La SNCF expérimente la production d’électricité photovoltaïque directement sur ses voies ferrées. Une première installation pilote est opérationnelle à Paris depuis janvier 2025.

Premier consommateur d’électricité de France, la SNCF gère plus de 40 000 km de voies ferrées. Entre les deux rails, elle possède un foncier important : 57 km², soit la moitié de la superficie de la ville de Paris. Un espace que certaines sociétés veulent valoriser pour produire de l’énergie solaire. C’est le cas de la société genevoise Bankset, qui a déployé une station photovoltaïque amovible sur un site technique parisien du groupe ferroviaire. Une première en France, mais pas en Europe, où d’autres opérateurs mènent déjà des tests.

Une centrale démontable en quelques minutes

Baptisée « La Grosse Bankset beta 1 » (sic), la centrale est en service depuis janvier 2025. Elle repose sur un système de fixation permettant de monter ou démonter un module solaire en moins de deux minutes, sans intervention lourde sur la voie, promet son fabricant. Conçue en mode hors réseau, elle est raccordée à une batterie. Bankset ne détaille toutefois pas comment la production est écoulée et n’évoque ni la puissance de l’installation ni sa production.

La marque se contente d’évoquer une production équivalente à la consommation d’une centaine de foyers par kilomètre de voie. Une deuxième station, « La Grosse Bankset beta 2 », est en cours de déploiement depuis janvier 2026. Le développement du solaire sur les rails devrait cependant rester anecdotique comparé à l’installation de centrales photovoltaïques sur le foncier de la SNCF. Le groupe vise 1 GW de puissance solaire sur 1000 hectares de terrains d’ici 2030.

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Un rapport annuel de la banque d’affaires Lazard affirme que les énergies renouvelables sont les plus compétitives en cout complet.

Le rapport de Lazard sur le coût actualisé des différentes technologies de production d’électricité (LCOE) est attendu chaque année par le secteur énergétique pour mesurer la compétitivité, en coût complet, de chaque mode de production. Ce rapport considérait, jusqu’à l’année dernière, les capex et opex propres à chaque énergie mais pas les investissements réseau nécessaires et la flexibilité qui doit accompagner ces modes de production. C’était le reproche régulièrement adressé aux énergies renouvelables (ENR), coûteuses pour le réseau électrique global en flexibilité et disponibilité, alors que leur production est peu chère si elle est regardée de manière isolée.

Le solaire, un poil moins cher

La conclusion de la banque d’affaires est, pour la première fois, que les renouvelables sont quand même parmi les plus compétitives même en prenant en compte les coûts (presque) complets. Pour le calculer, voici comment elle s’y est prise, avec un exemple : dans la zone du gestionnaire de réseau américain PJM (à l’est des États-Unis), le solaire n’est crédité que de 12 % de capacité « ferme », la part jugée réellement fiable à la pointe de demande. Garantir les 88 % restants ajoute 37 $/MWh au coût de production qui passe de 86 à 123 $/MWh. À comparer aux 51–129 $/MWh d’une centrale à gaz neuve à cycle combiné : le solaire « fermé » reste dans la fourchette, mais en haut.

Appelé dans le rapport « Levelized Firming Cost », cet indicateur estime le coût supplémentaire nécessaire pour garantir la disponibilité de l’électricité produite par chaque filière. Et même avec ce surcoût, le solaire et l’éolien restent parmi les solutions les plus compétitives pour construire de nouvelles capacités de production.

Un LCOE qui remonte tout de même

Le coût complet du solaire varie entre 98 et 167 $/MWh et celui de l’éolien entre 95 et 155 $/MWh. Comme évoqué précédemment, une nouvelle centrale à gaz à cycle combiné affiche un coût compris entre 51 et 129 $/MWh, tandis qu’une turbine de pointe grimpe entre 144 et 276 $/MWh.

Hors coût complet, le photovoltaïque est en tête avec un LCOE de 40 à 98 $/MWh juste devant l’éolien terrestre (37 à 99 $/MWh). Le nucléaire neuf reste la filière la plus coûteuse (entre 175 et 255 $/MWh).

Une moins bonne nouvelle est qu’après plus d’une décennie de baisse du LCOE, les coûts se stabilisent. La hausse du coût du capital, les tensions sur les chaînes d’approvisionnement et l’augmentation des coûts de construction freinent les gains. C’est par exemple observé sur le stockage. Pour une batterie lithium-ion de 100 MW avec quatre heures d’autonomie, le LCOS (« S » pour storage) a augmenté de 254 $/MWh en 2025 à 292 $/MWh en 2026 (+15%).

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