L’énergie solaire partout : l’opportunité des infrastructures

Le solaire photovoltaïque est l'un des piliers de la transition énergétique en Europe. Avec plus de 65 GW de nouvelle capacité installée en 2025 et plus de 405 GW déjà opérationnels, l’Union européenne poursuit son objectif de 750 GW d’énergie solaire photovoltaïque d’ici 2030. Pour atteindre cet objectif, il faudra installer environ 345 GW supplémentaires au cours des cinq prochaines années. La géographie des ajouts de capacités solaires photovoltaïques est en train de changer. Les grands toits-bien orientés, les sites facilement raccordables et les emplacements les plus favorables s'épuisent progressivement. Dans le même temps, les projets solaires au sol dans certains pays sont confrontés à des préoccupations concernant l'utilisation concurrente des terres, la protection des terres agricoles, la biodiversité et l'acceptation locale.

 

Nous avons récemment soutenu dans ces pages que des modules légers pourraient libérer plus de 85 GW de toits européens structurellement contraints. La pression derrière cet argument est la même, poussant les développeurs à regarder au-delà des sites les plus simples. La question n’est plus de savoir si l’Europe veut plus d’énergie solaire ; il s’agit de savoir où iront physiquement les prochains gigawatts et comment l’électricité qu’ils génèreront sera intégrée au réseau et valorisée.

 

Solaire à double-usage : la logique du "PV partout"
Certains des nouveaux segments les plus prometteurs partagent une même idée, rassemblée sous la bannière du « PV partout » : plutôt que de chercher de nouveaux terrains, partager les surfaces que nous utilisons déjà. L’agrivoltaïque maintient les terres agricoles en production tout en générant de l’énergie. Les panneaux photovoltaïques flottants, intégrés aux bâtiments- et aux véhicules-, transforment les réservoirs, les façades, les voitures et bien plus encore en actifs de production d'électricité. Dans tous les cas, la avancée est la même : le solaire ne rivalise plus pour l’espace mais le partage.

 

Une autre catégorie d’espace, moins souvent évoquée, s’inscrit dans cette même logique : le territoire qui côtoie nos infrastructures de transport et d’eau. Les accotements et remblais d'autoroutes, les voies ferrées et les tranchées, les murs antibruit, les faces des digues anti-inondation, les berges des canaux, les pistes cyclables et les emprises techniques-de-bordent presque toutes les lignes routières et ferroviaires du continent. Le secteur est encore en train de se choisir un nom : infrastructure-PV intégrée (IIPV) dans la littérature de recherche, "PV linéaire" pour sa géométrie, ou plus clairement, autoroutes solaires, voies ferrées solaires et canal-solaire au sommet dans la presse. La logique est cependant familière. Ce terrain est déjà aménagé, déjà contrôlé par un organisme public ou un concessionnaire, et remplit déjà une fonction première. Ajouter de la génération à cela tout en préservant les corridors naturels et réensauvages tend à soulever beaucoup moins d’objections. Il ne s’agit pas d’un nouveau type de terrain, mais d’une nouvelle relation avec le terrain sur lequel nous avons déjà construit.

 

 

Dimensionner le prix européen
Le potentiel est tout sauf marginal. Dans une évaluation paneuropéenne, le Centre commun de recherche de la Commission européenne estime que l'application du photovoltaïque sur les toits, les réservoirs et les infrastructures routières et ferroviaires pourrait dépasser 1 TW de capacité installée, bien au-delà de l'objectif de l'UE pour 2030. La part linéaire-des infrastructures est particulièrement frappante : cette étude estime le potentiel brut du photovoltaïque vertical le long des routes et des voies ferrées de l'UE à 403 GW, soit environ 50 % de l'objectif de 2030. L'analyse révèle également que le déploiement à grande échelle de panneaux photovoltaïques bifaces verticaux est-ouest augmenterait la valeur marchande de la production solaire et freinerait la cannibalisation des prix à midi qui érode de plus en plus les revenus des panneaux conventionnels orientés au sud-. Bien qu’il s’agisse de potentiels techniques plutôt que de prévisions de marché, même une fraction du potentiel serait significative.

 

En prenant une densité de puissance linéaire réaliste comprise entre environ 0,3 MW par kilomètre pour une seule rangée de modules bifaciaux verticaux et plus de 2 MW par kilomètre pour des systèmes plus larges, les ordres de grandeur s'additionnent rapidement une fois appliqués à des dizaines de milliers de kilomètres de corridors d'infrastructure.

 

 

De plus, l’opportunité s’étend au-delà de la terre. Bon nombre de ces infrastructures (autoroutes, chemins de fer, canaux) consomment déjà de l’électricité ou sont adjacentes aux connexions au réseau existantes. Cette proximité transforme un argument-d'utilisation des terres en un argument-de système énergétique : la production située sur une infrastructure peut alimenter directement une charge locale ou un point de connexion existant, réduisant ainsi le risque de réduction et atténuant le défi d'intégration au réseau-qui contraint tant de projets solaires conventionnels.

 

Ce que le monde construit déjà

La Chine a progressé le plus rapidement et de loin à la plus grande échelle, en développant un marché photovoltaïque lié aux transports-sans équivalent ailleurs. L'énergie solaire reliée aux autoroutes a atteint environ 1,7 GW à la fin de 2024, et l'Académie chinoise des sciences des transports estime le potentiel routier à près de 944 GW. Plusieurs provinces développent désormais des zones de desserte routière proches de-zéro-carbone. Le corridor phare Jinan-Weifang, par exemple, transporte 68 MW, générant environ 68 GWh par an selon son opérateur.

 

L'Asie propose d'autres démonstrateurs de plusieurs sortes. La couverture de la piste cyclable Daejeon-Sejong en Corée du Sud s'étend le long du couloir central d'une autoroute depuis le milieu des années 2010, avec quelque 7 500 panneaux sur 4,8 km, partagés par le ministère de l'Infrastructure et des Transports de Corée du Sud.

 

L'Inde a été la première à lancer l'énergie solaire au niveau du canal du Gujarat il y a plus de dix ans : l'autorité publique du canal de Narmada rapporte qu'elle est passée d'un projet pilote de 1 MW en 2012 à environ 35 MW aujourd'hui, tout en réduisant l'évaporation. Au Japon, l'intérêt pour le photovoltaïque intégré aux transports-s'accélère. Le ministère du Territoire, des Infrastructures, des Transports et du Tourisme (MLIT) a lancé un programme national pour évaluer les technologies solaires de surface des routes, tandis que les exploitants d'autoroutes explorent l'utilisation de remblais, de barrières antibruit et de terrains de zones de service pour la production photovoltaïque.

 

Aux États-Unis d’Amérique, The Ray, un corridor de démonstration le long de l’Interstate 85 en Géorgie, héberge un réseau routier de 1 MW, tandis qu’une analyse de l’Université du Texas à Austin suggère que les seuls terrains d’échange, représentant quelque 21 000 ha, pourraient théoriquement générer jusqu’à 36 TWh par an. Du côté de l'eau, la communauté indienne de Gila River en Arizona a lancé ce qu'elle décrit comme le premier projet solaire opérationnel-sur-canal d'environ 1,3 MW de l'hémisphère occidental, suivi de près par le projet Nexus-soutenu par l'État de Californie.

 

Les exemples européens se multiplient également. Les murs antibruit constituent la voie la plus mature. Les études publiées évaluent les plus grandes installations autoroutières allemandes à 1 à 2 MWc chacune ; l'autorité routière néerlandaise gère un projet pilote d'« autoroute solaire » bifaciale sur l'A50, et les opérateurs autoroutiers et ferroviaires autrichiens et suisses ouvrent de plus en plus leurs écrans antibruit au photovoltaïque à grande échelle. Au-delà des barrières, la variété des surfaces est frappante : modules amovibles entre les rails d'une ligne suisse près des Buttes, réseaux bifaces verticaux sur les digues du Rhône, environ 900 m d'auvents au-dessus d'une véloroute française, ou encore une jetée solaire dans un port de plaisance méditerranéen.

 

La géométrie du défi

Rien de tout cela n’est facile. Le défi déterminant du photovoltaïque linéaire est le co-usage : les panneaux ne doivent jamais compromettre la fonction première de l'infrastructure, qu'il s'agisse de la stabilité d'une digue, de l'accès de secours à une autoroute, de l'accès de maintenance à une voie ferrée ou de la navigabilité d'une voie navigable. Chaque typologie porte ses propres contraintes, qu'il s'agisse d'études d'éblouissement, d'accès de secours, de transparence hydraulique ou de charges mécaniques.

Répartir la production d'électricité sur des kilomètres multiplie également les points de connexion ou les transformateurs élévateurs, les longueurs de câblage et les pertes, et pousse les développeurs vers de nouvelles architectures. Un projet de recherche français explore le courant continu moyenne tension pour transporter efficacement l'énergie le long d'une piste cyclable, tandis qu'en Suisse, des travaux sur un « réseau ferroviaire intelligent » traitent le corridor comme un véritable micro-réseau, combinant l'énergie solaire au bord de la voie, l'alimentation en traction, la récupération de l'énergie de freinage et la recharge des véhicules électriques.

 

Étant donné qu’un seul projet peut traverser plusieurs juridictions, une délivrance de permis fragmentée peut constituer un obstacle ; Ajoutez à cela la variété des régimes fonciers, du domaine public aux concessionnaires et propriétaires privés, et les modèles économiques deviennent nettement plus complexes que pour une centrale conventionnelle.

 

Faire l’analyse de rentabilisation

Comme toute centrale solaire, un système intégré à l'infrastructure peut vendre son électricité (dans le cadre d'un mécanisme de prélèvement soutenu par l'État, tel qu'un contrat de différence ou un tarif de rachat, ou aux prix du marché de gros), la consommer sur ou à proximité du site, ou combiner les deux itinéraires. L'analyse de rentabilisation peut néanmoins être plus exigeante que pour l'énergie solaire au sol : les coûts initiaux peuvent être plus élevés, reflétant une architecture électrique linéaire plus complexe, un montage surélevé et des revêtements de modules spécifiques, tandis que les coûts d'exploitation peuvent également être élevés en raison de l'encrassement, d'un accès et d'une exposition restreints, même lorsque le terrain est bon marché ou gratuit. En pratique, l'autoconsommation-par les acheteurs proches-et les contrats sur différence obtenus lors d'appels d'offres dédiés semblent être les voies les plus fiables vers la viabilité du projet.

 

Des pilotes à l’échelle

La voie à suivre n’est pas de traiter le photovoltaïque linéaire comme un produit unique, mais comme un portefeuille de typologies à différents stades de maturité contribuant à une voie parmi plusieurs vers l’objectif 2030, complétant les toits, l’agrivoltaïque et le photovoltaïque flottant. Le chemin pragmatique commence par les configurations les moins-contraintes et les plus facilement reproductibles. Une tâche parallèle essentielle consiste à continuer de constituer la base de données factuelles dont les opérateurs ont besoin : une surveillance structurée des premiers déploiements pour montrer à la fois que le système photovoltaïque et sa production n'interfèrent pas avec la fonction principale de l'infrastructure et que le fonctionnement, la maintenance et les vibrations de l'infrastructure ne dégradent pas les performances photovoltaïques.

 

Trois leviers permettraient d'accélérer le passage des démonstrateurs au déploiement. (1) Des projets de démonstration à grande échelle-sont nécessaires pour constituer la base de données probantes. (2) Les projets nécessitent des doctrines d’autorisation claires et des approbations coordonnées. (3) Et ces sites devraient être explicitement inclus dans les appels d'offres publics, que ce soit via une enveloppe dédiée aux projets d'infrastructures-situés ou une prime de prix qui compense leur coût de développement plus élevé, du moins pour le moment.

 

L'histoire de l'énergie solaire en Europe est loin d'être terminée, mais elle entre dans un chapitre plus exigeant. Les prochains gigawatts proviendront de plus en plus de sites plus contraints et plus inventifs. Le double usage répond à la contrainte de disponibilité des surfaces, et le PV linéaire, à lui seul, met des centaines de gigawatts de potentiel techniquement accessible le long des routes, voies ferrées et canaux du continent. La terre a toujours été là. L’opportunité réside désormais dans l’apprentissage du partage.