Dans une vaste revue publiée dans Nature Reviews Clean Technology, Oktoviano Gandhi et ses collègues dressent un état des connaissances sur le photovoltaïque flottant, depuis son déploiement mondial jusqu’à ses coûts, ses performances et ses effets environnementaux. Parmi les bénéfices examinés figure la réduction de l’évaporation des plans d’eau. La littérature rassemblée par les auteurs fait apparaître des écarts considérables : sur la seule surface effectivement couverte par les installations photovoltaïques, la réduction estimée de l’évaporation va de 17 à 90 %. Un dispositif à étudier en France, où nous sommes confrontés au besoin de réservoirs d'eau mais au risque de forte évaporation en été. Des travaux préliminaires d'EDF sur un réservoir d'eau ont montré 40% d'évaporation estivale évitée. Là où il n'y a pas d'enjeu concurrent d'usages et de paysage, cette piste est prometteuse pour des réservoirs de surface plus efficaces en été.
Le principe du PV flottant sur plan d'eau. Extrait de Gandhi et al 2026, art cit.
L’article de Gandhi et de ses collègues est un article de revue dont l'objectif est de synthétiser les connaissances existantes sur le photovoltaïque flottant, ou FPV (floating photovoltaics). Les auteurs mobilisent la littérature scientifique, des publications industrielles et la base de données du Solar Energy Research Institute of Singapore (SERIS), qui recense environ 1 700 projets photovoltaïques flottants déployés dans le monde. Ils abordent simultanément les technologies employées, leurs performances, leurs coûts, leur fiabilité, leurs impacts environnementaux et leurs perspectives de développement.
Le développement du photovoltaïque flottant constitue le point de départ de la revue. Les auteurs recensent plus de 9,6 GWp de puissance cumulée installée à la fin de 2024, répartie dans 66 régions, dont 87 % en Asie. Ils rapprochent ce parc encore limité d’un potentiel technique considérablement supérieur : en couvrant 10 % des surfaces d’eau continentales retenues dans leur analyse, la capacité théorique dépasserait 22 TWp ; pour 10 % des espaces offshore situés dans les zones économiques exclusives, elle dépasserait 718 TWp.
Le principe présente plusieurs particularités par rapport aux centrales photovoltaïques terrestres. Les modules sont supportés par des flotteurs et maintenus par des systèmes d’ancrage et d’amarrage. Leur proximité avec l’eau et, selon la configuration, une meilleure circulation de l’air peuvent refroidir les modules et améliorer leur rendement. À l’inverse, l’humidité, les mouvements continus, les vagues et le vent imposent des contraintes supplémentaires sur les équipements. Les auteurs soulignent ainsi que le photovoltaïque flottant ne consiste pas simplement à transposer sur l’eau une centrale terrestre : flotteurs, ancrages, câbles, modules et procédures de maintenance doivent être adaptés à cet environnement.
La réduction de l’évaporation constitue l’un des bénéfices spécifiques examinés dans la revue. Deux mécanismes physiques sont mis en avant. Premièrement, les panneaux et leurs structures diminuent la quantité de rayonnement solaire qui atteint directement la surface de l’eau. L’eau située sous ou à proximité des panneaux reçoit donc moins d’énergie et tend à rester plus froide. Deuxièmement, les panneaux et les flotteurs modifient les échanges d’air immédiatement au-dessus du plan d’eau : ils réduisent la circulation d’air sur la surface, ralentissent l’évacuation de la vapeur d’eau et entretiennent une humidité locale plus élevée. Ces deux effets ralentissent le passage de l’eau liquide vers l’atmosphère.
Comme l’écrivent les auteurs, "le photovoltaïque flottant peut réduire l’évaporation de l’eau du réservoir". La donnée essentielle de la revue est cependant la dispersion considérable des estimations. Les travaux scientifiques rassemblés par les auteurs donnent une efficacité de réduction de l’évaporation comprise entre 17 et 90 % de l’évaporation correspondant à la surface couverte par le photovoltaïque flottant. Cette amplitude, de plus d’un facteur cinq entre les valeurs extrêmes, est explicitement attribuée aux différences de type de flotteur, de climat et de plan d’eau. Il ne s’agit donc pas, dans l’article, d’un coefficient universel applicable indistinctement à tous les réservoirs.
L’hétérogénéité devient encore plus importante lorsque les auteurs expriment l’économie d’eau non plus en pourcentage de surface, mais en volume rapporté à la puissance photovoltaïque installée. Les valeurs recensées s’étendent de 1 200 à 60 000 m³ d’eau économisés par MWp, soit un rapport de cinquante entre les deux extrémités de la fourchette. Rapportée à l’électricité produite, la littérature citée donne une plage de 0,8 à 30 m³ d’eau économisés par MWh.
Le bénéfice hydrique entre également dans le raisonnement économique des auteurs. Leur revue indique que le coût d’investissement médian observé pour le photovoltaïque flottant est passé de 2,41 dollars par Wp en 2015 à 1,25 dollar par Wp en 2024. Pour les projets recensés en 2024, le coût d’investissement moyen pondéré atteint 0,82 dollar par Wp, contre 0,69 dollar par Wp pour le photovoltaïque terrestre, soit un surcoût de 19 %. L’électricité photovoltaïque flottante reste ainsi généralement plus coûteuse que son équivalent terrestre lorsque l’on ne considère que la production électrique.
L’économie d’eau constitue précisément l’un des services supplémentaires susceptibles de modifier ce calcul. Les auteurs indiquent que sa prise en compte améliore la compétitivité économique du photovoltaïque flottant, particulièrement dans les régions où l’eau est rare ou coûteuse. Dans leur synthèse, ce bénéfice est donc traité non seulement comme un effet hydrologique, mais comme un élément du couplage entre production d’énergie et gestion de la ressource en eau.
La réduction de l’évaporation ne résume cependant pas les interactions entre une installation flottante et le fonctionnement d’un lac ou d’un réservoir. La revue rappelle que la présence de panneaux modifie le rayonnement reçu par l’eau, sa température, les échanges avec l’atmosphère et potentiellement la stratification de la colonne d’eau. Les conséquences environnementales dépendent ainsi du type de plan d’eau, du taux de couverture, de la conception des flotteurs et des ancrages, des organismes présents et des modalités d’exploitation. Plusieurs travaux cités par la revue portent précisément sur les effets du photovoltaïque flottant sur la température et la stratification des lacs, ainsi que sur la qualité de l’eau et les écosystèmes aquatiques.
Discussion
La synthèse de Gandhi et de ses collègues présente le photovoltaïque flottant comme une technologie pouvant mobiliser des surfaces qui n’entrent pas directement en concurrence avec les usages terrestres tout en bénéficiant, dans certains contextes, de synergies avec l’hydroélectricité, l’aquaculture ou la gestion de l’eau. Les trois avantages récurrents mis en avant dans leur conclusion sont la diminution des conflits d’usage des terres, la réduction de l’évaporation de l’eau et l’amélioration possible des performances des modules par refroidissement.
Les auteurs concluent néanmoins que le développement à grande échelle du photovoltaïque flottant reste associé à plusieurs enjeux : coûts encore généralement supérieurs à ceux du photovoltaïque terrestre, contraintes mécaniques accrues, opérations de maintenance plus complexes, incertitudes sur la durabilité des équipements pendant les quelque 25 années attendues d’exploitation, et besoin d’études environnementales de longue durée réalisées sur des types de plans d’eau diversifiés. Les premières observations disponibles indiquent que la dégradation des modules pendant les cinq premières années est comparable à celle des installations terrestres, mais elles ne permettent pas encore d’établir leur comportement sur l’ensemble de leur durée de vie attendue.
Un résultat français récent vient conforter expérimentalement cet intérêt hydrologique. La R&D d’EDF étudie depuis 2025 la centrale photovoltaïque flottante de Lazer (Hautes-Alpes), installation de 20 MWc couvrant environ 70 % de la retenue hydroélectrique. Deux dispositifs de covariance de turbulence (eddy covariance) ont été installés, l’un au sein de la centrale et l’autre sur la partie en eau libre, afin de mesurer directement les flux de vapeur d’eau entre la retenue et l’atmosphère. Sur la période mai-octobre 2025, Berlioux et ses collègues observent, par rapport à une situation de référence en eau libre, une réduction moyenne de l’évaporation de 44 % au-dessus de la zone occupée par le photovoltaïque. Plus remarquable, une diminution moyenne de 35 % est également mesurée au-dessus de la partie non couverte, ce qui suggère que la centrale modifie le microclimat et les échanges turbulents à une échelle dépassant la seule emprise des panneaux. EDF communiquait dès l’automne 2025 sur un ordre de grandeur d’environ 40 % d’évaporation évitée à l’échelle de cette retenue. Ces résultats, encore en cours de consolidation scientifique, sont cohérents avec les ordres de grandeur recensés par Gandhi et ses collègues et apportent surtout une validation en conditions réelles sur une installation industrielle.
Cette observation renforce l’intérêt du photovoltaïque flottant dans une perspective qui dépasse la seule production électrique. Dans les territoires où le stockage superficiel de l’eau est nécessaire mais pénalisé par de fortes pertes estivales par évaporation — retenues d’irrigation, réserves de soutien d’étiage, ouvrages hydroélectriques ou certains stockages destinés à l’alimentation en eau — une couverture photovoltaïque partielle peut assurer simultanément une production énergétique et une fonction de conservation de la ressource. L’effet ne doit toutefois pas être assimilé à un simple coefficient proportionnel à la surface couverte : il dépend du taux et de la géométrie de couverture, du régime de vent, du rayonnement, de la température et de l’humidité de l’air ainsi que des caractéristiques de la retenue. Les mesures de Lazer sont précisément intéressantes parce qu’elles intègrent le bilan physique réel, y compris le réchauffement et le rayonnement infrarouge émis par les modules : malgré ces effets susceptibles d’accroître localement les apports thermiques à l’eau, le bilan net observé reste une réduction substantielle de l’évaporation.
Le photovoltaïque flottant peut ainsi être envisagé, lorsque les autres contraintes écologiques et techniques sont maîtrisées, comme l’un des outils possibles d’adaptation des stockages d’eau de surface aux climats présentant une forte demande évaporative estivale.
Référence : Gandhi, O. et al (2026), Design and implementation of floating photovoltaics, Nature Reviews Clean Technology, 2, 414–432.
Aucun commentaire:
Enregistrer un commentaire