TERSA gère 347 installations, 13 899 kWp et 4 496 MWh au 1er semestre 2026, tandis qu’à Coín, sept projets contestés menacent 728 hectares. En Espagne, le solaire photovoltaïque accélère entre records de production, autoconsommation locale et tensions croissantes sur l’impact environnemental.
Catalogne : la photovoltaïque progresse vite, avec des projets publics plus concrets que le discours
La dynamique est nette en Catalogne. Grupo TERSA, entreprise publique détenue majoritairement par la mairie de Barcelone et l’aire métropolitaine, a bouclé le premier semestre 2026 avec 347 installations photovoltaïques sous gestion, contre 285 un an plus tôt selon ses communications officielles. La production atteint 4 496 MWh sur six mois, pour une puissance gérée de 13 899 kWp. Le signal est clair : le photovoltaïque public sort du stade vitrine et entre dans une logique d’industrialisation locale.
Ce qui manque souvent dans les articles généralistes, c’est la lecture de productivité. Ici, elle dit beaucoup. Avec 4 496 MWh produits pour 13 899 kWp gérés, TERSA affiche sur le semestre un rendement d’environ 323,5 kWh par kWp. Rapporté à l’année de façon purement indicative, cela reviendrait à près de 647 kWh/kWp si le second semestre suivait la même trajectoire. Ce n’est pas une projection de production annuelle officielle, mais cela donne un ordre de grandeur utile pour juger l’efficacité du parc géré.
Autre indicateur absent de la source initiale : la taille moyenne du portefeuille. En divisant 13 899 kWp par 347 installations, on obtient une puissance moyenne d’environ 40 kWp par site. Cela confirme une stratégie très orientée petits et moyens actifs urbains, donc adaptée aux toitures publiques, équipements municipaux et opérations d’autoconsommation distribuée, plus qu’aux grandes centrales au sol.
Selon Grupo TERSA, l’entreprise a aussi conseillé 35 projets supplémentaires sur le territoire métropolitain. Ce point compte. Le sujet n’est plus seulement de poser des panneaux, mais d’organiser la maintenance, le pilotage énergétique et la durée de vie. C’est là que beaucoup de collectivités perdent en performance réelle.
Reus : une petite centrale sur école, mais un ratio économique solide
À Reus, la nouvelle installation de l’école La Vitxeta coche les bonnes cases : toiture existante, autoconsommation collective avec compensation des excédents, financement public identifié et données techniques publiées. Selon la mairie, le site affiche une puissance de 115,20 kWp, pour une production annuelle attendue de 158 985 kWh. Le coût des travaux s’élève à 74 542,62 €, intégralement financés par la Diputació de Tarragona via le plan ImpulsDipta.
Ici encore, le vrai intérêt est dans les métriques dérivées. Le coût d’investissement ressort à environ 647 €/kWp. Pour une installation en toiture publique, ce niveau est compétitif. Deuxième ratio utile : le projet vise environ 1 380 kWh par kWp et par an. Ce rendement théorique est cohérent avec un bon site solaire et une conception bien calibrée.
La mairie précise aussi que l’école disposait déjà d’une première installation de 14,8 kWp. Avec l’extension, la puissance photovoltaïque totale du site grimpe donc à 130 kWp. Cela représente une hausse d’environ 678 % par rapport à l’installation initiale seule. Cette progression n’est pas anecdotique : elle montre que les collectivités les plus efficaces ne lancent pas forcément des mégaprojets, elles empilent des briques simples sur du patrimoine existant.
L’Hospitalet de l’Infant : le cas le plus concret pour l’autoconsommation partagée
Le projet le plus intéressant sur le terrain est peut-être celui de L’Hospitalet de l’Infant. Selon la mairie de Vandellòs i l’Hospitalet de l’Infant, la nouvelle centrale installée sur les ombrières du parking public de L’Arenal comprend 195 panneaux, pour une puissance totale de 89,7 kW et une production annuelle estimée à 122 153 kWh. Le budget atteint 256 641 € TTC, financé intégralement par le Fons de Transició Nuclear, avec exploitation par l’entreprise municipale IDETSA.
Ce dossier apporte plusieurs éléments que la source de départ ne développait pas. D’abord, la logique d’usage : l’énergie doit être partagée entre une cinquantaine de logements et commerces. Ensuite, l’emplacement : des ombrières de parking, donc zéro artificialisation supplémentaire d’un terrain naturel. Enfin, le rayon de partage annoncé dans la source initiale, cinq kilomètres, s’inscrit dans une évolution réglementaire soutenue par le secteur. Selon UNEF, le gouvernement espagnol travaille justement sur des changements permettant d’étendre la distance de partage en autoconsommation de 2 à 5 kilomètres.
Les ratios financiers sont, en revanche, moins favorables que sur Reus. Le coût ressort à environ 2 861 €/kW. La production spécifique attendue atteint environ 1 362 kWh/kW/an, un niveau proche de celui de Reus. La différence vient donc surtout du type d’infrastructure : une ombrière avec logique de stockage et de distribution locale coûte mécaniquement plus cher qu’une installation de toiture scolaire classique.
Autre calcul utile : avec 122 153 kWh pour une cinquantaine de foyers et commerces, cela représente en moyenne 2 443 kWh par bénéficiaire et par an si la répartition était strictement égale. En pratique, elle ne le sera pas, mais cette moyenne permet de visualiser l’ordre de grandeur. Ici, le photovoltaïque sert un usage réel, pas un objectif d’affichage.
Andalousie : l’exemple de l’Université Pablo de Olavide montre ce que peut produire une toiture bien pensée
À Séville, l’Université Pablo de Olavide a mis en service une nouvelle centrale photovoltaïque sur le bâtiment 24. Selon l’université, l’installation comprend 174 panneaux monocristallins à haut rendement, pour une puissance de 101,8 kWp et une production annuelle estimée à 164 774,60 kWh. L’électricité sera autoconsommée sur place, sans injection sur le réseau. L’établissement annonce aussi une réduction de 85,83 tonnes de CO2 par an. Le projet est financé par les fonds NextGenerationEU dans le cadre du plan espagnol de relance.
Le calcul le plus parlant ici est le ratio carbone. Avec 85,83 tonnes de CO2 évitées pour 164 774,60 kWh produits, on obtient environ 0,521 kg de CO2 évité par kWh. Cela donne une lecture concrète de l’effet du projet, au-delà du seul discours institutionnel sur la décarbonation.
Deuxième ratio : la production spécifique atteint près de 1 619 kWh par kWp et par an. C’est plus élevé que dans les cas catalans cités plus haut, ce qui est logique compte tenu de l’ensoleillement andalou et du profil d’exploitation d’une toiture bien exposée. C’est aussi un rappel simple : toutes les installations photovoltaïques ne se valent pas, et le rendement dépend d’abord du site, de l’orientation et de l’usage.
Le marché espagnol donne raison aux collectivités qui accélèrent
Les projets locaux ne tombent pas du ciel. Ils s’inscrivent dans un marché national qui reste en forte croissance, malgré un net ralentissement sur certains segments. Selon Red Eléctrica, l’Espagne a ajouté 8,8 GW de nouvelle puissance solaire photovoltaïque en 2025, dans un système électrique qui totalisait 142,5 GW de capacité installée à fin 2025. Selon la même source, la demande électrique espagnole a progressé de 2,8 % en 2025.
Autre donnée clé : selon UNEF, l’autoconsommation photovoltaïque atteignait 9,3 GW installés en Espagne au 29 janvier 2026. L’association précise aussi que 1 139 MW ont été installés en 2025, soit 3,7 % de moins qu’en 2024. Le marché continue donc d’avancer, mais moins vite. Mon avis est simple : les collectivités qui sécurisent du foncier déjà artificialisé et des montages publics robustes ont une longueur d’avance sur les projets opportunistes.
Selon Red Eléctrica, la photovoltaïque était déjà devenue en janvier 2025 la première technologie du pays en capacité installée avec 32 043 MW, devant l’éolien à 32 007 MW. Ce basculement change la lecture du secteur. Le photovoltaïque n’est plus une filière complémentaire. C’est une colonne du système électrique espagnol.
Coín et La Jara : le point faible reste le choix du site, pas la technologie
Le dossier le plus sensible reste celui de Coín, dans le secteur de La Jara. La controverse ne porte pas sur l’intérêt du solaire, mais sur sa localisation et sur les effets cumulés des projets. Selon le texte source, un rapport de la Universidad de Málaga de novembre 2024 estime que les sept projets prévus occuperaient directement 728 hectares, avec un impact paysager de 1 950 hectares. Le même rapport alerte sur une consommation d’eau potentielle comprise entre 11,1 et 56,7 millions de litres par an pour le nettoyage des panneaux.
Deux métriques dérivées éclairent mieux l’ampleur du sujet. D’abord, l’impact paysager représente environ 2,68 fois la surface directement occupée. Ensuite, la consommation d’eau maximale évoquée est environ 5,1 fois supérieure à l’estimation basse. Cette fourchette très large montre une chose : sur les grands projets au sol en zone contrainte, l’incertitude environnementale elle-même devient un problème de planification.
La source initiale indique aussi que certaines interventions se situeraient dans la zone périphérique de protection du parc national de la Sierra de las Nieves, avec des risques de fragmentation d’habitats et d’effets sur des espèces comme la loutre, la cigogne noire ou le busard cendré. Le reproche principal des riverains et associations est donc cohérent : on ne peut pas défendre la transition énergétique tout en ignorant la qualité écologique du site retenu.
À mes yeux, le cas de Coín tranche avec ceux de Reus, Barcelone ou L’Hospitalet de l’Infant pour une raison simple. Les projets catalans cités utilisent majoritairement des toitures, des parkings ou du patrimoine bâti existant. À Coín, le débat porte sur l’occupation d’un espace naturel sensible. Le problème n’est pas le panneau solaire. Le problème est l’arbitrage foncier.
Ce que la source de départ ne disait pas clairement
Premier point nouveau : le photovoltaïque espagnol est désormais porté par une base nationale déjà massive, avec 9,3 GW d’autoconsommation selon UNEF et 8,8 GW de nouvelles installations solaires en 2025 selon Red Eléctrica. Les projets locaux décrits plus haut ne sont donc pas isolés.
Deuxième point : les écarts de coûts entre projets sont très importants. La Vitxeta tourne autour de 647 €/kWp, quand L’Arenal monte à 2 861 €/kW. Il faut donc arrêter de comparer brutalement “le coût du solaire” sans distinguer toiture simple, ombrière, stockage, partage collectif ou contraintes d’exploitation.
Troisième point : les usages les plus robustes économiquement sont souvent les plus sobres territorialement. Toitures universitaires, écoles et parkings publics offrent un meilleur compromis politique que les grands projets mal implantés.
Quatrième point : la performance varie fortement selon les sites. L’Université Pablo de Olavide dépasse 1 600 kWh/kWp/an estimés, quand Reus et L’Hospitalet se situent autour de 1 360 à 1 380. Le rendement ne dépend pas seulement de la technologie, mais du contexte local.
Cinquième point : l’évolution réglementaire sur le partage d’énergie à plus longue distance peut changer l’échelle de l’autoconsommation collective. Selon UNEF, l’extension de 2 à 5 kilomètres fait partie des pistes soutenues par le secteur. Cela favorise directement les projets municipaux capables d’alimenter des logements et commerces sans nouvelles emprises naturelles.
Un seul vrai lien d’autorité pour aller plus loin
Pour suivre l’évolution du photovoltaïque en Espagne à la source, le lien le plus utile reste celui de Red Eléctrica sur le bilan du système électrique 2025 : https://www.ree.es/es/sala-de-prensa/actualidad/nota-de-prensa/2026/03/el-sistema-electrico-espanol-en-2025-aumenta-la-demanda-de-electricidad-la-generacion-y-la-potencia-instalada.
Mon avis :
La dynamique est solide : TERSA gère déjà 347 installations et Reus déploie un autoconsommation collective financée à 74 543 €, preuve d’une exécution concrète. Mais le cas de Coín révèle la vraie faille : sans cadrage écologique strict, la solaire bascule vite d’atout climatique à source de conflit territorial.
