1Le système énergétique dominant est confronté à deux limites inhérentes à ses propriétés : l'épuisement programmé des ressources énergétiques dites de stock – charbon, gaz naturel, pétrole et uranium – à plus ou moins long terme (Chevalier, 2004, 2009 ; Battiau, 2008 ; Smil, 2010 ; Deshaies et Baudelle, 2013 ; Dessus, 2014) et le réchauffement climatique anthropique observable (Tsayem-Demaze, 2009, 2010, 2011 ; Mouhot, 2012 ; Aykut et Dahan, 2014). La question climatique constitue une limite inédite dans toute l'histoire des anthroposystèmes énergétiques. Ces propriétés, la hausse de la demande énergétique mondiale – due à l'effet combiné de la croissance démographique et au développement économique des Pays émergents et des Suds – ainsi que le maintien à un niveau élevé de la consommation énergétique des Pays du Nord, nous interrogent sur la durabilité de notre système, et plus largement sur la durabilité de notre modèle de développement. Nous assistons actuellement à une nouvelle conscientisation de la question énergie-climat ayant permis l'émergence de politiques publiques visant au développement des énergies nouvelles renouvelables (EnR), et à l'amorce d'une nouvelle transition énergétique (Brücher, 2009 ; Fouquet et Pearson, 2012 ; Defeuilley, 2014 ; Duruisseau, 2014). Cette transition énergétique « bas carbone » devrait répondre aux exigences d'un système énergétique durable.

2En France, la production d'électricité ayant absorbé près de 48,8 % de la consommation d'énergie primaire en 2013, nous nous intéresserons, plus particulièrement, à l'évolution de notre système électrique dans cette transition. Or, il connaît, depuis quelques années, deux mutations majeures. D'une part, la miniaturisation des moyens de production d'électricité d'origine renouvelable autorise un certain niveau de décentralisation (Dunsky, 2004). D'autre part, l'ouverture et la libéralisation des marchés européens et français de l'électricité permettent une multiplication et une diversification des acteurs énergéticiens (Grand et Veyrenc, 2011). En conséquence, nous assistons à des dynamiques de territorialisation des EnR, et en particulier du photovoltaïque au sol (PVS), ainsi qu'à l'émergence de nouveaux opérateurs sur le marché électrique français. Néanmoins, malgré des études récentes (Dubois et Thomann, 2012 ; Chabrol et Grasland, 2014, 2015 ; Duruisseau, 2015), le rôle des opérateurs dans le développement des centrales photovoltaïques au sol (CPVS) des territoires méditerranéens français a été peu questionné. Or, l'abondante ressource solaire et les disponibilités foncières de l'arrière-pays méditerranéen font de ces territoires des cibles de choix pour les opérateurs historiques et émergents. Cet article vise donc à étudier la nature et le rôle des opérateurs dans le développement des CPVS au sein des territoires méditerranéens français. Ainsi, après une première partie consacrée aux opérateurs proprement dits, nous montrerons les possibles corrélations entre la nature des opérateurs et l'évolution des conditions législatives et réglementaires de leur déploiement.

Les opérateurs historiques et émergents

Une certaine diversité des opérateurs historiques et émergents

3En 2014, les régions Languedoc-Roussillon et Provence-Alpes-Côte-d'Azur, qui constituent ici le territoire d'étude, comptaient cent-dix-huit CPVS en activité (cf. figure 1).

4En d'autres termes, elles concentraient, d'une part, 39,9 % des capacités photovoltaïques au sol installées en France métropolitaine et, d'autre part, 24,6 % des capacités photovoltaïques installées en France métropolitaine. Ces deux régions ont été pionnières dans le développement de ces nouvelles infrastructures énergétiques. En 2008, deux des trois premières CPVS raccordées au réseau électrique national sont implantées dans les communes de Lunel – située dans l'Hérault (Languedoc-Roussillon – et de Narbonne – située dans l'Aude (Languedoc-Roussillon). Ces deux CPVS urbaines apparaissent comme des projets pilotes sur le plan économique, technologique et réglementaire, et ont préfiguré la diversité du parc français actuel. Nous pouvons également noter que la première CPVS rurale raccordée au réseau électrique national, en 2009, est implantée dans la commune du Lauzet-Ubaye – située dans les Alpes-de-Haute-Provence (Provence-Alpes-Côte-d'Azur). Nous pouvons enfin observer que ces trois premières CPVS méditerranéennes ont été développées, respectivement par l'opérateur émergent Valeco (Lunel) et par les opérateurs historiques EDF EN (Narbonne) et EON AG (Lauzet-Ubaye).

5En 2014, les cent-dix-huit CPVS en activité implantées dans le territoire d'études étaient exploitées par trente-cinq opérateurs différents. L'ensemble de ces opérateurs présentent une diversité relativement importante. Sur le plan de la nature des entreprises, nous avons pu identifier des Très Petites Entreprises (TPE), des Petites et Moyennes Entreprises (PME) et des Grandes Entreprises (GE) (cf. figure 2).

Un phénomène progressif de concentration des CPVS entre quelques opérateurs

7Toutefois, à l'intérieur de cette relative diversité entre les différents opérateurs historiques et émergents, nous pouvons constater des phénomènes progressifs de concentration. Entre 2008 et 2014, le nombre d'opérateurs ayant développé des CPVS dans le territoire d'étude est passé de deux à trente-cinq. En d'autres termes, le nombre d'opérateurs entrants s'est accru, en moyenne, de 4,7 par an au cours de cette période. Il existe une nette corrélation entre l'évolution du nombre d'implantations de CPVS et l'évolution du nombre d'opérateurs développant des CPVS dans le territoire d'étude entre 2008 et 2014 (cf. figure 3). Entre 2008 et 2011, nous avons assisté à une forte hausse du nombre d'implantations de CPVS et du nombre d'opérateurs développant des CPVS dans le territoire d'étude.

8L'année 2011 constitue un pic avec trente-cinq nouvelles CPVS et dix nouveaux opérateurs entrants qui n'avaient pas encore développé au moins une CPVS sur le territoire d'étude. Entre 2011 et 2012, nous avons assisté à une forte baisse du nombre d'implantations et du nombre d'opérateurs entrants. L'année 2012 constitue un creux avec huit nouvelles CPVS et un nouvel opérateur entrant qui n'avait pas encore développé au moins une CPVS sur le territoire d'étude. Entre 2012 et 2014, nous avons assisté à une forte hausse du nombre d'implantations et du nombre d'opérateurs entrants mais avec une nette tendance baissière en 2014.

9En outre, l'étude des mises en activité annuelles de CPVS, selon que l'opérateur a déjà ou non développé une CPVS dans le territoire d'étude, permet d'affiner les dynamiques observées (cf. figure 4).

10Entre 2008 et 2011, nous pouvons noter que le nombre de CPVS développées par des opérateurs entrants est supérieur au nombre de CPVS développées par des opérateurs ayant déjà une CPVS. Entre 2011 et 2014, nous pouvons constater le phénomène inverse. Nous pouvons donc observer un retournement de tendance qui va se traduire par un phénomène de concentration des CPVS entre un nombre restreint d'opérateurs sur le territoire d'étude.

12Cette concentration économique se traduit par une concentration géographie inégale entre les principaux opérateurs – EDF EN, Solaire Direct, Delta Solar, Luxel et Soleil du Midi – sur le territoire d'étude (cf. figure 6).

13À l'échelle du territoire d'étude, les entreprises Solaire Direct et Delta Solar concentrent quasiment l'ensemble de leur CPVS dans les Alpes-de-Haute-Provence et le Var tandis que les entreprises Luxel et Soleil du Midi concentrent quasiment l'ensemble de leur CPVS dans l'Aude. L'entreprise EDF EN, quant à elle, a dispersé ses CPVS dans l'Aude, les Bouches-du-Rhône, le Vaucluse et les Alpes-de-Haute-Provence. Ces stratégies divergentes d'implantation entre un opérateur historique – EDF EN – et des opérateurs émergents – Solaire Direct, Delta Solar, Luxel et Soleil du Midi – résultent, en grande partie, de moyens différents et de liens historiquement construits entre les opérateurs et les acteurs locaux. Nous nous proposons, maintenant, d'appréhender l'ensemble des dynamiques observées à travers l'évolution des conditions législatives et réglementaires du PVS en France métropolitaine.

Les évolutions législatives et réglementaires et leur influence sur la nature et le rôle des opérateurs dans le développement des CPVS

Les évolutions législatives et réglementaires dessinent trois phases successives de territorialisation du photovoltaïque au sol en France métropolitaine

14Malgré les caractéristiques atypiques défavorables au développement des EnR du système électrique français, la nécessité d'une nouvelle transition énergétique a poussé les pouvoirs publics à mettre en place des politiques de développement de ces nouvelles énergies. Pour ce faire, les pouvoirs publics disposent de plusieurs outils : « il existe de nombreuses formes de subventions, [directes et indirectes], pour favoriser la production d'électricité au départ [d'EnR] » (Hansen et Percebois, 2010, p. 562). Les formes de subventions les plus sollicitées dans le monde sont les certificats verts – green certificates –, les subventions en capital – capital subsides –, et les tarifs de rachats préférentiels – feed-in tariffs (Levratto et Abbes, 2008 ; Hansen et Percebois, 2010 ; Debourdeau, 2011). Élaboré successivement par les pouvoirs publics danois et allemands, le dispositif des tarifs d'achat préférentiels (ou tarifs d'achat) s'applique aujourd'hui en France (Debourdeau, 2011 ; Évrard, 2013). C'est L'arrêté du 13 mars 2002 qui autorisa la mise en place des premiers tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque. Trop bas, il fallut attendre L'arrêté du 10 juillet 2006 pour assister au fort développement des CPVS. Mais la défaillance du dispositif et l'absence d'un cadre réglementaire national régulant leur développement jusqu'en 2009 ont abouti à l'apparition d'une bulle spéculative à laquelle les pouvoirs publics répondirent par le décret du 9 décembre 2010 instaurant un moratoire. L'arrêté du 4 mars 2011 dessine finalement le cadre réglementaire en vigueur en 2015. Ces évolutions législatives et réglementaires ont structuré le processus de territorialisation du PVS en trois phases successives (Duruisseau, 2015).

15La première phase – dite de territorialisation anarchique (2002-2009) – se caractérise par un vide juridique, résultat de l'absence d'un cadre réglementaire national. La non-existence du panneau photovoltaïque dans le Code de l'urbanisme et le Code des impôts explique « qu'à l'exception des bâtiments techniques nécessaires à l'exploitation, une [CPVS] n'avait besoin d'aucun permis de construire ni de formulaire de déclaration préalable » (Dubois et Thomann, 2012, p. 39). Dans ce contexte, les collectivités territoriales et leurs établissements publics de coopération intercommunale (EPCI), les acteurs institutionnels – principalement les parcs naturels régionaux et les chambres d'agriculture – et les services déconcentrés étatiques – principalement les directions départementales de l'équipement (DDE), les directions régionales de l'environnement (DIREN) et les directions régionales de l'industrie, de la recherche et de l'environnement (DRIRE) – ont alors tenté de s'organiser en émettant des documents de cadrage sous forme de doctrines, de chartes et de livrets de bonnes pratiques.

18Ces évolutions successives sont révélatrices des relations complexes existantes au sein du triptyque État-collectivités territoriales-EnR :

deux lignes de force […] aux finalités en partie opposées […] se dégagent avec d'un côté les bénéfices que les collectivités […] entendent tirer des EnR […] et de l'autre le positionnement de l'État qui […] souhaite orchestrer ce secteur comme il l'a fait depuis des décennies » (Boutaud, 2013, p. 200-201).

19Le retour de l'État central est également révélateur d'un phénomène d'inertie ou de « path dependence » (North, 1990 ; Pierson, 2000), dans le sens où « les réformes sont toujours limitées et s'inscrivent dans les logiques établies » (Palier et Bonoli, 1999, p. 399). En d'autres termes, dans l'attente de la promulgation de la loi de transition énergétique, la politique énergético-électrique française a peu évolué depuis les années 1970 et le choix de l'électronucléaire (Debeir et alii, 2013 ; Évrard, 2013, 2014 ; Duruisseau, 2015). Ce phénomène de « path dependence » est d'ailleurs, pour plusieurs géographes, un trait caractéristique de la transition énergétique « bas carbone » (Bridge et alii, 2013 ; Chabrol et Grasland, 2014). En outre, ces évolutions sont également révélatrices de la forte inertie d'un système électrique centralisé ayant nécessité de lourds investissements de l'État. Par conséquent, « l'architecture organisationnelle des systèmes énergétiques en France demeure centralisée » (Chabrol et Grasland, 2014, p. 6). Interrogeons-nous maintenant sur l'influence de ces trois phases de territorialisation, d'une part, sur les types d'opérateurs dominants et, d'autre part, sur la place des opérateurs en tant qu'initiateurs des projets.

L'influence des trois phases de territorialisation sur les types d'opérateurs dominants et leur rôle d'initiateur

20Notre typologie des opérateurs dominants reposent sur différents critères : l'année de création de l'entreprise, sa nationalité et la structure du mix de production électrique. Le caractère historique ou émergent de l'opérateur est déterminé par son année de création. Toutefois, cette « année de création » ne prend pas toujours en considération les éventuelles fusions d'entreprises qui impliquent des opérateurs historiques. C'est pourquoi il a fallu distinguer ces deux cas de figure et adapter notre analyse. L'opérateur historique est défini comme un acteur économique public ou privé exploitant une ou des unités de production d'électricité à partir d'une ou plusieurs sources d'énergie primaire dont la création remonte à une période pré-tarifs d'achat de l'électricité d'origine EnR en France. Néanmoins, si l'opérateur est étranger, la prise en compte du contexte propre à son pays d'origine a été nécessaire. L'opérateur émergent est défini comme un acteur économique public ou privé exploitant une ou des unités de production d'électricité à partir d'une ou plusieurs sources d'énergie primaire dont la création remonte à une période post-tarifs d'achat de l'électricité d'origine EnR en France. Toutefois, si l'opérateur est étranger, la prise en compte du contexte propre à son pays d'origine a été nécessaire. La nationalité de l'opérateur, qu'il soit français ou étranger, sert à définir deux grands types d'opérateurs. L'étude de la structure du mix de production électrique a fait l'objet d'une distinction entre différents opérateurs : les opérateurs spécialisés dans le photovoltaïque, les opérateurs qui exploitent des renouvelables et les opérateurs qui utilisent à la fois des ressources fossiles et renouvelables. À partir de ces différents paramètres, nous avons établi une typologie des opérateurs définissant des types, sous-types et genres (cf. figure 7).

21À partir de ces trois niveaux de lecture des opérateurs, nous avons défini les caractéristiques des opérateurs. L'analyse de l'importance de ces opérateurs a été évaluée à l'aune des trois phases de territorialisation (cf. figure 8).

23Notre étude s'intéresse donc également à l'acteur-clé initiateur du projet. Cet acteur vient s'ajouter à un système d'acteurs donné autour duquel se cristallise le processus de décision d'un projet. Entre 2002 et 2014, ce système d'acteurs a connu des évolutions suite à des nouvelles réglementations et législations. Les acteurs considérés dans cette étude sont ceux qui interviennent uniquement durant la phase d'obtention des autorisations administratives et de raccordement. Il est à noter que la typologie proposée ne suppose pas que l'acteur-clé, à l'initiative du projet, soit au final son maître d'œuvre et son exploitant. Afin d'identifier le rôle des opérateurs dans le développement des CPVS, nous avons choisi de construire notre réflexion autour de trois niveaux de lecture de la nature de l'acteur-clé initiateur en affinant progressivement notre analyse. Nous avons tout d'abord distingué deux grands « types » d'acteurs selon qu'ils soient publics ou privés. Ceux-ci se composent eux-mêmes de deux « sous-types » (acteurs publics : [1] collectivités territoriales ou [2] hors collectivités territoriales ; acteurs privés : [1] opérateurs ou [2] hors opérateurs). À partir de là, trois « genres » d'acteurs publics ont été dégagés ([1] commune, [2] EPCI et [3] institutionnel) ainsi que six « genres » d'acteurs privés ([1] opérateur historique, [2] opérateur émergent, [3] entreprise, [4] développeur, [5] particulier et [6] agriculteur) (cf. figure 9).

24À partir de ces trois niveaux de lecture de l'acteur-clé initiateur, nous avons évalué la place des opérateurs à l'œuvre dans les projets réalisés. L'importance de ces opérateurs a été évaluée à l'aune des trois phases de territorialisation (cf. figure 10).

25Nous observons, toutes phases confondues, la nette prédominance du type acteur-clé privé (76,3 % des CPVS), du sous-type acteur clé opérateurs (70,3 % des CPVS), et du genre acteur-clé opérateur émergent (50,8 % des CPVS). Au cours de la phase dite de territorialisation anarchique, l'absence d'un cadre réglementaire national et le manque d'expérience des collectivités territoriales, des EPCI et des acteurs publics institutionnels expliquent la prédominance du type acteur-clé privé (81,3 % des CPVS), du sous-type acteur-clé opérateur (79,2 % des CPVS) et du genre acteur-clé opérateur Émergent (62,5 % des CPVS). Malgré la mise en place d'un cadre réglementaire national, d'une sensibilisation des pouvoirs publics locaux après le Grenelle de l'Environnement et du retour des premières expériences, le type acteur-clé public est inexistant au cours de la phase dite de territorialisation régulée. En revanche, l'importance du type acteur-clé public croît fortement si l'on ne considère que la phase de territorialisation amoindrie (47,1 % des CPVS). La tendance actuelle à l'utilisation de terrains anthropisés dégradés (centres d'enfouissement technique (CET) ou décharges, carrières, terrils), le plus souvent propriétés des collectivités territoriales ou de leurs établissements publics de coopération intercommunal (EPCI), les critères d'évaluation des projets soumis aux appels d'offres de la CRE et une meilleure connaissance des acteurs publics des CPVS, pourraient expliquer ce rééquilibrage. Dans une moindre mesure, la recherche de nouvelles ressources financières de la part des collectivités territoriales et de leurs EPCI, dans un contexte de baisse des dotations étatiques et de contraintes budgétaires, explique, par ailleurs, la nette domination du genre acteur-clé Commune (41,2 % des CPVS). Si l'on ne considère que la territorialisation régulée, le type acteur-clé privé domine encore (70,3 % des CPVS).

Conclusion

26Le développement des centrales photovoltaïques au sol dans les territoires méditerranéens français a donc été, en majorité, le fait d'opérateurs émergents toutes phases confondues (50,8 % des CPVS). Le marché français se répartit en trois ensembles : 57,6 % d'opérateurs français émergents, 26,3 % d'opérateurs français historiques et 16,1 % d'opérateurs étrangers, principalement allemands. Le marché français du photovoltaïque au sol apparaît, ainsi, comme un révélateur de l'ouverture et de la libéralisation du marché français de l'électricité.

27Néanmoins, la mise en place d'un système d'appel d'offres national apparaît, dans une certaine mesure, plus défavorable aux opérateurs émergents. En conséquence, si les évolutions des politiques publiques françaises du photovoltaïque au sol sont révélatrices d'un phénomène de « path dependence », elles ne semblent pas encore déboucher, dans le territoire d'étude, sur une domination des opérateurs historiques. En d'autres termes, si cette évolution marque bien une reprise en main du secteur photovoltaïque au sol par l'État central (Évrard, 2013), elle ne s'accompagne pas encore à ce jour, d'une reprise en main du marché du photovoltaïque au sol par les opérateurs historiques du secteur de l'électricité. À ce titre, il est intéressant de noter que les deux principaux opérateurs historiques français – EDF et GDF Suez – ont adopté des stratégies diamétralement opposées depuis la fin du moratoire. Tandis que le groupe GDF Suez a axé sa stratégie de développement du photovoltaïque au sol à travers les appels d'offres nationaux, le groupe EDF s'est, quant à lui, désinvesti temporairement du secteur au profit du développement de l'éolien off-shore. En outre, nous pouvons penser que l'atteinte prochaine de la parité-réseau – qui se traduira, à titre d'exemple, par un prix similaire entre le kWh photovoltaïque et le kWh nucléaire sur certains marchés – devrait conduire à de nouvelles évolutions stratégiques des principaux opérateurs historiques et émergents du secteur.