Construction de centrales solaires en Espagne : phases, autorisations et délais

Sur cette page

• Ce que comprend un contrat EPC de parc solaire
• Les sept phases de la construction d'un parc solaire
• Les échéances administratives qui deviennent caduques d'elles-mêmes
• Quand une évaluation d'impact environnemental est nécessaire
• Le montage : pourquoi le battage des pieux détermine le délai de chantier
• Mise en service, supervision et exploitation
• Comment nous travaillons chez ER Ingeniería

Ce que comprend un contrat EPC de parc solaire

EPC est le sigle de Engineering, Procurement and Construction : un seul interlocuteur répond de l'ingénierie, de l'achat des équipements et de l'exécution, à prix et délai fermes. L'alternative consiste à découper le projet et à laisser au promoteur la coordination et les vides entre les contrats.

La différence tient à la répartition des responsabilités. Lorsque le battage des pieux rencontre un sous-sol différent de celui de l'étude géotechnique, dans un contrat fractionné s'ouvre une discussion sur qui paie la refonte de la structure. Dans un EPC, elle ne s'ouvre pas.

Notre périmètre va jusqu'à l'état RTB (Ready to Build : projet dont tous les permis sont définitifs, prêt à démarrer le chantier) et couvre à partir de là l'ingénierie d'exécution de la production, de l'évacuation et du poste électrique, la construction et la direction de travaux. Nous auditons aussi des centrales photovoltaïques déjà construites : vérification de PPI, courbes I-V de string et essais des éléments générateurs.

Les sept phases de la construction d'un parc solaire

D'après notre expérience, les centrales photovoltaïques passent par les mêmes sept phases. Ce qui change d'un projet à l'autre, c'est à quel point chacune s'enlise.

Le chantier n'est pas court non plus. À titre de référence publique et vérifiable : la « Planta Fotovoltaica Bolarque » d'ACCIONA Energía, de 50 MWp, à Villalba del Rey (Cuenca), avec plus de 92 568 modules de 540 W, a commencé à être construite en novembre 2021 et est entrée en service en décembre 2023 [6]. Deux ans de chantier, après des années d'instruction.

Les phases 1 à 4 consomment le calendrier. Les phases 5 à 7 sont celles que l'on confie à un EPC.

Les échéances administratives qui deviennent caduques d'elles-mêmes

C'est la partie que presque personne n'explique et celle qui décide si un projet aboutit. Le RD-ley 23/2020 est né d'un embouteillage : son préambule chiffre à 430 000 MW les demandes d'accès accumulées, soit plus du quadruple des 105 000 MW installés en Espagne fin 2018 [1]. La réponse a été une séquence d'échéances assorties de délais maximaux qui, pour les permis octroyés depuis son entrée en vigueur, se comptent à partir de la date d'obtention du permis d'accès [1].

Délais de l'article 1.1.b) du RD-ley 23/2020 dans sa rédaction en vigueur, applicables aux permis d'accès octroyés après son entrée en vigueur [1]. Les permis antérieurs suivent leur propre calendrier, prévu au paragraphe a) du même article. L'article 1 est cité dans sa rédaction consolidée, dont la dernière modification est celle de la disposition finale 11 du Real Decreto-ley 7/2026 du 20 mars, en vigueur depuis le 22 mars 2026 ; vérifié dans le texte consolidé du BOE le 7 septembre 2026.

La conséquence du manquement à une échéance n'est pas une prorogation : c'est la caducité automatique du permis d'accès et l'exécution immédiate des garanties financières déposées pour instruire la demande, conformément aux articles 59 bis et 66 bis du RD 1955/2000 [1][4]. Une nuance importante : si la déclaration d'impact environnemental ne devient pas favorable pour des causes non imputables au promoteur, les garanties ne sont pas exécutées, mais le permis devient caduc quand même. La seule voie qui arrête réellement le compte à rebours est la mesure conservatoire du paragraphe 1 bis de l'article 1 du RD-ley 23/2020 lui-même : si le promoteur démontre qu'un recours administratif ou contentieux-administratif a suspendu l'effet des autorisations, le décompte des délais est suspendu jusqu'à la levée de cette suspension [1].

L'article 23 du RD 1183/2020 fixe cette garantie à 40 €/kW installé, soit 40 000 € par MW, déposés avant de demander l'accès et non récupérables avant l'autorisation d'exploitation définitive [7]. Un projet de 50 MW immobilise deux millions d'euros pendant que les échéances courent.

Les autorisations administratives préalable, de construction et d'exploitation sont celles que régit la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico [3]. Lorsque le tracé d'évacuation doit occuper des terrains appartenant à des tiers, s'ajoute la déclaration d'utilité publique, qui passe par une information du public.

Qui autorise : la frontière des 50 MW

L'interlocuteur change selon la puissance. La Ley 24/2013 réserve à l'Administration générale de l'État les « installations péninsulaires de production d'énergie électrique, y compris leurs infrastructures d'évacuation, d'une puissance électrique installée supérieure à 50 MW électriques » [3]. En dessous de ce seuil, et si le projet ne sort pas du territoire d'une seule communauté autonome, c'est la communauté qui autorise.

L'organe, la procédure et les délais changent. Scinder le projet en deux centrales de moins de 50 MW ou le présenter comme une seule se décide en ingénierie de base et conditionne les trois années suivantes.

Quand une évaluation d'impact environnemental est nécessaire

Le seuil n'est pas de puissance, il est de surface occupée. La Ley 21/2013 d'évaluation environnementale le fixe ainsi pour les installations solaires qui ne sont pas en toiture [5] :

• Évaluation ordinaire si elles occupent plus de 100 ha (annexe I, groupe 3.j).
• Évaluation ordinaire si elles occupent plus de 10 ha et se situent dans des espaces protégés du réseau Natura 2000, des espaces naturels protégés, des zones humides Ramsar ou des zones centrales de Réserves de biosphère (annexe I, groupe 9, alinéa 20).
• Évaluation simplifiée pour les autres installations solaires non comprises dans l'annexe I (annexe II, groupe 4.j).

C'est pourquoi l'implantation n'est pas seulement une question de production : la différence entre 98 et 102 hectares occupés peut être celle entre une évaluation simplifiée et une évaluation ordinaire, et donc de plusieurs mois d'instruction. Cela se décide à la phase 2 et se paie à la phase 3.

Le montage : pourquoi le battage des pieux détermine le délai de chantier

Lorsqu'on peut enfin construire, c'est la fondation qui donne le rythme. Une centrale photovoltaïque de plusieurs dizaines de mégawatts nécessite des dizaines de milliers de pieux enfoncés dans le sol, et la structure, les modules et le câblage suivent derrière cette équipe.

Battage des pieux contre béton

La semelle en béton oblige à attendre la prise, fait circuler des camions-toupies sur les pistes de chantier et laisse quelque chose qu'il faudra démolir ensuite. Le battage direct du profilé supprime ces trois inconvénients. Nous avons été parmi les premiers en Espagne à nous passer de béton : « El Quintillo », de 52,5 MWp, a été la première centrale que nous avons conçue avec fixation par battage, et avant elle « Casa del Ángel » (12 MWp) la première avec des strings bus réalisés par connecteurs de dérivation en extérieur, qui suppriment les boîtes de jonction de string. Aujourd'hui, ces deux solutions sont devenues standard dans le secteur.

Le battage exige toutefois une étude géotechnique sérieuse et des essais d'arrachement sur le terrain lui-même avant de fixer le profilé et la profondeur d'ancrage. Un sous-sol avec refus oblige à un pré-forage ou à un changement de profilé, et c'est là que l'on perd des semaines. Quand l'étude géotechnique est faite tard ou à bas coût, on le paie sur le chantier.

Et il faut le dire clairement : d'après notre expérience, il n'existe pas de norme UNE qui fixe une procédure standard pour l'essai d'arrachement des profilés battus dans les centrales photovoltaïques. La normalisation qui existe couvre le suiveur solaire (UNE-EN 62817, adoption de l'IEC 62817), et non le battage du profilé dans le sol. Il n'y a que des spécifications de fabricant et le jugement du concepteur, si bien que le nombre d'essais et leur emplacement sont décidés par chaque entreprise. Cela vaut la peine de poser la question à qui chiffre le chantier.

Nos machines e-SAP

Nous fabriquons nos machines de battage dans l'atelier mécanique de 1 150 m² de Villarrobledo. Nous les appelons e-SAP (Système Autonome de Puissance) : elles fonctionnent uniquement à l'énergie solaire et sur batteries, sans gazole ; elles éliminent leurs propres émissions directes de CO₂ et le ravitaillement quotidien sur la parcelle, même si le reste du montage (transport, engins auxiliaires, acier) a toujours sa propre empreinte. Elles sont conçues pour le montage en ligne, en avançant rangée par rangée plutôt que par fronts isolés.

Le fait que les machines soient les nôtres a une conséquence pratique : le délai de battage ne dépend pas de l'agenda d'un sous-traitant. Le détail figure sur la page du système e-SAP et sur celle de notre bâtiment autosuffisant, où nous les fabriquons.

Mise en service, supervision et exploitation

La mise en service ne s'achève pas avec le premier couplage, mais lorsque la centrale produit ce que le projet avait annoncé. On ne le sait qu'en mesurant : courbes I-V par string, thermographie, vérification de PPI et comparaison avec la ressource solaire de la période.

C'est ici que l'on voit d'où nous venons. Nous faisons de l'automatisation industrielle avec SCADA et automates programmables depuis quarante ans, et ce même travail d'instrumentation et de contrôle est celui que nous appliquons aux centrales photovoltaïques que nous construisons. Notre logiciel SuitER supervise les procédés en temps réel et transforme les données en décisions d'exploitation.

Pour les installations qui ne sont pas une centrale de production mais de la consommation propre, l'approche change complètement : nous y réalisons des installations d'autoconsommation et de irrigation solaire, qui ont leur propre instruction, bien plus légère.

Comment nous travaillons chez ER Ingeniería

Nous avons débuté en 1981 avec l'ingénierie électrique et les installations en basse et haute tension. Entre 1993 et 2005, nous avons conçu et réalisé des centrales de cogénération jusqu'à 62 MW de trigénération. En 1996, nous avons réalisé notre première installation photovoltaïque isolée, de 2,6 kW.

En 2007, nous avons rejoint le Groupe Renovalia sous le nom d'ER Ingeniería EPC. Depuis, nous cumulons plus de 2,8 GWp conçus et instruits et plus de 400 MW construits, dont la centrale photovoltaïque « Bolarque », de 126 MWp, dans la province de Guadalajara, où notre périmètre a été la conception et la réalisation complète de la centrale et de son évacuation. L'emplacement provient de nos propres registres de chantier. Nous le précisons parce que le nom se répète : « Bolarque 2 », citée plus haut, est une centrale de 50 MW à Almonacid de Zorita, Yebra et Zorita de los Canes (Guadalajara), et la « Planta Fotovoltaica Bolarque » d'ACCIONA Energía en est une autre de 50 MWp à Villalba del Rey (Cuenca). Trois centrales différentes portant le même nom.

Nous travaillons avec une équipe propre de plus de 25 ingénieurs électriciens, mécaniciens, électroniciens et informaticiens, et avec des machines propres. Dans un secteur où presque tout est sous-traité, ce sont ces deux éléments qui nous permettent de nous engager sur un délai de chantier et de le tenir. Le détail figure dans notre histoire et dans les projets d'énergie et d'électricité que nous réalisons.

Nous ne promettons ni rentabilités ni délais d'instruction : ils ne dépendent pas de nous. Ce que nous mettons par écrit, c'est le périmètre, le budget et le délai de ce que nous exécutons.

Bibliographie

1. [1] Espagne. (2020). Real Decreto-ley 23/2020, de 23 de junio, por el que se aprueban medidas en materia de energía y en otros ámbitos para la reactivación económica (texto consolidado). Boletín Oficial del Estado, n° 175. https://www.boe.es/buscar/act.php?id=BOE-A-2020-6621
2. [2] Delegación Provincial de la Consejería de Desarrollo Sostenible en Guadalajara. (2024). Anuncio para información pública del proyecto de Planta Solar FV de 50 MW «Bolarque 2» y sus infraestructuras de evacuación (BOE-B-2024-7953). Boletín Oficial del Estado, n° 58. https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-B-2024-7953
3. [3] Espagne. (2013). Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico (texto consolidado). Boletín Oficial del Estado, n° 310. https://www.boe.es/buscar/act.php?id=BOE-A-2013-13645
4. [4] Espagne. (2000). Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica (texto consolidado). Boletín Oficial del Estado, n° 310. https://www.boe.es/buscar/act.php?id=BOE-A-2000-24019
5. [5] Espagne. (2013). Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental (texto consolidado, anexos I y II). Boletín Oficial del Estado, n° 296. https://www.boe.es/buscar/act.php?id=BOE-A-2013-12913
6. [6] ACCIONA Energía. (s. d.). Planta Fotovoltaica Bolarque. https://www.acciona-energia.com/es/proyectos/planta-fotovoltaica-bolarque
7. [7] Espagne. (2020). Real Decreto 1183/2020, de 29 de diciembre, de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica (texto consolidado, art. 23). Boletín Oficial del Estado, n° 340. https://www.boe.es/buscar/act.php?id=BOE-A-2020-17278
8. [8] Dirección General de Política Energética y Minas. (2025). Resolución de 15 de octubre de 2025, por la que se acepta el desistimiento de la solicitud de autorización administrativa previa y de construcción de la instalación fotovoltaica «Almansa 1», de 75,60 MW, en las provincias de Albacete y Valencia (BOE-A-2025-22504). Boletín Oficial del Estado, n° 267. https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-2025-22504