être vérifiée sur la durée.

Ce qui me plaît quand même dans l'histoire, c'est le choix des sites. Gravières, sablières, carrières inondées : des cicatrices industrielles, des trous qu'on a creusés puis abandonnés. Leur coller une centrale qui produit de l'électricité décarbonée, c'est donner une seconde vie à des paysages qu'on avait plutôt l'habitude de cacher. Sur ce point, le flottant coche une case que le solaire au sol coche rarement.

Verdict rapide#

La France n'a plus une seule centrale flottante témoin, elle a un début de parc et une vraie file de projets. Le rendement est un argument sérieux, le foncier aussi, et le cadre réglementaire suit : au-delà de 250 kWc, permis de construire et évaluation environnementale sont obligatoires, avec étude d'impact et avis de l'autorité environnementale. On est loin du bricolage.

Il manque encore deux choses. Un suivi environnemental long qui confirme, ou pas, l'innocuité vantée par les développeurs. Et un rythme de déploiement à la hauteur du potentiel affiché, quand on voit qu'un projet met souvent cinq ans entre l'annonce et l'eau. Le flottant complète la production solaire record de 2025 et s'ajoute à la trajectoire fixée par la feuille de route énergétique, sans encore peser lourd dans le mix. Pour ceux qui ont suivi les batailles entre parcs solaires et biodiversité devant les juges, c'est un terrain à surveiller de près. Il flotte, il produit, il reste à prouver.

Solaire flottant : la France rattrape son retard ?

Comment on en est arrivés là#

Pourquoi l'eau, au juste#

Le potentiel, et le mur de la biodiversité#

Verdict rapide#

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