1 324 MW de solaire flottant proposés sur six lacs sud-coréens, dont deux sites seulement ont franchi le premier examen

Trois entreprises publiques sud-coréennes ont déposé fin 2025 des propositions totalisant 1 324 MW de solaire flottant, répartis sur six centrales installées sur des réservoirs d’eau douce. Seuls deux sites ont franchi la première étape d’évaluation et seront mis en appel d’offres ouvert.

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Korea Western Power propose 698 MW sur deux sites identifiés

Korea Western Power a soumis deux projets totalisant 698 MW, positionnant l’opérateur comme premier porteur de capacité. Les sites ciblés sont des lacs de retenue proches de zones industrielles, choisis pour leur accès au réseau et leur profondeur suffisante. Les dossiers incluent des études préliminaires sur la compatibilité environnementale et des simulations hydrodynamiques visant à évaluer le mouvement des vagues et la résistance au vent.

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Les équipes techniques proposent des ancrages lestés reposant sur le fond, associés à des lignes d’amarrage sous tension, une configuration retenue pour limiter le déplacement des plateformes durant la saison des pluies. Le montage prévoit des câbles à courant continu immergés vers des postes au rivage et des solutions anticorrosion pour les structures métalliques exposées aux embruns des lacs.

Le calendrier prévisionnel inscrit des études d’ingénierie détaillées pour 2026 et un appel d’offres local dès l’année suivante, sous réserve des autorisations de raccordement et des validations environnementales. Les estimations financières incluent un surcoût notable pour les équipements étanches et la maintenance spécialisée.

Korea Midland Power vise 506 MW sur trois emplacements répartis

Korea Midland Power a déposé trois propositions totalisant 506 MW, réparties entre lacs de taille moyenne et réservoirs multi-usages. Les dossiers détaillent l’impact sur la faune aquatique, la sédimentation et la qualité de l’eau, accompagnés de protocoles de suivi environnemental.

Techniquement, les ingénieurs mettent en avant des flotteurs composites et des connecteurs étanches pour éviter les infiltrations sur des câbles à courant continu. Les variations saisonnières du niveau d’eau, pouvant atteindre plusieurs dizaines de mètres, imposent des systèmes d’amarrage à rails et des boucles de compensation pour préserver la tension des lignes.

Le dossier prévoit des phases pilotes réduites avant déploiement complet, afin d’ajuster l’étanchéité des boîtes de jonction et d’évaluer les coûts réels de maintenance anticorrosion. Les responsables insistent sur des protocoles de gestion des crues et des saisons sèches pour sécuriser la production.

Korea East-West Power dépose 120 MW en seconde phase, six lacs ciblés

Korea East-West Power présente une proposition de 120 MW comme seconde phase, ciblant les lacs Sapgyo, Yedang, Namyang, Daeho, Cheongcheon et Ganwol. L’opérateur met l’accent sur une intégration locale, chaque site faisant l’objet d’études hydrologiques et d’analyses des routes d’accès pour ouvrages et câbles.

Le dossier signale des défis concrets: l’étanchéité des câbles DC immergés, la résistance des connecteurs, et la gestion des changements de niveau d’eau entre mousson et période sèche. Des prototypes de boîtes de jonction sous pression et des revêtements anticorrosion sont proposés pour réduire les pannes.

Deux des six sites ont obtenu la validation de la première étape d’évaluation et passeront en appel d’offres. Pour les autres, les études complémentaires sur l’impact écologique et la capacité de raccordement au réseau restent à fournir pour avancer.

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Risques techniques et ambition nationale: 3 000 MW d’ici 2030

Le plan national vise 3 000 MW de solaire flottant sur 28 districts d’ici 2030. Les bénéfices attendus comprennent la réduction de la température des panneaux par effet de refroidissement de l’eau et la libération de surfaces terrestres agricoles.

Les obstacles techniques sont multiples: absorption du mouvement des vagues, ancrages lourds sur fonds meubles, étanchéité des câbles DC et boîtes de jonction, contacts électriques en milieu humide et coûts élevés des matériaux anticorrosion. Les procédures d’autorisation de raccordement imposent des études réseau coûteuses, notamment pour la gestion de la variabilité de production.

Des comparaisons de modèles montrent que les solutions terrestres restent moins chères au MW, mais le solaire flottant offre des gains de rendement et d’usage foncier. Les maîtres d’ouvrage misent sur des phases pilotes locales pour valider les technologies avant montée en puissance sur le reste du territoire.