Rimward · Économie du parc · Septembre 2026

Sur quoi dimensionner la sécurité solaire ?

Un portefeuille modeste en mégawatts peut compter de nombreuses unités d’exploitation. Mais les compter ne suffit pas : l’emprise physique et le travail nécessaire à la surveillance comptent aussi. Trois sources publiques montrent pourquoi un simple €/MW ne définit pas un service.

2 808 entrées RTE ≥ 1 MW
1 683 observations IGN
CRE : budgets 2021–2025
Cohortes distinctes · instantané du 30 septembre 2026

3,75×Entrées par MW · moins de 5 MW, comparé à 5 MW et plus

Le groupe des petites puissances compte environ 37 entrées pour 100 MW, contre 10 pour les plus grandes.

Ce résultat décrit le registre, pas un multiplicateur de travail mesuré. Une entrée électrique ne correspond pas nécessairement à un site physique géré séparément.

Il change néanmoins la première question budgétaire. Si les accès, visites ou tests d’escalade sont gérés par site, une lecture en puissance peut masquer ce travail répété. Il faut vérifier si cela s’applique au portefeuille réel.

De nombreuses petites installations

Dans cette sélection, les entrées de 1 à moins de 5 MW sont 66 % du nombre, mais 34 % de la puissance, soit environ 4 974 MW. Un bilan pondéré par puissance leur donne bien moins de place qu’un bilan fondé sur leur nombre.

Part des 2 808 entrées RTE et de 14,6 GW · échelle commune de 0 à 100 %

Part des entrées
Part de la puissance

1–<2 MW655 entrées · 918 MW
Part des entrées: 23,3 % Part de la puissance: 6,3 %
2–<5 MW1 197 entrées · 4 056 MW
Part des entrées: 42,6 % Part de la puissance: 27,8 %
5–<10 MW542 entrées · 4 167 MW
Part des entrées: 19,3 % Part de la puissance: 28,5 %
10–<20 MW408 entrées · 5 193 MW
Part des entrées: 14,5 % Part de la puissance: 35,5 %
20 MW et plus6 entrées · 279 MW
Part des entrées: 0,2 % Part de la puissance: 1,9 %

Bornes inférieures incluses, supérieures exclues ; valeurs arrondies séparément. Le seuil de 1 MW et le retrait des agrégats définissent cette sélection. Ce n’est ni tout le marché français ni un nombre validé de sites d’exploitation.

L’emprise physique exige son propre inventaire

L’IGN change l’unité d’observation : sa base issue d’images aériennes délimite des groupes de panneaux. Parmi 1 683 objets photographiés en 2021–2023, l’emprise médiane est de 3,78 hectares ; le 90e percentile atteint 15,60 hectares. Aucun rapprochement avec les installations de la cohorte RTE n’a été validé.

Part de 1 683 objets cartographiés · images 2021–2023 · pas la surface clôturée

Moins de 1 ha19,2 % 323 objets cartographiés
1–<5 ha41,7 % 701 objets cartographiés
5–<10 ha19,6 % 330 objets cartographiés
10–<25 ha16,5 % 278 objets cartographiés
25 ha et plus3,0 % 51 objets cartographiés

L’emprise des panneaux n’est ni une clôture, ni un besoin de couverture vidéo, ni un site d’exploitation confirmé. Les objets au sol, flottants et agrivoltaïques sont inclus ; toitures et ombrières sont exclues par la définition du produit.

Le lien utile est une question d’audit : que faut-il voir réellement—portails, accès, groupes de panneaux et équipements—et avec quelles vues exploitables ? Les hectares seuls ne répondent pas non plus.

Seuls 41 objets retenus ont une puissance crête déclarée. Aucun rapprochement installation par installation avec RTE n’est validé ; cette étude n’invente donc pas une courbe hectares/MW. Cette lacune justifie un modèle de site vérifié, pas l’interchangeabilité des deux bases.

Les coûts récurrents sont sous pression

La CRE compare les budgets d’exploitation déclarés de cohortes différentes de projets au sol retenus en 2021 et 2025 ; les hausses varient selon les postes.

Variation rapportée, en % · budgets déclarés, pas factures réalisées

Coûts d’exploitation totaux+25 % Projets au sol retenus
Assurances+103 % Variation du poste déclarée
Frais de vente de l’électricité+268 % Variation du poste déclarée
Location du terrain+56 % Variation du poste déclarée

Chaque variation a sa propre base : ce ne sont pas des parts du budget. Le rapport n’attribue pas la hausse des assurances au vol et ne démontre pas d’économies liées à la sécurité.

Ce n’est pas un tarif national de sécurité. La question d’achat devient plus exigeante : quel travail récurrent est inclus, quels coûts varient avec les caméras ou le temps opérateur, et quand un déplacement sur site devient-il un coût supplémentaire ?

Chiffrer le travail, pas un seul dénominateur

Les trois sources décrivent une échelle électrique, une géométrie observée et un contexte financier. Un service comparable exige les informations opérationnelles qui les relient.

Quels sites et quelles vues doivent être desservis séparément ?
Rapprochez les entrées électriques des enceintes d’exploitation. Consignez les approches critiques, caméras existantes, vues exploitables de jour et de nuit et zones inconnues, pas seulement les MW ou hectares.
Quels coûts sont récurrents, lesquels sont conditionnels ?
Séparez l’intégration et la maintenance, la vérification assurée par des opérateurs, une éventuelle action à distance et les conditions d’intervention privée. Un même forfait annuel F par site contribue à la composante fixe par MW selon F × nombre de sites vérifiés ÷ MW totaux ; ce n’est pas toute la facture.
Quels résultats et durées d’observation sont réellement mesurés ?
Demandez les heures d’observation, temps de revue, preuves suffisantes, actions à distance tentées et déplacements ultérieurs. Incluez les échecs et inconnues. Peu d’alertes ou une personne quittant une vue ne prouvent pas, à eux seuls, un vol empêché.

Le budget doit suivre un périmètre de service vérifié

Ces sources ne désignent pas une technologie de sécurité gagnante. Elles montrent pourquoi puissance, emprise et coûts récurrents ne peuvent pas se substituer les uns aux autres.

La décision du gestionnaire est concrète : établir un périmètre fondé sur l’inventaire, puis chiffrer le travail répété séparément de la réponse conditionnelle. Des sites partagés ou ressources mutualisées peuvent le réduire ; des vues complexes ou revues fréquentes peuvent l’augmenter. Ces données seules ne démontrent ni tarif national, ni déplacements économisés, ni bénéfice assurantiel.

Sources, cohortes et limites

RTE : entrées électriques: Édition du 31 juillet 2026, extraite le 30 septembre. Entrées solaires avec maxpuis ≥ 1 000 kW : 3 354 candidates, moins 546 noms contenant agrég. Les 2 808 restantes ont nbinstallations = 1 et des identifiants EIC uniques. Le champ maxpuis est déclaré, sans supposer une puissance de raccordement. Le rapport de densité reste à 3,75 sans les 14 entrées du Bas-Rhin ; cela ne valide pas les sites physiques.
IGN : observations d’images distinctes: Paquet version 1.0 libellé 2021–2023, livraison nominale du 1er novembre 2025, récupéré le 30 septembre 2026. Sur 1 762 lignes, 79 aux images plus anciennes sont exclues. Les 1 683 géométries distinctes utilisent surf_parc en m², divisé par 10 000. Un identifiant répété sur deux observations distinctes ne sert pas à compter des sites. Le produit regroupe des panneaux proches et inclut des installations en chantier ; l’état d’exploitation n’est pas établi ici.
Pas de normalisation entre cohortes: La sélection RTE et les images IGN n’ont pas de correspondance validée par installation. Seuls 41 objets IGN retenus ont une puissance déclarée, en MWc, différente du concept de puissance active RTE. Aucune estimation de surface/MW, clôture ou nombre de caméras n’est publiée. Les percentiles décrivent les objets observés, pas des intervalles d’incertitude ni tout le parc de 2026.
CRE : contexte financier: Rapport 2026-01, pages 16–17 : budgets déclarés des candidats aux projets PPE2 retenus, avec des cohortes changeantes. Ce ne sont ni des coûts réalisés des exploitants ni des factures de sécurité. Les quatre variations ne sont pas appliquées à la cohorte RTE.