Centrales Solaires Flottantes en France

Le secteur du solaire flottant en France a atteint un point d’inflexion en 2023–2024. La promulgation de la Loi APER en avril 2023 a donné, pour la première fois, un fondement législatif explicite aux installations flottantes et agrivoltaïques, remplaçant un enchevêtrement de pratiques administratives ad hoc qui avait freiné les développeurs pendant une décennie. La CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) a depuis ouvert des fenêtres d’appel d’offres dédiées aux projets flottants et agri-PV, et la capacité installée en solaire flottant en France a dépassé 150 MW fin 2024, avec un pipeline susceptible d’atteindre 2 GW d’ici 2030.

Ce guide couvre l’ensemble du marché pour les développeurs, les EPCs et les investisseurs actifs dans le solaire flottant français en 2026 : le cadre réglementaire de la Loi APER, la mécanique des appels d’offres CRE, les projets opérationnels notables, les procédures d’instruction selon le type de plan d’eau, les raccordements ENEDIS et RTE, les structures de financement, les contraintes de conception spécifiques à la France — notamment les réglementations d’amarrage — et le pipeline à horizon 2030.

Dans ce guide :

• Dernières actualités 2026 : résultats des appels d’offres CRE, état de mise en œuvre de la Loi APER
• Cadre réglementaire du solaire flottant en France : Loi APER 2023, décret agrivoltaïsme
• Appels d’offres CRE : mécanique des AO flottant et agri-PV, contrats S17/S21
• Projets français notables : Urba Energy, Akuo Energy, TSE, EDF Renewables
• Procédure d’instruction : voies navigables, réservoirs, terres agricoles
• Raccordement au réseau : procédures ENEDIS HTB/HTA et obligations S3REnR de RTE
• Structures de financement pour les projets flottants français
• Contraintes de conception : réglementations d’amarrage, héritage tarifaire EDF OA, normes de flotteurs
• Pipeline futur et perspectives 2030

Dernières Actualités : Solaire Flottant France 2026

Pour les équipes projet qui suivent le marché flottant français en temps réel, voici l’état des lieux à mars 2026.

L’environnement politique du solaire flottant en France s’est nettement stabilisé entre 2023 et 2026. Les décrets d’application de la Loi APER — dont le décret agrivoltaïsme publié en avril 2024 — ont levé plusieurs ambiguïtés d’interprétation qui retardaient des projets en cours de construction. La CRE a lancé sa cinquième fenêtre d’appel d’offres dédié au flottant et à l’agrivoltaïque en janvier 2026, avec des résultats attendus d’ici le troisième trimestre 2026.

Résultats des Appels d’Offres CRE et Sessions Actives — Mars 2026

CR = complément de rémunération. Source : délibérations CRE, registre de projets ADEME.

Principaux Changements Politiques et de Marché Depuis 2024

Décret agrivoltaïsme opérationnel (avril 2024). Le décret d’application publié le 9 avril 2024 (Décret n° 2024-318) définit les critères opérationnels de la qualification agrivoltaïque. Les systèmes flottants sur réservoirs d’irrigation agricoles et mares de ferme se qualifient comme agrivoltaïques si l’agriculteur maintient l’usage agricole primaire et qu’un agronome certifié atteste l’absence de réduction significative de rendement.

Désignation des zones d’accélération des énergies renouvelables (ZAER) en cours. En vertu de la Loi APER, les communes françaises avaient jusqu’en janvier 2025 pour proposer des désignations ZAER. Les projets implantés dans une ZAER bénéficient d’une présomption de compatibilité réglementaire — avantage concret pour les propositions flottantes sur des bassins de rétention municipaux ou des plans d’eau industriels.

Le contrat S21 remplace le S17 comme standard. À partir de la Session 4, la CRE a basculé ses appels d’offres flottant et agrivoltaïque vers le complément de rémunération S21, qui calcule la prime sur une référence de prix de marché à 30 minutes plutôt que sur la moyenne annuelle utilisée sous S17. Cette évolution modifie les hypothèses de modélisation des revenus pour le financement de projet post-2025.

Contraintes de capacité réseau en Occitanie et PACA. La saturation du réseau HTA dans les régions du sud — historiquement les meilleures pour le solaire flottant en raison de l’ensoleillement — a contraint certains projets à attendre les travaux de renforcement prévus dans le S3REnR (schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables). ENEDIS a publié des cartes S3REnR actualisées fin 2024, indiquant de nouvelles capacités HTA dans l’Hérault, le Gard et le Vaucluse attendues d’ici 2027.

Le Cadre Réglementaire du Solaire Flottant en France

Loi APER 2023 : Ce Qui a Changé

La Loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables — universellement appelée Loi APER — est le texte législatif fondateur du solaire flottant en France. Avant son adoption, les installations photovoltaïques flottantes occupaient une zone juridique grise : elles n’étaient pas explicitement traitées dans le Code de l’urbanisme, le Code de l’environnement, ni le Code rural et de la pêche maritime, laissant les administrations préfectorales libres d’appliquer des interprétations contradictoires.

La Loi APER a résolu cette situation à travers quatre dispositions clés affectant directement le solaire flottant et agrivoltaïque :

Article 11 — Reconnaissance légale de l’agrivoltaïsme. Pour la première fois, la loi française définit l’agrivoltaïsme comme «une installation produisant de l’électricité à partir du rayonnement solaire sur des terres agricoles, à condition que les panneaux apportent un bénéfice direct à l’activité agricole». Les systèmes flottants sur des réservoirs d’irrigation agricoles relèvent explicitement de cette définition, sous réserve que l’agriculteur démontre le maintien de l’usage agricole primaire du plan d’eau.

Article 15 — Autorisation environnementale simplifiée pour les plans d’eau artificiels. Les projets sur des plans d’eau artificiels sans connexion aux écosystèmes aquatiques naturels bénéficient d’une procédure d’évaluation environnementale allégée. L’EIE standard a été réduite d’une étude d’impact complète à une simple évaluation préliminaire pour les sites éligibles.

Article 17 — Zones d’accélération des énergies renouvelables (ZAER). Les communes doivent proposer des ZAER par délibération du conseil municipal. Les projets situés dans une ZAER bénéficient d’une présomption de compatibilité avec le PLU (plan local d’urbanisme) et d’un risque réduit d’opposition municipale. Les plans d’eau situés dans une ZAER désignée font l’objet d’un traitement prioritaire en instruction préfectorale.

Article 22 — Refus de permis de construire motivé. Les refus de permis d’énergie renouvelable doivent désormais être motivés par des raisons environnementales, patrimoniales ou sécuritaires précises. Un refus général fondé uniquement sur des motifs esthétiques n’est plus juridiquement suffisant — changement significatif qui renforce les droits de recours des développeurs.

Le Décret Agrivoltaïsme (Avril 2024)

Le décret d’application publié le 9 avril 2024 (Décret n° 2024-318) définit les critères opérationnels de qualification agrivoltaïque :

• Critère d’usage principal : La production agricole doit rester l’«activité principale» de la parcelle. Pour les systèmes flottants, cela signifie que le plan d’eau doit conserver sa fonction primaire (irrigation, aquaculture, contrôle des crues).
• Obligation de réversibilité : Les installations doivent être techniquement réversibles dans les 18 mois suivant le démantèlement. Les systèmes flottants à ancrage par lest satisfont plus facilement à cette exigence que les systèmes ground-mount à fondations fixes.
• Certification agronomique : Un agronome indépendant doit certifier, lors de l’installation puis tous les 5 ans, que l’installation apporte un bénéfice mesurable direct (régulation de l’ombrage, réduction de l’évaporation, protection contre le gel) ou ne provoque aucune réduction significative du rendement.
• Taux de couverture maximal : Pour les systèmes flottants sur plans d’eau agricoles, le décret établit un taux de couverture de surface maximal de 50 % de la superficie du plan d’eau, sous réserve que des études hydrologiques et écologiques confirment que cette couverture ne dégrade pas matériellement la qualité de l’eau ou les habitats aquatiques.

Code de l’environnement — Loi sur l’eau

Toutes les installations solaires flottantes en France déclenchent la procédure Loi sur l’eau (articles L.214-1 et suivants du Code de l’environnement), indépendamment du statut agrivoltaïque. La rubrique IOTA (installations, ouvrages, travaux et activités) applicable détermine si le projet nécessite une simple déclaration ou une autorisation environnementale complète :

• Rubrique 3.1.1.0 (retenues et plans d’eau) : Les projets sur des plans d’eau supérieurs à 1 hectare requièrent une autorisation ; les plans plus petits nécessitent une déclaration.
• Rubrique 3.2.5.0 (interventions dans le lit mineur d’un cours d’eau) : Tout élément flottant ancré dans le lit d’un cours d’eau ou en zone inondable déclenche une autorisation complète quelle que soit la taille.

L’Agence de l’Eau compétente (l’une des six agences régionales — Loire-Bretagne, Rhin-Meuse, Seine-Normandie, Rhône-Méditerranée-Corse, Adour-Garonne, Artois-Picardie) doit être consultée lors de l’instruction. Son avis est consultatif, mais il est fortement pris en compte par la Préfecture.

Natura 2000 et Espèces Protégées

La France dispose de l’un des réseaux Natura 2000 les plus denses d’Europe — 1 753 sites couvrant 12,8 % du territoire national. Tout projet solaire flottant situé dans ou à proximité (généralement moins de 5 km pour les oiseaux d’eau) d’un site Natura 2000 doit réaliser une Évaluation des Incidences Natura 2000 (EIN). Un résultat défavorable de l’EIN ne bloque pas automatiquement le projet mais impose des mesures de compensation qui doivent satisfaire la DREAL avant l’approbation préfectorale.

Les projets en Occitanie et en PACA — les régions à meilleur ensoleillement — présentent une exposition Natura 2000 plus élevée en raison de la Camargue et des réseaux de lagunes côtières méditerranéennes. Les développeurs dans ces régions commandent régulièrement des expertises avifaunales et herpétologiques 12 mois avant le dépôt formel du dossier de permis.

Appels d’Offres CRE : AO Flottant et Mécanique Agrivoltaïque

Comment Fonctionnent les Appels d’Offres CRE

La Commission de Régulation de l’Énergie lance périodiquement des appels d’offres (AO) pour l’électricité renouvelable en vertu des pouvoirs que lui confère le Code de l’énergie. Pour le solaire flottant et agrivoltaïque, la CRE a mis en place une procédure d’AO dédiée — distincte des AO standard au sol et en toiture — depuis 2022.

Le mécanisme d’attribution fonctionne comme suit :

1. Publication du cahier des charges : La CRE publie le cahier des charges définissant les technologies éligibles, la capacité minimale et maximale par lot, les permis requis, le statut de raccordement et les paramètres de soumission.

2. Qualification du projet : Les candidats soumettent des dossiers techniques démontrant la maîtrise foncière (promesse de bail emphytéotique ou équivalent), une proposition de raccordement (PTF) d’ENEDIS ou de RTE, et soit un permis de construire soit la preuve d’une demande en cours à un stade défini.

3. Offres de prix : Les projets lauréats sont sélectionnés sur la base du prix d’offre (€/MWh de complément de rémunération), sous réserve de scores minimaux de qualification technique. Les offres les moins-disantes l’emportent à condition de ne pas descendre sous le seuil de qualité technique sur les critères écologiques et d’intégration locale.

4. Attribution du contrat : Les projets lauréats reçoivent un Contrat d’Obligation d’Achat (COA) ou un Complément de Rémunération (CR) — en version S17 ou S21 — signé avec EDF OA (Electricité de France Obligation d’Achat) en tant qu’acheteur obligé désigné.

5. Durée du contrat : 20 ans. Le CR verse une prime au-delà du prix de marché de référence pendant 20 ans à compter de la date de mise en service commerciale. Sous S21, le prix de référence est calculé sur la base d’une moyenne à 30 minutes du prix spot EPEX France en day-ahead.

Comparaison des Contrats S17 et S21

Le basculement vers S21 traduit la volonté de la CRE d’exposer les producteurs aux signaux de prix intrajournaliers, incitant au co-déploiement de batteries et à une production flexible. Pour les projets flottants sans stockage, S21 accroît le risque marchand et exige une modélisation des revenus plus sophistiquée lors du bouclage financier.

Conditions d’Éligibilité à la Filière Flottant/Agrivoltaïque

Tout projet solaire ne se qualifie pas pour l’appel d’offres flottant/agrivoltaïque dédié. Le cahier des charges de la CRE précise :

• Systèmes flottants : Ils doivent être installés sur un plan d’eau (lac, réservoir, bassin de rétention, lac de carrière), la structure flottante couvrant au minimum 70 % de la surface totale installée.
• Systèmes agrivoltaïques : Ils doivent satisfaire aux critères du Décret n° 2024-318 — bénéfice agronomique certifié, usage agricole primaire maintenu, réversibilité démontrée.
• Capacité minimale par projet : Typiquement 500 kWc pour la filière flottante.
• Capacité maximale par projet : Fixée par session — les sessions récentes ont plafonné les projets individuels à 30 MWc pour maintenir la diversité du portefeuille.
• Raccordement au réseau : Une PTF d’ENEDIS ou de RTE doit être en main, ou à un stade avancé d’étude préalable, lors du dépôt de l’offre.

EDF OA — L’Acheteur Obligé

EDF OA (EDF Obligation d’Achat) est le contractant offtake pour tous les contrats de complément de rémunération attribués par la CRE. L’État rembourse EDF OA pour le surcoût de ces achats via le mécanisme de Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE) collectée auprès des consommateurs d’électricité.

Cette structure signifie que les développeurs de projets sont exposés au risque de crédit d’EDF OA — lequel est garanti par l’État et pratiquement nul pour les besoins du financement. Les prêteurs modélisent les contrats EDF OA comme une dette de premier rang de qualité investment grade, permettant des structures de financement de projet avec un effet de levier de dette senior de 70 à 80 % du coût total du projet.

Projets Français Notables de Solaire Flottant

Ciel & Terre — Les Projets Pionniers Hydrelio

Ciel & Terre, société française fondée en 2006 et dont le siège est à Lille, a inventé la plateforme flottante Hydrelio — le système de PV flottant propriétaire le plus déployé au monde. Les premiers déploiements Hydrelio sur des réservoirs d’irrigation agricoles en Occitanie (2013–2015) ont établi la base technique du débat réglementaire français qui a abouti à la Loi APER.

Le portefeuille français de Ciel & Terre comprend des installations sur des réservoirs agricoles privés en Charente-Maritime, en Gironde et dans l’Hérault. Le système Hydrelio utilise des pontons en HDPE (polyéthylène haute densité) à inclinaison de 10 à 12°, interconnectés par des câbles en acier inoxydable, ancrés par des lignes d’amarrage en polyester lestées d’ancres en béton au fond du réservoir.

Akuo Energy — Guadeloupe et France Métropolitaine

Akuo Energy, producteur d’électricité indépendant basé à Paris, a été l’un des développeurs les plus actifs dans le solaire flottant en France et dans ses territoires d’outre-mer. En France métropolitaine, Akuo a décroché plusieurs contrats CRE pour des projets flottants dans le couloir du Rhône et en Nouvelle-Aquitaine. La société vise 250 MW de capacité flottante et agrivoltaïque en Europe d’ici 2030. L’approche d’Akuo met l’accent sur la co-conception écologique : ses projets flottants français incluent des structures d’habitat submergées et des îles de végétation flottante pour compenser la perturbation des habitats aquatiques.

TSE (Transition des Systèmes Energétiques) — Canaux et Réservoirs

TSE, fondée en 2009 et basée à Paris, s’est imposée comme l’un des développeurs agrivoltaïques et flottants les plus actifs en France. TSE a été parmi les premiers lauréats des appels d’offres agrivoltaïques CRE, décrochant des contrats pour des projets en Occitanie et en Centre-Val de Loire. Ses projets flottants s’inscrivent typiquement dans une fourchette de 1 à 5 MWc, dimensionnés pour s’inscrire dans une seule empreinte de réservoir d’irrigation et raccordés au réseau HTA local ENEDIS en 20 kV.

Urba Energy — Systèmes en Canopée

Urba Energy, développeur actif dans les régions Loire et Bretagne, a été pionnier d’un système flottant de type canopée déployé principalement sur des bassins de rétention et des bassins de traitement des eaux municipales. Contrairement aux systèmes à radeaux entièrement flottants, la canopée d’Urba Energy utilise des pilots à point fixe en bord de bassin pour soutenir un réseau de panneaux partiellement surélevé qui ombrage la surface de l’eau tout en permettant l’usage récréatif ou fonctionnel du plan d’eau en dessous.

EDF Renewables — Piolenc

Le projet Piolenc d’EDF Renewables dans le Vaucluse (Provence-Alpes-Côte d’Azur) est devenu l’une des premières grandes centrales solaires flottantes de France. Installé sur un ancien lac de carrière couvrant environ 17 hectares, Piolenc a atteint environ 17 MWc et a démontré la viabilité économique du PV flottant sur des plans d’eau d’anciennes mines inactives — catégorie que la Loi APER a ensuite désignée comme éligible à une procédure d’autorisation simplifiée. EDF Renewables a rapporté un taux d’approbation local de 82 % dans des enquêtes auprès des riverains réalisées 12 mois après la mise en service.

VSB Energies Nouvelles — Nord de la France

VSB Energies Nouvelles, développeur franco-allemand actif sur l’ensemble du territoire, s’est positionné sur des opportunités de solaire flottant dans le nord de la France — région moins ensoleillée (1 100 à 1 300 kWh/m²/an) mais disposant d’une importante infrastructure de plans d’eau issus des opérations minières et industrielles historiques dans les Hauts-de-France et en Grand Est.

Les projets nordistes présentent un dossier économique plus difficile à l’heure du kWh, ce qui rend la sélection CRE déterminante. VSB a fait valoir que les projets flottants du nord apportent une production complémentaire à la base nucléaire française — ajoutant de la capacité en période estivale dans des régions où les centrales nucléaires le long du Rhin et de la Seine subissent parfois des limitations dues aux contraintes thermiques des cours d’eau.

Procédure d’Instruction : Voies Navigables, Réservoirs, Terres Agricoles

La procédure d’instruction d’un projet de solaire flottant en France dépend fondamentalement de trois variables : la classification juridique du plan d’eau, l’éligibilité du projet à la qualification agrivoltaïque au titre du Décret n° 2024-318, et la localisation du site dans une ZAER désignée par la commune. Ces variables interagissent pour produire des délais et des voies d’instruction très différents.

Catégorie 1 : Plans d’Eau Artificiels Privés

Exemples types : Lacs de carrière, réservoirs d’irrigation agricoles privés, bassins de rétention sur propriété industrielle, étangs piscicoles.

Procédure réglementaire :

1. Urbanisme : Permis de construire déposé auprès de la commune (instruction 3 mois, prorogeable à 5 mois pour les projets soumis à EIE).
2. Loi sur l’eau : Déclaration (pour les plans d’eau inférieurs à 1 ha) ou Autorisation environnementale (au-dessus de 1 ha), déposée auprès de la Préfecture DDTM.
3. Agence de l’Eau : Consultation pendant l’instruction — avis consultatif sur l’impact hydrologique et écologique.
4. Consultation INAO : Si le plan d’eau se trouve dans une zone AOP (appellation d’origine protégée), l’INAO (Institut National de l’Origine et de la Qualité) doit être consulté.

Délai type : 12 à 24 mois du dépôt au permis de construire. Plus rapide si la commune a désigné une ZAER couvrant le site.

Risques principaux : Recours contentieux (contestations de tiers contre le permis). Les communes voisines ou les associations environnementales peuvent déposer des recours jusqu’à 4 mois après la publication du permis. Les développeurs attendent généralement la fin du délai de recours avant de lancer les travaux de génie civil.

Catégorie 2 : Réservoirs Publics et Bassins de Rétention

Exemples types : Réservoirs hydroélectriques EDF/CNR (Compagnie Nationale du Rhône), réservoirs d’eau potable municipaux, infrastructures de rétention SNCF ou VNF.

Procédure réglementaire :

1. Convention de concession avec l’entité publique propriétaire ou exploitante du réservoir (EDF, CNR, la collectivité municipale concernée). C’est souvent l’étape la plus longue — EDF et CNR disposent de processus stratégiques pour évaluer les propositions solaires tierces sur leur infrastructure de réservoir.
2. Autorisation environnementale de la Préfecture — procédure complète incluant EIE, enquête publique et avis de l’Agence de l’Eau.
3. Permis de construire — coordonné avec ou séquentiel à l’autorisation environnementale.

Délai type : 24 à 48 mois. La seule phase de négociation de concession peut prendre de 12 à 18 mois avant le début formel de l’instruction du permis.

Risques principaux : Les conditions de concession peuvent prévoir un partage des revenus avec l’entité publique hôte, réduisant les économies du projet. EDF et CNR disposent tous deux de modèles de concession standard allouant 2 à 5 % des revenus annuels à l’hôte à titre de loyer équivalent.

Catégorie 3 : Voies Navigables

Exemples types : Canaux gérés par VNF (Voies Navigables de France), rivières classées domaine public fluvial.

Procédure réglementaire :

1. Autorisation de VNF en tant que gestionnaire du domaine public fluvial — procédure administrative spécifique distincte de la chaîne de permis standard.
2. Autorisation d’Occupation Temporaire (AOT) ou Convention d’occupation — typiquement 20 ans, renouvelable, soumise à l’approbation par VNF des spécifications techniques.
3. Autorisation environnementale — EIE complète requise ; les installations sur voies navigables sont presque toujours classées comme connectées aux écosystèmes aquatiques naturels, déclenchant les exigences d’évaluation écologique les plus contraignantes.
4. Étude d’impact sur la navigation — VNF exige la démonstration que les éléments flottants n’obstruent pas le passage navigable, ne créent pas de risques de vague pour la navigation commerciale ou de plaisance, et n’affectent pas le fonctionnement des écluses.

Délai type : 30 à 54 mois. Les projets sur canaux sont la catégorie de solaire flottant la plus complexe en France et ont historiquement le taux d’abandon le plus élevé au stade du permis.

Risques principaux : Conflits de navigation, objections patrimoniales et paysagères (de nombreux canaux français sont classés paysages remarquables), et droit de VNF à résilier l’AOT pour motif d’intérêt général avec une indemnisation limitée pour le développeur.

Catégorie 4 : Terres Agricoles — Agrivoltaïsme Sol et Eau

Exemples types : Panneaux surélevés au-dessus de cultures (agrivoltaïque au sol), systèmes flottants sur des mares d’irrigation agricoles qualifiés d’agrivoltaïsme au titre du Décret n° 2024-318.

Procédure réglementaire :

1. Notification à la SAFER (Société d’Aménagement Foncier et d’Établissement Rural) si des terres ou plans d’eau agricoles sont impliqués — la SAFER dispose d’un droit de préemption sur les ventes de terres agricoles et peut examiner les baux emphytéotiques de longue durée conclus avec des développeurs.
2. Avis consultatif de la CDPENAF (Commission Départementale de Préservation des Espaces Naturels, Agricoles et Forestiers) — obligatoire pour les projets agrivoltaïques. Un avis défavorable de la CDPENAF peut être outrepassé par le Préfet, mais crée un risque politique et juridique.
3. Certification agronomique — rapport d’un agronome indépendant confirmant l’usage agricole principal et un bénéfice agronomique mesurable, comme exigé par le Décret n° 2024-318.
4. Permis de construire — avec le statut agrivoltaïsme attaché, donnant accès à la procédure EIE simplifiée au titre de l’article 15 de la Loi APER.

Délai type : 18 à 30 mois. L’instruction CDPENAF ajoute 3 à 6 mois mais reste prévisible dans son calendrier. Les projets dans une ZAER peuvent bénéficier d’un traitement accéléré.

Raccordement au Réseau : Procédures ENEDIS et RTE

Architecture du Réseau

Les projets français de solaire flottant se raccordent à l’un des deux gestionnaires de réseau :

• ENEDIS (Électricité Réseau Distribution France) : gère le réseau de distribution en HTA (20 kV, parfois 63 kV) et BT. Les projets de moins de 36 MW environ se raccordent généralement via ENEDIS.
• RTE (Réseau de Transport d’Électricité) : gère le réseau de transport à HTB (63 kV, 90 kV, 225 kV, 400 kV). Les projets supérieurs à 36 MW, ou ceux situés dans des zones où la capacité HTA est saturée, se raccordent directement à RTE.

La grande majorité des projets français de solaire flottant — compte tenu de la fourchette typique de 1 à 20 MWc — se raccordent à ENEDIS HTA en 20 kV.

La PTF (Proposition Technique et Financière)

La procédure de raccordement en France commence par une demande de raccordement soumise à ENEDIS ou à RTE. ENEDIS a l’obligation légale de répondre avec une PTF dans les délais suivants :

• 3 mois pour les raccordements simples (ligne HTA à proximité avec capacité disponible)
• 6 mois pour les raccordements complexes nécessitant des études de renforcement du réseau

La PTF précise :

• Le point de raccordement technique (poste source HTA/HTB)
• Les travaux de renforcement du réseau nécessaires (travaux d’extension)
• La répartition des coûts de raccordement entre le développeur et le gestionnaire de réseau (selon le tarif de raccordement applicable dans la zone S3REnR concernée)
• Le calendrier des travaux réseau

La PTF est valable 6 mois. Les développeurs doivent l’accepter (convention de raccordement) dans ce délai ou demander une prolongation. La PTF est un prérequis pour la soumission CRE — la CRE ne valide pas une offre sans au minimum une demande de PTF en cours.

Obligations S3REnR

La France dispose d’un Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Énergies Renouvelables (S3REnR) — un plan de renforcement du réseau régional qui alloue la capacité de raccordement entre les projets d’énergies renouvelables. Dans le cadre du S3REnR :

• Les projets raccordés dans la capacité S3REnR réservée paient un coût de raccordement moindre (mutualisation du coût des infrastructures partagées).
• Les projets qui épuisent la capacité S3REnR doivent soit attendre la prochaine révision S3REnR (typiquement tous les 3 à 5 ans) soit payer la totalité du renforcement dédié.

L’Occitanie et la PACA — les principales régions de solaire flottant — affichent la capacité S3REnR la plus contrainte en raison du volume de demandes de centrales au sol. RTE a publié des cartes S3REnR actualisées pour ces régions fin 2024, montrant de nouvelles ouvertures de capacité HTA attendues d’ici 2027 à la suite de la montée en puissance de postes sources clés dans le Gard, l’Hérault et le Var.

Contrat d’Injection et Comptage Intelligent

Une fois la PTF acceptée et les travaux réseau achevés, le développeur signe une Convention de Raccordement avec ENEDIS/RTE et un Contrat d’Injection (CI) couvrant les conditions de comptage, la responsabilité de déséquilibre et les protocoles d’effacement. Les projets français de solaire flottant supérieurs à 1 MWc sont tenus de participer au mécanisme d’ajustement — en soumettant des prévisions de production au marché d’équilibrage de RTE. Cela nécessite un investissement dans un système SCADA avec une communication de données compatible RTE.

Structure de Financement des Projets Français de Solaire Flottant

Cadre du Financement de Projet

Les projets français de solaire flottant de plus de 5 MWc environ utilisent généralement un financement de projet sans recours ou à recours limité. Le contrat de complément de rémunération CRE — en substance un contrat d’offtake garanti par l’État sur 20 ans — est l’élément fondateur de la bancabilité. Les prêteurs français (BNP Paribas, Société Générale, Crédit Agricole CIB, et Banque Publique d’Investissement / BpiFrance) maîtrisent la structure du CR CRE et accordent des crédits senior pour le solaire flottant à des marges de 150 à 250 pb au-dessus de l’EURIBOR pour des SPV de qualité investment grade.

Une structure de financement de projet typique pour le solaire flottant français se présente comme suit :

Le produit de prêt vert de BpiFrance — ciblant les énergies renouvelables, l’efficacité énergétique et les projets d’économie circulaire — propose un financement subordonné à taux inférieur au marché (typiquement 80 à 120 pb en dessous du pricing équivalent en dette senior) pour les projets répondant aux critères d’additionnalité environnementale. Le solaire flottant se qualifie dans le secteur prioritaire de transition énergétique de BpiFrance.

Structure du CAPEX pour le Solaire Flottant en France

Les coûts du solaire flottant en France varient selon le type de plan d’eau, la complexité de l’amarrage et la distance au point de raccordement réseau. Fourchettes indicatives de CAPEX tout compris pour 2025–2026 :

Le CAPEX du système flottant (pontons, amarrage, connectiques waterproof et abri d’onduleur à terre) représente typiquement 25 à 35 % du CAPEX total du projet, contre 8 à 12 % pour les structures de montage sur des projets ground-mount équivalents. Cette prime flottant est partiellement compensée par des coûts fonciers moindres (les tarifs de bail sur plan d’eau sont généralement inférieurs par hectare aux terres agricoles ou industrielles) et par une prime de rendement énergétique de 12 à 15 % liée au refroidissement de surface d’eau.

Modélisation des Revenus sous S21

Les projets post-Session 4 opérant sous contrats S21 nécessitent une modélisation des revenus plus sophistiquée que la structure S17 :

• Composante marchande : Pendant les heures où les prix EPEX SPOT France dépassent le prix de référence S21, aucune prime n’est versée et le producteur perçoit le prix de marché plein. Pendant les heures inférieures au prix de référence, la prime complète la rémunération jusqu’au niveau contractuel (sous réserve de la clause de «récupération» qui réduit les paiements de prime lorsque les prix annuels de marché sont élevés).
• Cannibalisation : Le solaire flottant, comme tout le solaire, produit principalement en milieu de journée — aux mêmes heures où la production solaire française est la plus élevée et où les prix spot sont les plus bas. La granularité à 30 minutes de S21 expose les projets flottants au risque de cannibalisation sur les heures de production solaire de pointe.
• Co-déploiement de batteries : Le cahier des charges des AO CRE incite de plus en plus au co-déploiement de stockage par batteries via des bonifications dans les critères de qualification technique. Un tampon batterie d’une à deux heures déplace une partie de la production vers les heures de flanc, réduisant l’exposition à la cannibalisation et améliorant les revenus S21.

L’utilisation d’un logiciel de propositions solaires intégrant les distributions de prix EPEX SPOT France et la mécanique des contrats S21 permet aux développeurs de tester la robustesse économique du projet selon différents scénarios de prix avant le bouclage financier.

Contraintes de Conception pour le Solaire Flottant Français

Réglementations d’Amarrage

La France ne dispose pas d’une norme nationale unique pour les systèmes d’amarrage de centrales solaires flottantes. La conception de l’amarrage doit satisfaire trois cadres réglementaires qui se chevauchent :

Loi sur l’eau / IOTA : L’autorisation environnementale ou la déclaration précise les restrictions d’amarrage pour protéger le fond du plan d’eau contre les perturbations de sol, la remise en suspension des sédiments et la contamination par les matériaux d’ancrage. Les ancres lestées en béton sont universellement acceptées. Les ancres à hélice vissée sont acceptées pour les substrats durs avec certification géologique. Les ancres à chaîne sont restreintes sur les sites présentant des habitats benthiques sensibles identifiés dans l’EIE.

Eurocode 1 — Charges de vent : Les permis de construire français exigent des calculs structurels selon l’Eurocode 1 (NF EN 1991-1-4) pour les charges de vent sur le champ flottant. Les sites du sud de la France dans le couloir du Rhône doivent prendre en compte les événements Mistral avec des rafales soutenues dépassant 120 km/h. Les systèmes flottants doivent démontrer leur capacité à résister à un événement de vent de période de retour 50 ans sans rupture d’ancrage ni perte de panneau.

Assurances et garanties : Les marchés d’assurance français (AXA, SCOR, Generali France) exigent une certification du système d’amarrage par un bureau de contrôle agréé (Bureau Veritas ou Apave) avant d’émettre des polices tous risques opérationnels. Bureau Veritas a développé un protocole d’inspection spécifique aux systèmes d’amarrage de centrales solaires flottantes publié en 2022 — la conformité à ce protocole simplifie considérablement le placement des assurances.

Normes des Flotteurs

Aucune norme française ou européenne harmonisée pour les matériaux et la conception des pontons de centrales solaires flottantes n’existait en 2026. Le cahier des charges de la CRE fait référence à la norme DNV (Det Norske Veritas) DNV-ST-0584 (Design of Floating Solar Power Plants, édition 2021) comme référence technique applicable. Les projets doivent démontrer la conformité à DNV-ST-0584 ou fournir un argumentaire d’équivalence examiné par un tiers-expert agréé.

Exigences clés de DNV-ST-0584 affectant la conception des projets français :

• Durabilité des matériaux : Les éléments flottants en HDPE doivent avoir une durée de service minimale de 25 ans, démontrée par des tests de résistance aux UV selon ISO 4892-2.
• Isolation électrique : Tous les composants électriques immergés (boîtes de jonction, pénétrations de câbles) doivent atteindre une protection IP68 selon IEC 60529 avec une côte de résistance à 1,5 mètre de profondeur.
• Mise à la terre : Le champ flottant doit être lié et mis à la terre selon IEC 60364-7-709 (installations électriques des marinas et emplacements similaires) — la norme IEC applicable la plus proche du solaire flottant.

Albédo de Surface d’Eau et Modélisation Biface

Les installations solaires flottantes sur des plans d’eau intérieurs français bénéficient de l’albédo de surface d’eau, qui varie selon les saisons :

• Eau claire par temps calme : albédo 0,05–0,07
• Eau turbide ou eutrophe : albédo 0,03–0,05
• Parois de réservoir en béton blanchi à la chaux (courant sur les étangs agricoles) : albédo 0,20–0,35 dans les composantes réfléchies atteignant les faces arrière bifaces

Les panneaux bifaces — désormais standard sur les projets flottants français — captent 8 à 15 % de production supplémentaire côté arrière selon l’albédo et l’angle d’inclinaison. À l’inclinaison de 10 à 12° typique des plateformes de type Hydrelio, l’irradiance côté arrière reste relativement modeste. Certains développeurs testent des inclinaisons de 20 à 25° avec des géométries de pontons alternatives pour augmenter le gain biface, au prix d’une charge de vent plus élevée.

Une modélisation précise du rendement biface nécessite des jeux de données météorologiques incluant les composantes d’irradiance horizontale diffuse (DHI) — toutes les bases de données d’irradiance françaises standard (données grillées Météo-France, jeux de données satellites PVGIS) ne fournissent pas le DHI à la résolution nécessaire pour une simulation biface précise sur des formes de plans d’eau irrégulières.

Interactions avec le Tarif Héritage EDF OA

Les projets ayant reçu des attributions CRE sous des mécanismes antérieurs à 2022 — notamment ceux opérant sous les anciens tarifs d’Obligation d’Achat (T14 ou T15) émis avant l’ère du complément de rémunération — font face à un ensemble différent de considérations opérationnelles. Sous les anciens tarifs OA, EDF OA achète 100 % de la production à un tarif fixe, éliminant les revenus marchands mais aussi le risque de cannibalisation. Ces projets à tarif héritage sont entièrement amortis ou approchent de la fin du contrat et se posent désormais une question cruciale : solliciter un nouveau contrat CR CRE, basculer en mode marchand ou ajouter du stockage et se renouveler.

Pour les projets à tarif OA héritage arrivant en fin de contrat (20 ans après la mise en service), le cadre de décision type prend en compte :

1. Le budget de dégradation restant des modules (dégradation annuelle typique 0,4–0,5 %/an ; des modules vieux de 20 ans peuvent conserver 85 à 90 % de leur capacité d’origine)
2. L’état du système flottant (durée de vie de l’HDPE typiquement de 25 à 30 ans si l’oxydation UV est dans les normes)
3. L’éligibilité à un nouvel appel d’offres CRE (les projets repowered avec des modules et des onduleurs significativement améliorés peuvent se qualifier comme nouveaux projets pour les besoins de la CRE)

Processus de Conception et de Simulation du Solaire Flottant

Les projets de solaire flottant en France nécessitent un processus de conception plus complexe que les systèmes ground-mount ou en toiture standard. La géométrie irrégulière des surfaces de plans d’eau, les configurations variables d’amarrage, la modélisation de la face arrière biface et la nécessité de produire des estimations de rendement P50/P90 de qualité bancable pour la CRE imposent des exigences qui dépassent ce que les outils basiques de logiciel solaire gèrent.

Un processus professionnel de conception de solaire flottant pour un projet français comprend généralement :

1. Numérisation du périmètre du site : Dessin du polygone du plan d’eau à partir des données cadastrales (Géoportail / cadastre.gouv.fr) et d’un relevé drone, en tenant compte des exigences de recul depuis les berges (typiquement 3 à 5 mètres depuis le bord de l’eau selon le plan de prévention des risques d’inondation local).

2. Modélisation de l’irradiance : Import des données d’irradiance satellite Météo-France ou PVGIS pour les coordonnées du site, avec génération d’une année météorologique typique (TMY). Pour les sites en Rhône-Alpes ou en Occitanie, les données des stations météorologiques locales doivent être recoupées avec les jeux de données satellites pour identifier les effets d’ombrage orographique.

3. Optimisation du calepinage : Disposition du champ flottant dans le polygone du plan d’eau à l’espacement inter-rangée choisi, en respectant la limite CRE de 50 % de couverture de surface pour les désignations agrivoltaïques et en maintenant les couloirs de navigation pour les embarcations de maintenance.

4. Simulation du rendement biface : Exécution d’une simulation biface horaire intégrant les estimations d’albédo de surface d’eau, l’ombrage des pontons sur les cellules arrière et la sensibilité à l’angle d’inclinaison.

5. Estimation P50/P90 : Application de la correction de variabilité interannuelle (typiquement ±5 % pour les sites à influence atlantique française, ±4 % pour les sites à influence méditerranéenne) afin de dériver des estimations P90 bancables.

6. Conception électrique : Dimensionnement des onduleurs, calepinage des strings DC sur les rangées de pontons, routage des câbles AC du champ flottant vers l’abri onduleur à terre, et dimensionnement du transformateur pour le raccordement ENEDIS HTA.

Un logiciel de conception solaire intégrant ces étapes — de la numérisation du polygone à la sortie du rendement bancable — réduit le cycle de conception de plusieurs semaines à quelques jours et produit des livrables formatés pour les dossiers techniques CRE et les demandes PTF ENEDIS.

Pipeline et Perspectives du Solaire Flottant Français : 2026–2030

Objectifs Nationaux et PPE

Le Programme Pluriannuel de l’Énergie (PPE) de la France — actuellement en révision pour la période 2024–2033 — fixe un objectif solaire total de 100 GW d’ici 2050, avec un objectif intermédiaire de 44 GW d’ici 2028. Le PPE ne fixe pas d’objectif spécifique de sous-catégorie pour le solaire flottant, mais l’ADEME et le ministère de l’Énergie ont cité un objectif de 1,5 à 2 GW de capacité flottante et agrivoltaïque d’ici 2030 comme cohérent avec la trajectoire globale du PPE.

La trajectoire des volumes des appels d’offres CRE — 130 MW attribués en 2022, montant à 350 MW visés en 2026 — implique environ 2 GW de capacité attribuée cumulée d’ici 2028 si la trajectoire se maintient. Tous les projets attribués n’atteindront pas la mise en service commerciale dans les délais, les retards de permis et les goulets d’étranglement de raccordement faisant généralement glisser 15 à 25 % des projets attribués de 1 à 2 ans.

Régions Prioritaires et Inventaire des Plans d’Eau

L’ADEME a publié un inventaire national préliminaire des plans d’eau adaptés au solaire flottant en 2023, couvrant les plans d’eau de plus de 1 hectare non classés dans des sites Natura 2000 et hors zones de paysages remarquables. L’inventaire a identifié :

• ~12 000 ha de réservoirs d’irrigation agricoles privés à l’échelle nationale
• ~8 500 ha de lacs de gravières et carrières sur des sites d’extraction inactifs
• ~4 200 ha de bassins de rétention industriels et d’étangs de traitement des effluents
• ~2 100 ha de sections de canaux non navigables gérés par VNF

En appliquant le taux de couverture maximal CRE de 50 % à la catégorie la plus accessible (réservoirs d’irrigation agricoles), la capacité flottante théorique maximale de cette seule catégorie dépasse 3 GW — suffisant pour atteindre l’objectif 2030 à partir des seuls réservoirs privés, sans recourir à la procédure de permis plus complexe des voies navigables publiques.

Technologies Émergentes dans le Pipeline Français

Systèmes hybrides hydro-solaire. EDF et CNR évaluent des installations de PV flottant sur leurs grands réservoirs hydroélectriques — notamment sur le Lac de Serre-Ponçon (Hautes-Alpes), le Lac du Bourget (Savoie) et les réservoirs des systèmes Durance et Rhône. Un système hybride hydro-solaire génère des courbes de production complémentaires : l’hydro culmine en hiver et au printemps, le solaire en été, réduisant le déséquilibre saisonnier.

Agrivoltaïque flottant pour l’aquaculture. Plusieurs projets pilotes explorent le PV flottant au-dessus d’étangs piscicoles en Bretagne et en Normandie. L’ombrage des panneaux réduit la prolifération d’algues et le stress thermique sur les stocks de poissons lors des épisodes de chaleur estivale — fournissant un bénéfice agronomique mesurable satisfaisant aux critères de certification agrivoltaïque du Décret n° 2024-318.

Concentration haute efficacité flottant. Des programmes de recherche à l’INRAE (Institut national de recherche pour l’agriculture, l’alimentation et l’environnement) et au CEA-INES à Chambéry évaluent les modules CPV (photovoltaïque à concentration) et hétérojonction haute efficacité sur des surfaces aquatiques. Le refroidissement par l’eau permet un fonctionnement haute efficacité soutenu de ces technologies sensibles à la température, ce que les installations ground-mount ne peuvent égaler.

Solaire flottant sur lacs de grande envergure. Des études préliminaires évaluent le solaire flottant sur le Lac Léman (partagé avec la Suisse) et le Lac du Bourget, le plus grand lac naturel de France. Ces grands plans d’eau naturels présentent les défis écologiques et réglementaires les plus complexes, mais aussi le plus grand potentiel de capacité individuelle par site (plusieurs centaines de MWc). Tout projet sur le Lac Léman nécessite une coordination réglementaire bilatérale franco-suisse, sans précédent dans le secteur du solaire flottant.

Pipeline d’Investissement

Le pipeline d’investissement français dans le solaire flottant pour 2026–2030 est estimé à 2,5 à 4 milliards d’euros de CAPEX de projet total, sur la base du volume des contrats attribués par la CRE et des projets en phase avancée de permis. Les principaux investisseurs et développeurs actifs dans le pipeline comprennent :

• Akuo Energy : Construction des projets lauréats CRE Sessions 2–3, visant la mise en service de plus de 100 MW en France d’ici 2027.
• TSE : Mise en service des premiers grands projets flottants agrivoltaïques en Occitanie (2026–2027).
• Hydro-Solar (coentreprise EDF CNR) : Exploration d’installations pilotes de 50 à 100 MW sur les réservoirs Rhône gérés par CNR.
• BayWa r.e. : Actif sur plusieurs sessions CRE avec des projets flottants de taille intermédiaire (5 à 15 MWc) en Nouvelle-Aquitaine.
• Fonds d’infrastructure : Meridiam, Ardian Infrastructure et Vauban Infrastructure Partners ont tous établi des plateformes d’énergies renouvelables françaises incluant une exposition au solaire flottant via des co-investissements en fonds propres dans des projets lauréats CRE.

FAQ

Le solaire flottant est-il légal en France ?

Oui, le solaire flottant est légal en France. Le cadre juridique a été consolidé par la Loi APER (avril 2023), qui a créé des voies d’autorisation explicites pour les installations sur des plans d’eau artificiels, les réservoirs d’irrigation et les terres agricoles. Les projets nécessitent un permis de la Préfecture, de la DDT(M) pour l’usage des sols, et de l’Agence de l’Eau compétente pour la classification du plan d’eau. Les sites Natura 2000 requièrent des études d’impact environnemental complètes, mais les plans d’eau artificiels — lacs de carrière, bassins de rétention, étangs industriels — bénéficient d’une procédure simplifiée depuis 2023.

Comment fonctionne la procédure d’appel d’offres CRE pour le solaire flottant ?

La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) lance périodiquement des appels d’offres (AO) dédiés aux projets flottants et agrivoltaïques. Les projets retenus bénéficient d’un complément de rémunération S17 ou S21 — un contrat de prime de marché valable 20 ans, s’ajoutant aux revenus du marché de l’électricité. Des fenêtres d’appel d’offres spécifiques au flottant sont ouvertes depuis 2022 avec des objectifs de capacité croissants à chaque session. Les projets doivent obtenir un permis de construire et une proposition de raccordement (PTF) d’ENEDIS ou de RTE avant que leur dossier CRE soit pleinement validé, ce qui rend les demandes d’étude préalable de raccordement rapides.

Qu’est-ce que la Loi APER et quel est son impact sur le solaire flottant en France ?

La Loi APER (Loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables), promulguée en avril 2023, est la loi française de référence pour l’accélération des énergies renouvelables. Pour le solaire flottant, elle a créé la reconnaissance légale de l’agrivoltaïsme, simplifié les exigences d’EIE pour les installations sur des plans d’eau artificiels, et obligé les communes à désigner des zones d’accélération pour les énergies renouvelables (ZAER). Les développeurs dont les projets se trouvent dans des zones pré-identifiées bénéficient d’une présomption de compatibilité avec les règles d’urbanisme locales, réduisant significativement le risque d’opposition préfectorale.

Combien de temps prend l’instruction d’un projet de solaire flottant en France ?

L’instruction prend généralement entre 18 et 36 mois, depuis l’identification du site jusqu’à l’obtention du permis de construire. Ce délai dépend largement de la classification du plan d’eau (étang privé, voie navigable publique ou réservoir public), de la proximité de zones Natura 2000 et de l’existence d’une ZAER communale. Les projets sur des plans d’eau artificiels classés privés peuvent avancer plus vite — parfois entre 12 et 18 mois. Les projets sur voies navigables gérés par VNF prennent couramment entre 30 et 48 mois.

Comment fonctionne le raccordement au réseau pour le solaire flottant en France ?

Les projets de solaire flottant en France se raccordent au réseau de distribution ENEDIS (HTA en 20 kV) pour les projets de moins de 36 MW environ, ou au réseau de transport RTE (HTB) pour les installations plus importantes. La procédure commence par une demande de raccordement, qui déclenche l’obligation d’ENEDIS de délivrer une PTF (proposition technique et financière) dans un délai de 3 à 6 mois. La PTF précise les coûts de raccordement, les travaux de renforcement du réseau et le calendrier. Les développeurs doivent accepter la PTF dans les 6 mois. La PTF est un prérequis pour la soumission CRE.

Qui sont les principaux développeurs de solaire flottant en France ?

Les principaux développeurs de solaire flottant actifs en France en 2026 sont Akuo Energy (visant 250 MW en Europe), TSE (Transition des Systèmes Energétiques), Urba Energy, EDF Renewables, VSB Energies Nouvelles et Ciel & Terre (inventeur de la plateforme Hydrelio). Des acteurs internationaux comme BayWa r.e. et des fonds d’infrastructure dont Meridiam et Ardian Infrastructure sont également présents via des co-investissements en fonds propres dans des projets lauréats CRE.

Quel est l’objectif 2030 pour le solaire flottant en France ?

La France n’a pas d’objectif de capacité solaire flottante autonome fixé par la loi. Cependant, l’ADEME et le ministère de l’Énergie ont cité 1,5 à 2 GW de capacité flottante et agrivoltaïque d’ici 2030 comme cohérent avec la trajectoire globale du PPE (Programme Pluriannuel de l’Énergie) vers 44 GW d’ici 2028 et 100 GW d’ici 2050. Les volumes des appels d’offres CRE — passant de 130 MW en 2022 à 350 MW visés en 2026 — sont le principal instrument politique de ce déploiement.