Rapport sur l'autoconsommation et l'autoproduction de l'électricité renouvelable
Auteur moral
France. Direction générale de l'énergie et du climat
Auteur secondaire
Résumé
<span style="color: rgb(17, 17, 17); font-family: -apple-system, Roboto, SegoeUI, "Segoe UI", "Helvetica Neue", Helvetica, "Microsoft YaHei", "Meiryo UI", Meiryo, "Arial Unicode MS", sans-serif; font-size: 14px; font-style: normal; font-variant-ligatures: normal; font-variant-caps: normal; font-weight: 400; letter-spacing: normal; orphans: 2; text-align: left; text-indent: 0px; text-transform: none; widows: 2; word-spacing: 0px; -webkit-text-stroke-width: 0px; white-space: normal; background-color: rgb(243, 243, 243); text-decoration-thickness: initial; text-decoration-style: initial; text-decoration-color: initial; display: inline !important; float: none;">Le rapport examine l'autoconsommation et l'autoproduction d'électricité renouvelable en France, en se concentrant sur le photovoltaïque. Il aborde les cadres réglementaires, les opportunités, les défis techniques et économiques, et propose des recommandations pour soutenir et optimiser ces pratiques.</span>
Descripteur Urbamet
électricité
Descripteur écoplanete
énergie photovoltaïque
Thème
Texte intégral
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RAPPORTS
Service
xxxxxxxxxxxxx
Sousservice
xxxxxxxxxxxx
Ministèredel'Ecologie,duDéveloppementdurableetdel'Energie
www.developpementdurable.gouv.fr
Titredurapport
Soustitredurapport
Date
RAPPORT
Directiongénéralede
l?énergieetduclimat
Directiondel?énergie
Groupedetravail
nationalsur
l?autoproductionde
l?électricité
renouvelable
Ministère de l?écologie, du développement durable et de l?énergie
www.developpement-durable.gouv.fr
Rapportsurl?autoconsommation
etl?autoproductionde
l?électricitérenouvelable
Décembre2014
RAPPORT
Directiongénéralede
l?énergieetduclimat
Directiondel?énergie
Groupedetravail
nationalsur
l?autoproductionde
l?électricité
renouvelable
Ministère de l?écologie, du développement durable et de l?énergie
www.developpement-durable.gouv.fr
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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SOMMAIRE
Principalesconclusions..................................................................................................4
Résumé.............................................................................................................................7
Introduction....................................................................................................................17
I. L?autoconsommation et l?autoproduction: contexte réglementaire et
définition........................................................................................................................19
I.1 L?autoconsommation/autoproduction?Expériencesétrangères..............19
I.2 Cadre réglementaire de la vente de l?électricité photovoltaïque en
France........................................................................................................................22
I.3 Définitiondel?autoconsommationetdel?autoproduction...........................23
II. Opportunitésetenjeuxdel?autoconsommation/autoproduction..............26
II.1 Bénéficespotentielsdel?autoconsommation/autoproduction..................26
II.2 Impact de l?autoconsommation / autoproduction sur le réseau
électrique...................................................................................................................27
II.3 Enjeuxdesécuritéd?approvisionnementetdepilotageduréseauetde
l?équilibreoffredemande..........................................................................................30
II.4 Lasécuritédespersonnesetdesbiens.........................................................31
II.5 Développerlaflexibilitédusystèmeélectrique.............................................34
III. Différentstypesd?autoconsommateurs/autoproducteurs..........................43
III.1Segmentrésidentielindividuel........................................................................43
III.2Bâtimentscollectifset«îlotsurbains».........................................................45
III.3SegmentIndustrieletTertiaire........................................................................46
III.4Optimisation et ciblage des profils d?autoconsommation /
autoproduction..........................................................................................................48
IV. L?autoconsommation / autoproduction dans les zones non
interconnectées(ZNI)....................................................................................................52
IV.1RappelducontextedanslesZNI....................................................................52
IV.2Opportunitédel?autoconsommation/autoproductiondanslesZNI...........52
IV.3Principesd?undispositifd?autoconsommation /autoproductiondans
lesZNI........................................................................................................................53
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V. L?impact de l?autoconsommation / autoproduction sur les
fondamentaux économiques du système électrique et le financement du
soutienauxénergiesrenouvelables............................................................................55
V.1 Lacouverturedescoûtsdusystèmeélectrique............................................55
V.2 Lacouverturedescoûtsduréseauélectrique..............................................56
V.3 Contributionauservicepublicdel?électricité(CSPE)..................................57
V.4 Autrescontributionsettaxes..........................................................................58
V.5 Aperçu global des impacts de l?autoconsommation / autoproduction
sur le financement du soutien au développement des énergies
renouvelables............................................................................................................59
VI. La rémunération et le financement de l?autoconsommation /
autoproduction..............................................................................................................61
VI.1Exemplesderémunération..............................................................................62
VI.2Systèmedenetmetering.................................................................................63
VI.3Systèmedeprimecomplémentairederémunération...................................64
VI.4Dispositions complémentaires pouvant favoriser l?intégration au
réseauélectrique.......................................................................................................69
VI.5Financementdesinstallationsenautoconsommation/autoproduction....70
VII. Architecture d?un dispositif de soutien à l?autoconsommation /
autoproduction..............................................................................................................73
VII.1Objectifsdudispositifàpoursuivre..............................................................73
VII.2 Rappel des enjeux d?un soutien à l?autoconsommation /
autoproduction..........................................................................................................74
VII.3Architecturedudispositif...............................................................................74
VII.4Miseenoeuvredudispositif..........................................................................82
Annexes..........................................................................................................................84
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Principalesconclusions
Lesréflexionsmenéesdanslecadredugroupedetravailontpermisdedégagerdesconstatsetdes
objectifs généraux, rappelés cidessous, qui peuvent être indifféremment appliqués aux différents
secteurs des énergies renouvelables dans lesquels l?autoconsommation / autoproduction pourrait
êtreamenéeàsedévelopper.Ladéclinaisonconcrètedecesconstatsetobjectifsafind?entirerdes
recommandations,notammententermesdedispositifdesoutien,s?esttoutefoisfocaliséesurlecas
du photovoltaïque, au regard de son appétence à moyen terme pour l?autoconsommation /
autoproduction.Lesrecommandationsduprésentrapportontdoncétéélaboréesavanttoutpource
secteur.
Principauxconstats
1. Labaisseattendueducoûtdeproductiondesénergiesrenouvelablesdécentraliséesconjuguée
à la hausse prévisible des prix de vente TTC de l'électricité ainsi que l?aspiration de certains
consommateursdepouvoirrépondreàleursbesoinsélectriquespardesmoyensdeproduction
locaux«verts»vontouvrirlavoieaudéveloppementdel?autoconsommation/autoproduction.
2. L?autoconsommation / autoproduction présente des opportunités de réduction des coûts du
réseau électrique par une amélioration de l?intégration des énergies renouvelables
décentralisées à celuici, à la condition qu?elle permette de réduire les puissancesmaximales
injectéesousoutiréesduréseau.Ellereprésenteunconceptphysiqueintimementliéauréseau
électriqueetàsonéquilibrage,etestsouventconfonduàtortavec lesrelationscommerciales
d?achatetdeventedel?électricité,déconnectéesdesenjeuxtechniquessousjacents.
3. Deuxlevierspeuventpermettreunetelleamélioration:l?incitationaubondimensionnementdes
installationsdeproductionauregarddesbesoinslocauxdeconsommationetlamiseenoeuvre
demesuresd?optimisationdesprofilsdeconsommationetdeproductionafind?enaccroître la
synchronisation.
4. L?autoconsommation/autoproductionpeutêtreappréhendéeàdifférenteséchelles:auniveau
d?unsiteuniquedeproductionetdeconsommationouà l?échelleplusmacroscopique«d?îlots
urbains»telsque:bâtimentcollectif,groupedebâtimentsvoireterritoireouquartier.
Al?échelledes«îlotsurbains»,ilconvientdedistinguerlesimplefoisonnementdesconsommations
et des productions permis par l?existence des réseaux publics de distribution et les mesures
supplémentaires visant à améliorer l?adéquation des courbes de production et de consommation.
Deuxtypesd?actionssupplémentairessontenvisageables:
? lesactionsdeplanificationvisantàoptimiserledimensionnementdesinstallationsdeproduction
enfonctionnotammentduréseauélectriqueetdelademande,quisontàlamaindespouvoirs
publics;
? lesactionsetinitiativesquifontappelpluslargementauxconsommateursetproducteurslocaux
et qui visent par le pilotage de l?offre et de la demande à optimiser localement les flux
d?électricité, et plus particulièrement leurs pointes maximales, en allant audelà de ce que
permetlesimplefoisonnement.
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5. Certainsprofilsdeproducteursetdeconsommateursapparaissentspontanémentplusadaptés
àunmodèled?autoconsommation/autoproductiondufaitd?unebonnesynchronisationdeleurs
courbesdeconsommationetdeproduction.Pourlephotovoltaïque,cesprofilssontnotamment
ceuxdessecteurstertiairesetindustriels,dontlaconsommationestplutôtrégulièreetcontinue
etconcomitanteaveclespériodesdeproduction.
6. Le développement de l?autoconsommation / autoproduction, dont le modèle de rémunération
reposesuruneéconomiedefactureTTCparlaréductiondelaquantitéd?électricitésoutiréedu
réseau, conduit à des modifications du mécanisme de couverture des coûts du système
électrique et des recettes sur certaines contributions et taxes. Ces effets peuvent induire
notamment des transferts de charges entre autoconsommateurs et autres utilisateurs des
réseaux(TURPEetCSPE)etdesbaissesderecettesdecertainestaxesetcontributions(CTA,
TCFEetTVA).Cestransfertsdechargesetbaissesderecettespourrontdevenirsignificatifsen
casdedéveloppementmassifdumodèled?autoconsommation/autoproduction.
Objectifsdudispositifdesoutien
1. S?inscrire dans le cadre des politiques publiques de soutien aux énergies renouvelables, en
contribuant à la réalisation de leurs objectifs dans les meilleures conditions possibles et en
permettant aux pouvoirs publics de piloter et de maîtriser le développement des parcs de
production.
2. Etre conforme aux nouvelles lignes directrices de la Commission européenne, adoptées le
9avril 2014,encadrant lesaidesd?Etatà laprotectionde l?environnementet à l?énergie.Tout
dispositifquiseraitmisenplacedevraitparconséquentcommencerà intégrerune logiquede
marchécompte tenudes enjeux liésà l?intégration desénergies renouvelablesaumarchéde
l?électricité.
3. S?inscrire dans un cadre simple, lisible, opérationnel, efficace et adapté aux différents profils
d?autoconsommateurs / autoproducteurs, assurant une visibilité à long terme aux acteurs et
permettantd?assurerlefinancementdesinstallations.
4. S?accompagner de la recherche d?un bénéfice global pour la collectivité en favorisant
l'intégrationdesinstallationsdeproductionintermittente,notammentphotovoltaïque,ausystème
électriquenotammentparlamaîtrisedesimpactsliésàl?injectionquisontdimensionnantspour
lesréseauxélectriquesetpotentiellementparlaréductiondespointesdesoutirage.
5. S?agissantdesubventions,procurerunerentabiliténormaledescapitauxinvestissurladuréede
viedesinstallations.Lemodèlederémunérationainsiquelesdispositionscontractuellesquien
découleront,notammentladuréedescontratsd?achatetleursmodalitésderupturedevronttenir
comptedecetaspect.
Principalesrecommandationspourlesecteurphotovoltaïque
1. Expérimenter un dispositif de soutien à l?autoconsommation / autoproduction pour les
installations du segment tertiaire/industriel de puissance supérieure à 100 kWcdans le cadre
d?unappelàprojetspourunvolumequipermettedebénéficierd?unretourd?expériencesuffisant
surchaquesegment.
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2. Expérimenter, sur un volume limité à définir, un dispositif de soutien à l?autoconsommation /
autoproduction pour des installations du segment tertiaire/industriel (au sens large: industrie,
agroalimentaire,logistique,agriculture,etc.)depuissanceinférieureà100kWcreposantsurun
systèmedeprimeàl?énergieautoconsomméeetd?achatdel?énergieensurplus.
3. Mettreenplaceuneexpérimentationauniveaudes«îlotsurbains»,danslecadred?unappelà
projets, visant à identifier les conditions dans lesquelles un modèle d?autoconsommation /
autoproductionpermetd?optimiserlesfluxd?électricitéàuneéchellepertinentetoutenréduisant
les contraintes d?injection et les puissances de soutirage et en créant de la valeur ajoutée
additionnellepourlacollectivitéparrapportauxmodèlesactuels.
4. Soutenir le développement de l?autoconsommation / autoproduction dans les ZNI, dans des
conditions contribuant à la maîtrise de la stabilité du système électrique, dans le cadre des
appels d?offres prévus par le dispositif de soutien à la filière photovoltaïque et intégrer des
dispositifs de maîtrise de la demande d?énergie et de stockage pour les installations de
puissancesupérieureà100kWc.
5. Dans lesZNI,pour les installationsdepuissance inférieureà100kWc,poursuivre les travaux
sur la mise en place d?un mécanisme de soutien à l?autoconsommation / autoproduction
associant notamment des mesures de maîtrise de l?énergie et de maîtrise de la stabilité du
systèmeélectrique.
6. Prévoir un dispositif permettant de répondre aux enjeux spécifiques de l?autoconsommation /
autoproduction dans le secteur résidentiel diffus, hors «îlots urbains». Sur ce segment pour
lequel les enjeux économiques et techniques de l?autoconsommation / autoproduction sont
limités, lepotentiel développementspontanéd?offresdont laqualitéseraitàparfaireainsi que
les enjeux de sécurité liés aux personnes et au réseau électrique incitent à recommander la
définitiond?uneprestationglobalestandardiséequiferaitréférence.
7. Sur lemoyenterme, lorsque la«paritéréseau»auraétéatteintepour lesdifférentssecteurs,
des réflexions devront être engagées sur l?opportunité de maintenir ou d?aménager les tarifs
d?achatpourcesdifférentescatégories,enconcertationaveclesacteursimpliqués.
8. Asseoirlemodèlederémunérationcomplémentairedel?autoconsommation/autoproductionsur
un systèmepermettant de valoriser les kWhautoconsomméset les kWh injectés, prenant en
comptelesenjeuxliésauxcontraintesdepuissanceinjectéeetpermettantdeprévenirtouteffet
«antiMDE»ettoutdéplacementdeconsommationindésirable.
9. Porter une attention particulière aux conditions de financement des installations en
autoconsommation/autoproduction,comptetenuducontextedemoindresécurisationdesflux
financiers rémunérantcemodèle,notammentdansuneperspectivededéploiementmassifde
cedernierensubstitutionsignificativedudispositifactuel.
10. A l?issue de la période expérimentale et en fonction des résultats de celleci, l?opportunité de
substituer ou non au dispositif de soutien actuel un dispositif d?autoconsommation /
autoproduction pourra être étudiée, et ce, sur des segments de marché qu?il conviendra de
définir et de caractériser. Une attention particulière devra être portée au fait d?éviter toute
cohabitationdurabledeplusieursdispositifsdesoutien.
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Résumé
I. ContextedelacréationdugroupeetcadredesréflexionsduGT
Comptetenud?unepartdelaconjugaisondelabaisseattendueducoûtdesénergiesrenouvelables
décentraliséesetdelahausseprévisibledesprixdeventeTTCdel'électricitéetd?autrepartd?une
aspiration de certains consommateurs à un modèle de développement économique local de
production d?électricité «verte» qui permette de répondre à leurs propres besoins, le modèle
d?autoconsommation / autoproduction va être amené à se développer dans un avenir dont il est
aujourd?hui difficile de prévoir le terme. Quel que soit ce dernier, l?Etat se doit d?anticiper cette
évolutionetdepréparerlamiseenplaced?uncadreadapté.
Danscecontexte, leministredel?écologie,dudéveloppementdurableetdel?énergieaannoncéle
22octobre2013, le lancementd?une réflexion ayantpourobjectif d?identifier et decaractériser les
enjeux techniques et les opportunités mais également les défis liés à l?autoconsommation et
l?autoproduction: intégration au réseau électrique, impact sur le système électrique, enjeu du
stockageéventuellementassociéouencoremodèleéconomiqueetéventueldispositifdesoutienà
mettreenplace.
Cetteréflexionarassemblél?ensembledesacteursconcernésauseind?ungroupedetravail,auquel
plus d?une quarantaine d?organismes ont participé. Ce groupe de travail s?est réuni treize fois en
séanceplénièreentredécembre2013etjuin2014.
Lesréflexionsmenéesdanslecadredugroupedetravailontpermisdedégagerdesconstatsetdes
objectifsgénéraux,quipeuventêtre indifféremmentappliquésauxdifférentssecteursdesénergies
renouvelables dans lesquels l?autoconsommation / autoproduction pourrait être amenée à se
développer. La déclinaison concrète de ces constats et objectifs afin d?en tirer des
recommandations,notammententermesdedispositifdesoutien,s?esttoutefoisfocaliséesurlecas
du photovoltaïque, au regard de son appétence à moyen terme pour l?autoconsommation /
autoproduction.Lesrecommandationsduprésentrapportontdoncétéélaboréesavanttoutpource
secteur.
Les réflexions de ce groupede travail se sont inscrites dans le cadre de la politique publique de
soutien au développement des énergies renouvelables, qui fixe des objectifs en termes de
développementdevolumesdecapacitésparfilière,enparticulierpourlafilièrephotovoltaïque.Les
travaux du groupe devaient permettre de préciser comment le modèle d'autoconsommation /
autoproduction pouvait contribuer à la réalisation de ces objectifs dans les meilleures conditions
possiblesenprévoyantnotammentlesinstrumentsdesuivietdepilotagedesvolumesdéveloppés
etdessubventionsassociées.
Ladéfinitiond?un telcadrenécessitaitaupréalabledeclarifier lesnotionsd?autoconsommationet
d?autoproductionenprécisantàquoiellescorrespondaientconcrètement,etdebienappréhenderle
contextede l?autoconsommation /autoproductionsous toussesaspects : technique,économique,
financier, juridique mais aussi sous l?angle de la sécurité des biens et des personnes et de la
sécuritéd?approvisionnement.
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Il est apparu nécessaire d?opérer une distinction entre la problématique de l?autoconsommation /
autoproductiondupointdevuedesesconséquencesphysiquessurleréseaupublicdedistribution,
et celle de la «commercialisation de proximité» (possibilité pour un producteur de vendre
l?électricitéàsonvoisinimmédiatoupluslointainraccordésurlamêmebrancheduréseaupublicde
distribution) qui relèvede relationscommerciales, sansêtre liée spécifiquementauxphénomènes
physiques et techniques sousjacents (impact sur les réseaux, adéquation production
consommation, valeur ajoutée du service). Si l?autoconsommation / autoproduction pose
évidemment des questions d?ordre juridique, contractuel ou encore régulatoire, ces dernières se
devaientd?êtreexaminéesdanslecadredugroupedetravailenlienaveclaréalitétechniquesous
jacente.
L?étuded?unmodèled?autoconsommation /autoproductiondevaitégalement tenircomptedubilan
économiquepour l?autoconsommateur / autoproducteurdont les revenusproviennentde l?addition
delapartévitéedesafactureTTCd?électricitécorrespondantàlaquantitéproduiteetconsommée
sur place et non plus soutirée du réseau et des revenus tirés de la vente, sur le marché, à un
agrégateur ou à un acheteur obligé, des excédents de production (quantités produites non
autoconsommées).
Selonleniveaudecoûtsdeproductiondesénergiesrenouvelablesdécentralisées,desniveauxde
prixTTCde l?électricitévendueauxclients finalsetde lapartd?énergieproduiteautoconsommée,
deuxcasdefiguresontpossibles:
? lorsquelescoûtsdeproductionsontcouvertsparcesrevenusetqu?iln?yapasnécessitéd?une
rémunération complémentaire pour permettre le développement de moyens de production
renouvelablesenautoconsommation/autoproduction;
? lorsque lescoûtsdeproductionnesontpas intégralementcouvertsparces revenusetqu?une
rémunérationcomplémentaireestnécessairepourpermettre ledéveloppementdemoyensde
productionrenouvelableenautoconsommation/autoproduction.
Ainsi, tant que les prix de vente TTC de l?électricité seront inférieurs aux coûts de production de
l?électricité renouvelable décentralisée,l?autoconsommation / autoproduction ne pourra se
développerquesiuneincitationfinancièrecomplémentaireestmiseenplaceàceteffet.
Untelchoixdoitdoncêtrejustifiéparlesbénéficesattenduspourlacollectivitéd?undéveloppement
del?autoconsommation/autoproduction:c?estpourquoiladimensiondel?intérêtgénéraldecelleci
aégalementétépriseencomptedansl?analysemenéeparlegroupedetravail,notammentvisàvis
desonimpactsurleréseaupublicdedistribution.
Les premières séances du groupe de travail ont été consacrées aux aspects techniques de
l?autoconsommation / autoproduction. Les séances suivantes se font focalisées sur les questions
liées au modèle économique de l?autoconsommation / autoproduction (type de rémunération
complémentaire),àl?architectureet l?encadrementréglementaired?unéventueldispositifdesoutien
(appelsd?offres,guichetouvert,etc.)etsurlesmodalitésdefinancementdetelsprojets.
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II. Synthèsedesréflexionsdugroupedetravail
1.Lesnotionsd?autoconsommationetd?autoproduction
L'autoconsommationpeutêtredéfiniecommelefaitdeconsommertoutoupartiede l'énergieque
l'on produit, et l'autoproduction comme le fait de produire tout ou partie de l'énergie que l'on
consomme.
Plusieursindicateurssontnécessairesafindecaractériserl?autoconsommation/autoproductiond?un
site: trois indicateurs en énergie qui permettent d?évaluer la capacité du site à produire pour ses
propres besoins et à consommer sa propre production, et deux indicateurs en puissance,
caractérisant les pointes de consommation et de production du site qui sont les critères
dimensionnantsphysiquementpour leréseauélectriqueetquipermettentd?évaluer les impactsdu
sitesurceluici:
1. letauxd?autoconsommationdéfinicommelapartde laproductionautoconsomméeetégale
aurapportentrelaproductionconsomméesursiteetlaproductiontotaledusite;
2. le taux d?autoproduction défini comme lapart de la consommationautoproduiteet égaleau
rapportentrelaproductionconsomméesurlesiteetlaconsommationtotaledusite;
3. le tauxdecouverturedéfinicomme lacapacitéd?autoproductionetégaleau rapportentre la
productiontotaleetlaconsommationtotaledusite;
4. la puissance maximale injectée sur le réseau (lorsque la production excède la
consommation);
5. lapuissancemaximalesoutiréeduréseau(lorsquelaproductionnepermetpasdecouvrirla
consommation).
2.Segmentsidentifiéspourl?autoconsommation/autoproduction
1
Plusieurs typologies d?autoconsommateurs / autoproducteurs ont été distinguées selon leurs
caractéristiquesdeconsommationetdeproduction:
? letertiaire/industriel(ausenslarge:industrie,agroalimentaire,logistique,agriculture,etc.)oùles
profils de consommation et de production peuvent être relativement synchrones, notamment
grâce à des consommations importantes et permanentes pendant la journée (climatisation,
bureautique, groupes froids, etc.) voire à des capacités de stockage liées à l?activité du site
(frigorifique,chauffage,etc.);
? le résidentiel diffus où les profils de consommation et de production sont généralement peu
synchrones,etoù,saufsilesinstallationsdeproductionsontdepuissancetrèsréduite,letaux
d?autoconsommation «naturelle» (c?estàdire sans stockage) est peu élevé à l?échelle du
bâtiment et des contraintes peuvent être engendrées sur le réseau (puissance injectée
potentiellementélevéeenproportiondelapuissanceinstalléesurlebâtiment);
1 Les réflexions du groupe de travail se sont rapidement focalisées sur le développement de
l?autoconsommation / autoproduction dans la filière photovoltaïque, au regard de l?évolution à venir de son
modèleéconomique.Lesélémentsprésentésdansleprésentrapportsontdoncenmajoritéliésauxspécificités
de la production photovoltaïque. Toutefois, les thématiques abordées, les raisonnements menés ainsi que
certainesrecommandations,notammentcellesrelativesàlasécurité,peuventégalementconcernerettrouverà
s?appliquerpourcertainesauxautresénergiesrenouvelables.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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? les bâtiments collectifs, groupes de bâtiments ou quartiers, qualifiés sous la notion «d?îlots
urbains», à l?échelle desquels le foisonnement des consommations et des productions peut
permettre une meilleure synchronisation des courbes de demande et de production des
installations renouvelables décentralisées: undéficit de productiond?un bâtimentàun instant
donné peut être compensé par un bâtiment situé à proximité et un excédent de production
pourraitêtrevaloriséàproximité.Toutefois, leseffetsdufoisonnement,phénomènenaturel,ne
constituent pas en euxmêmes des actions d?autoconsommation / autoproduction. Le
foisonnementestunesortede«biencollectif»que les réseauxpermettentdevaloriseretde
mutualiser,notammententermesdedimensionnementaussibiendesréseauxeuxmêmesque
des moyens de production. Rémunérer certains opérateurs en particulier, par exemple les
producteursd?énergierenouvelable,autitredufoisonnement,reviendraità«privatiser»celuici.
Ainsi, les mesures d?autoconsommation / autoproduction devront aller audelà du simple
foisonnement, en améliorant les conditions d?intégration des installations dans le système
électrique par un dimensionnement adapté des installations au regard des profils de
consommationsetdescapacitésd?accueilduréseau;
? le cas spécifique des zones non interconnectées (ZNI) qui, compte tenu de leurs spécificités
(partdesénergiesfossilesélevée,coûtsdeproductionélevés, fortensoleillement, insertionde
nouvelles capacités intermittentes limitée par le seuil d?injection de 30% de la puissance
appeléeàtoutinstantdéjàatteintdanscertainesZNI)constituentdesterritoiresfavorablesaux
expérimentations.
Les enjeux de l?autoconsommation / autoproduction, pour chacun de ces segments peuvent être
affinés suivant le dimensionnement de l?installation (puissance installée) et les profils de
consommation du bâtiment, qui peuvent influer sur le taux d?autoconsommation, le taux
d?autoproductionetlespointesd?injectionetdesoutirage.
3.Enjeuxdel?autoconsommation/autoproductionpourlesystèmeélectrique
Entermesd?impactsur le réseauélectrique, lemodèled?autoconsommation /autoproductionpeut
avoir deseffetsbénéfiquespar rapportà lasituation lapluscourante rencontréeactuellement2s?il
conduitàréduirelapuissancemaximaleinjectéesurleréseauoulapuissancemaximalesoutiréedu
réseau.Enincitantàundimensionnementadaptéauniveaulocaldesinstallationsdeproduction,il
permet potentiellement de réduire les besoins de renforcement du réseau électrique (cas de
l?insertiondenouvellescapacitésrenouvelablesdansleréseauexistant).Pourêtreréels,ceseffets
bénéfiquesdoiventêtreévaluésetgarantissurladurée.
Par ailleurs, l?autoconsommation / autoproduction pourrait présenter des opportunités en termes
d?optimisationdesprofilsdeconsommationetdeproductionsusceptiblesderéduirelescoûts
pour le système électrique. Cela suppose le développement de leviers de flexibilité du système
électrique (i.e.mesures garanties dans la durée visant à améliorer la capacité d?adaptation et de
réponse du système électrique en fonction de l?offre et de la demande) au niveau local par le
pilotageetlamaîtrisedelademande,dustockagedécentralisé«collectif»(auniveauduréseaude
distribution) ou «individuel» (au niveau du consommateur final), l?écrêtement de la puissance
injectée, etc. ou, de manière complémentaire, à un niveau plus agrégé, à travers les
interconnexions,lefoisonnement,lestockagecentralisé,laflexibilitédesmoyensdeproduction,etc.
2L?injectionetventedelatotalitédelaproductionreprésententlamajoritédescontratsd?achatactuels.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Il convient alors de s?assurer que le bilan coûtbénéfice global sur le système électrique de ces
actionsestpositif.
Eneffet, ledéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionpourraitêtreàl?origined?effets
qui pourraient s?avérernégatifs s?ilsnesontpasencadrésetmaîtrisés.Ceseffets concernent les
enjeux d?efficacité énergétique et de maîtrise de la demande: le développement de
l?autoconsommation/autoproductionsurunsitenedoitpas inciteràconsommerplusd?énergie. Il
peut s?agir également de certains déplacements de consommation, notion différente de celle de
nouvelle consommation, qui pourraient conduire à réduire la part de production photovoltaïque
allouéeauxautresconsommationsetdoncàsolliciterplusdemoyensdeproductionfossilespour
ces autres consommations auxquels le solaire aurait pu se substituer en l?absence de tels
déplacements,engendrantalorsdeschargessupplémentairespourlacollectivité.
4.Enjeuxéconomiquesetdesécuritéassociésàl?autoconsommation/autoproduction
Le développement de l?autoconsommation / autoproduction modifiera les comportements des
consommateursproducteurs, les caractéristiques techniques des installations de production ainsi
quecertainséquilibreséconomiques.
En termesdesûretédusystèmeélectrique et depilotageglobalde l?équilibre offredemande, les
outils permettant d?assurer la sécurité d?approvisionnement sont les suivants: observabilité,
prévisibilité,«commandabilité»,connaissancedesinstallationsetrobustessedusystèmeauxaléas
notamment.Afind?assurerlaprévisibilitédelaproductiond?énergiesrenouvelablesdécentraliséeset
la sécurité des agents susceptibles d?intervenir sur le réseau électrique, le développement du
modèled?autoconsommation/autoproductiondoitaminimagarantirquelegestionnaireduréseau
estinformédel?existencedetouteinstallationdeproductionraccordéeauréseauouàl?installation
d?unclientconsommateur,luimêmeraccordéauréseau.
En termes de sécurité, les risques électriques sont connus, maîtrisables et font déjà l?objet d?un
encadrementtechniquespécifique.Ledéveloppementdel?autoconsommation/autoproduction,doit
ainsi se faire dans le cadre des règles de sécurité en vigueur. Pour cela, il sera notamment
nécessairequel?ensembledesautoconsommateurs/autoproducteursrespectentlesprocéduresde
raccordementauréseaupublicd?électricitéainsiquelesnormesprévuesparlaréglementation.
Surleplandelasécuritédubâti,lesinstallationsdoiventrespecterlastructuredechaquebâtiment
etrépondreàdesexigencesdesolidité,dequalitéetdepérennitédesouvragesetdesécuritédes
biensetdespersonnes.
Enfin, le développement de l?autoconsommation / autoproduction conduit à réduire l?assiette de
perception de différentes taxes et contributions: la fiscalité générale (TVA), la CSPE ainsi que
d'autrestaxes,notammentlocales.Parailleurs,s?agissantduTarifd?UtilisationdesRéseauxPublics
d?Electricité(TURPE), l'autoconsommation/autoproductionimpliquedestransfertsdechargesdes
autoconsommateursverslesautresutilisateursdesréseaux,liésàladiminutiondelapartvariable
deleurfacturesansdiminutiondescoûtsqu?ilsengendrentsurleréseau.Ceciposeainsilaquestion
de l?évolution de la structure du TURPE en prévision du possible développement de
l?autoconsommation/autoproduction,auregardnotammentdel?équilibreentrelapartassisesurla
puissance et celle assise sur l?énergie. Ces impacts pourront devenir dimensionnants si
l?autoconsommation/autoproductionsedéveloppedemanièresignificative.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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5. Rémunération de l?autoconsommation / autoproduction: modèle de prime
complémentaire
Laquestiondesmodalitésderémunérationdel?autoconsommation/autoproductionafaitl?objetde
plusieursséancesdetravailetdenombreuxdébatsauseindugroupedetravail.
Unmodèledeprimecomplémentaireàlarémunération«naturelle»(i.e.paréconomiedefactureet
vente des excédents de production) de l?autoconsommation / autoproduction est ressorti en
particulierdesdiscussions3etdesdifférentespropositionsdesparticipants.Cemodèlereposesurun
systèmedecoefficientsinscritsdansl?équationsuivante,avec:
Prime=(AxQautoproduite)+(BxQinjectée)?(CxPinjectéemax)
1. uncoefficientAdevalorisationdelaquantitéautoconsommée;
2. un coefficient B, associé à la quantité en surplus non autoconsommée. Ce coefficient a été
déclinédanslesmodèlessousdifférentesformes:primeencomplémentd?unevalorisationaux
conditionsdemarchéoutarifd?achat;
3. un coefficientC assis sur la puissance injectée sur le réseau, visant à inciter àminimiser les
pointesd?injection.
Lecalagedecesparamètresdevrapermettrededonnerdes incitationspertinentesen termesde
maîtrise de la consommation d?énergie (calage du niveau relatif de A et B entre eux), de
dimensionnementdes installationsauregarddesenjeuxdepuissance injectéeetsoutirée(calage
ducoefficientC),voiredeprendreencomptedesspécificitésrégionales.
Parailleurs, laquestiondel?accèsaucapitalnécessaireaufinancementdesinvestissementsdans
des installations en autoconsommation / autoproduction a également été évoquée. Une attention
particulièredevraêtreportéeàcettequestioncomptetenuducontextedemoindresécurisationdes
flux financiers rémunérant ce modèle. La robustesse du modèle et son adaptation à toutes les
diversités de montage et de relations contractuelles pouvant être rencontrées devront également
être étudiées, notamment sous l?angle d?unmode de «financement de projetsans recours» (i.e.
garantiparleseulactifsousjacent).
6.Architectured?undispositifdesoutienàl?autoconsommation/autoproduction
Quellequesoitsaforme,ledispositifdesoutienàl?autoconsommation/autoproductionquiseramis
enplacedevragarantirlapoursuitedeplusieursobjectifsgénéraux.
S?inscrivant par nature dans la politique nationale énergétique, il devra éviter d?inciter à des
comportements contraires aux objectifs de maîtrise de l?énergie et assurer une visibilité de long
terme aux acteurs. S?agissant de subventions, il devra également permettre l?augmentation de la
puissancephotovoltaïqueinstalléeenprocurantunerentabilité«normale»descapitauxinvestissur
laduréede viedesprojets.Enfin, il devradans tous les casprésenteruncadresimple, lisible et
opérationnel.
3D?autresmodèlesderémunérationcomplémentairedel?autoconsommation/autoproductionetd?encadrement
decelleciontétéproposésetdiscutés,comme lapossibilitéde réguler lescontraintesd?injectionselonune
logique d?horosaisonnalité (prise en compte des moments où il y a un enjeu à injecter) ou de limiter pour
certains segments les heures d?injection, et la rémunération associée, considérant les taux potentiellement
élevésd?autoconsommationetlescontraintesd?injectionplutôtfaibles.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Auregarddecesélémentsetdeséchangesauseindugroupedetravail,plusieursformespossibles
desoutienontétéidentifiéessuivantlessegmentsconcernés.
Unconsensusaémergésurlefaitquelessegmentsdesactivitéstertiairesetindustrielles(ausens
large:industrie,agroalimentaire,logistique,agriculture,etc.)étaientunecibleadéquatepourlamise
en place d?un cadre à l?autoconsommation / autoproduction, puisque ces secteurs présentent en
généraldesprofilsdeconsommationcompatiblesaveclaproductionphotovoltaïque.Ainsi,pources
activités, le groupe de travail préconise le lancement d?un appel à projets pour tester un ou des
dispositifsd'autoconsommation/autoproduction.
Concernant lesegmentdurésidentiel individuel, legroupedetravails?estaccordésurlanécessité
d?encadrer et d?accompagner le développement de l?autoconsommation / autoproduction sur ce
segmentenprioritésousl?angledesenjeuxdesécurité.Cesenjeuxrecouvrentautantlesquestions
desécuritédesbiensetdespersonnes, liésà la connaissanceet ladéclarationdes installations,
quelesaspectsdequalitédesoffresproposéesauxparticuliers(risquesliésàlamisesurlemarché
de produits défectueux ou mal dimensionnés par rapport aux besoins des particuliers ou à des
pratiques parfois frauduleuses de vente et d?installation de panneaux photovoltaïques). Ainsi, le
groupedetravailpréconiseaminimapourcesecteurlerespectdesnormesetdesrèglesdel?arten
vigueur en termes de sécurité, de construction, de conformité électrique des installations, de
qualification des entreprises de conception/installation/maintenance ou encore d?assurabilité des
installations.
La définition et lamise en place d?un dispositif de soutien à l?autoconsommation / autoproduction
dans lesecteurrésidentiel individuelnefaitpasconsensusauseindugroupedetravail.Troiscas
semblentdevoirêtredistingués:
? lecasdespetitesinstallationsdefaiblepuissance,situéessurlesmaisonsindividuelles,dontle
dimensionnementpermetapriorid?atteindreuntauxd?autoconsommationélevé(nonobstantles
périodes où les occupants sont absents) et dont la rentabilité repose principalement sur la
facture économisée.Au regard de cette rentabilité, il ne semble pas nécessaire demettre en
placeunsystèmespécifiquederémunérationcomplémentairequis?avèreraitdepluscomplexe
àdéfiniretdifficileàappréhenderpourlesparticuliers.Pourcetyped?installations,legroupede
travail recommande la définition d?une prestation de service globale standardisée
(éventuellement labellisée)qui ferait référenceetquicouvriraitnotamment lesaspectsdebon
dimensionnementdesinstallations,deleurqualité,deleurmontageetmaintenanceainsiqueles
exigencesentermesdedéclarationdesinstallations.Lescontoursd?unetelleprestationdevront
être définis en lien avec le CONSUEL, la profession et les représentants des particuliers et
l?opportunitédeprévoirdesaidespoursamiseenoeuvreétudiée;
? lecasdes installationsd?unepuissancede l?ordredequelqueskWcsituéessurdesbâtiments
individuelsdontlaproductionpeutplusfacilementdépasserlaconsommationenjournée.Dans
cecas,l?instaurationd?unmodedesoutienspécifiqueàl?autoconsommation/autoproductionne
faitpasconsensusauseindugroupedetravail.Ellesemblecomplexecomptetenudelafaible
synchronisationdescourbesdeproductionetdeconsommationetdeladiversitédessituations
possibles.Undispositifdesoutiendetype«venteentotalité»del?électricitéproduite(telquele
système d?obligation d?achat actuel) semble à court terme, notamment par sa simplicité, plus
adapté.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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? lecasdes installationsdepuissanceplus importante situéessurdesbâtimentscollectifs.Ces
derniersentrentalorsdanslechampdes«îlotsurbains»etsonttraitésdanscecadre.
Cespropositionsvisentlecourttermeauregarddescoûtsactuelsdeproductionduphotovoltaïque
et des prix de vente TTC de l?électricité. Lorsque la «parité réseau» aura été atteinte pour ce
secteur,desréflexionsdevrontêtreengagéessur l?opportunitédemaintenir les tarifsd?achatpour
cesdifférentescatégories.
Deplus,demanièregénérale,desréflexionssurlesmoyensderéduirelespointesd?injectionetpar
conséquentde réduire les coûtsde raccordementdes installationspourraient êtremenéessur ce
segment.
Concernant les bâtiments collectifs ou groupes de bâtiments, la problématique de
l?autoconsommation /autoproduction resteàapprofondirdans lecadredes îlotsurbains.Eneffet,
audelàdesaspectscontractuelsetcommerciauxquidevrontêtreaffinés,ilestnécessairedebien
identifierlessituationsoùdelavaleurajoutéeestcrééeparrapportausimpleeffetdufoisonnement
desproductionsetdesconsommationsentresites.
Deux types d?actions créant cette valeur ajoutée sont envisageables, aucune mesure précise
associéen?ayantétéétudiéedanslecadredugroupedetravail:
desactionsdeplanificationvisantàoptimiserledimensionnementdesinstallationsdeproduction
enfonctionduréseauélectriqueetdelademande,quisontàlamaindespouvoirspublics;
desactionsetinitiativesquifontappelpluslargementauxconsommateursetproducteurslocauxet
quivisentparlepilotagedel?offreetdelademandeàoptimiserlocalementlesfluxd?électricitéen
allantaudelàdecequepermetlesimplefoisonnement.
Unmodèled?expérimentationpourraitêtreenvisagédont lescontours restentàdéfinir (quipourra
éventuellements?inscriredanslecadrede l?expérimentationd?unservicedeflexibilité localsurdes
portionsderéseaupublicdedistributiond?électricitéprévueparleprojetdeloirelatifàlatransition
énergétiquepourlacroissanceverte).
Cette expérimentation viserait à identifier les conditions dans lesquelles un tel modèle permet
d?optimiser les flux d?électricité à une échelle pertinente (bâtiment, groupe de bâtiments, quartier,
etc.), toutenréduisant lescontraintesd?injectionet lespuissancesdesoutirageetencréantde la
valeurajoutéeadditionnellepour lacollectivitépar rapport auxmodèlesactuels (etnotammentau
simplefoisonnement).Elledevraitégalementpermettredetraiterlesquestionsjuridiquesliéesàce
modèle (alimentation des parties communes d?un bâtiment collectif, question de la location des
locaux, etc.) et d?identifier quel acteur économique pourra s?engager sur les mesures
susmentionnéesd?améliorationdel?adéquationoffredemandeetderéductiondescoûtsderéseau
etsurleurpérennité.
PourlesinstallationssituéesdanslesZNI,l?intérêtdecesterritoiresàdesexpérimentationsenvue
d?ydévelopperl?autoconsommation/autoproductionaégalementfaitl?objetd?unconsensusausein
du groupe de travail. Les ZNI présentent en effet des enjeux importants en termes de coûts de
production et de flexibilité du systèmeélectrique, notamment au regard de la limite d?insertion de
nouvelles capacités intermittentes par le seuil d?injection de 30%de la puissanceappelée à tout
instant.Dessystèmesd'autoconsommation/autoproductionalliantdesmesuresdeflexibilitévisant
à sécuriser l?équilibre offredemande du système insulaire (stockage, mesures «MDE», etc.)
pourraientrépondreàcesenjeux,maisleurbilancoûts/bénéficesestàconsolider.Cesspécificités
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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nécessitentainsiuncadreadapté,dontlesmembresdugroupeontsouhaitéqu?ilsoitmisenoeuvre
rapidement.
Lesexpérimentationsmenéesdevrontpermettreunepriseencompteconcrètede tous lesenjeux
liés au développement de l?autoconsommation / autoproduction, à savoir autant les enjeux
techniquesquefinanciers,juridiques,économiquesoumêmetechnologiques.Cesexpérimentations
devrontparailleursêtreconstruitesdifféremmentsuivantlepublicvisé(lesoutienparappelsd?offres
paraîteneffetplusadaptéauxinstallations«individuelles»detailleimportanteetmoinsàcertaines
installationstertiairesdepluspetitetailleouaurésidentiel).
Cesexpérimentationsdevrontégalementtenircomptedeladiversitédesconfigurationsquipourront
être rencontréesen termes de typologies d?installations (bâtiment collectif, groupement de
bâtiments, échelle d?un quartier, zones industrielles, d?activités, etc.), de taille des installations et
éventuellement d?implantation géographique. Elles devront présenter un volume suffisamment
important pour permettre une représentativité des projets qui seront retenus et un retour
d?expérienceenrichissantsanstoutefoisimpacterledéveloppementdesinstallationsquineseraient
pasretenues.
Enfin, les dispositifs de soutien à l?autoconsommation / autoproduction qui seront mis en place
devrontpouvoircoexisteravecledispositifdesoutienactuelpendantlaphaseexpérimentalecequi
permettradetirerlesenseignementsdesexpérimentations,etce,afindelaisserdelavisibilitéaux
acteurs de la filière. A terme, la substitution du mécanisme actuel par un mécanisme de soutien
dédiéà l?autoconsommation/autoproductionnefaitpasconsensus.Néanmoins,à terme,pourun
segmentdonné,lechoixentredeuxdispositifsdesoutien(parexempleundispositifdetarifd?achat
etundispositifdesoutienàl?autoconsommation)donneraitdespossibilitésd?arbitrageéconomique
etannuleraitleseffetsbénéfiquesdelamiseenplaced?undispositifd?autoconsommation.
III. Schémad?undispositifdesoutienàl?autoproduction
Auvudestravauxetdesréflexionsdugroupedetravail,laDGECaproposéauxacteursunmodèle
de dispositif de soutien, décliné suivant les différents segments visés et les puissances des
installations.Cemodèleestrésumésurleschémasuivant.
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Introduction
Le modèle économique du solaire traverse actuellement une phase de profonde évolution : la
poursuiteattenduedelabaissedescoûtsdesinstallationsphotovoltaïquesetdelahaussedesprix
de l?électricité à la consommation va conduire à rendre compétitives les petites installations
photovoltaïquessurbâtiment(ouausol)parrapportauprixdel'électricitévendueauparticulier(età
moyen termeaux industriels).Une telleévolutionpourrait conduireàundéveloppement spontané
d?installationsenautoproduction/autoconsommation.
CebasculementestdéjàuneréalitéenAllemagne(où leprixde l'électricitéestplusélevé),quia
d?ailleursmisenplaceundispositifencadrantl?autoconsommation/autoproduction,etsedessineà
court termedans lespaysd?EuropeduSud (où l?ensoleillementplus favorablepermetuncoûtdu
solaire plus faible). Il reste plus lointain enFranceoù les prix de vente de l'électricité aux clients
finalsrestentmodérés.
Danscecontexte, leministredel?écologie,dudéveloppementdurableetdel?énergieaannoncéle
22octobre2013, le lancementd?une réflexion ayantpourobjectif d?identifier et decaractériser les
enjeux techniques et les opportunités mais également les défis liés à l?autoconsommation et
l?autoproduction: intégration au réseau, impact sur le système électrique, enjeu du stockage
éventuellementassociéouencoremodèleéconomiqueetéventueldispositifdesoutienàmettreen
place.
Cetteréflexionarassemblél?ensembledesacteursconcernésauseind?ungroupedetravail,auquel
plusd?unequarantained?organismesontparticipé(cf.membresdugroupedetravailenannexe1).
Cegroupe de travail s?est réuni treize fois en séanceplénière entre décembre2013et juin2014,
avecunprogrammedetravailayantportésur lesthématiquessuivantes(cf.programmedetravail
détailléenannexe2):
1. Autoconsommation / autoproduction et systèmes électriques: état des lieux, opportunités et
défis
2. Expériencesétrangèresetcasd?écoledesystèmesd?autoconsommation/autoproduction
3. Impactdel?autoconsommation/autoproductionsurlefinancementdestaxes,delaCSPEetdes
réseaux
4. Stockageetmaîtrisedel?énergie?EnjeuxentermesdeR&Detd?innovation
5. Modèleséconomiquespourl?autoconsommation/autoproduction
6. Financementdesprojetsd?autoconsommation/autoproductionetdestockage
7. Cadreréglementairepourl?autoconsommation/autoproduction
8. L?autoconsommation/autoproductiondansleszonesnoninterconnectées
Alademandedesparticipants,ungroupederelectureplusrestreintaétémisenplacepour
contribueràl?élaborationduprésentrapportdesynthèsedestravauxmenésparlegroupe.
Lesréflexionsmenéesdanslecadredugroupedetravailontpermisdedégagerdesconstatsetdes
objectifsgénéraux,quipeuventêtre indifféremmentappliquésauxdifférentssecteursdesénergies
renouvelables dans lesquels l?autoconsommation / autoproduction pourrait être amenée à se
développer. La déclinaison concrète de ces constats et objectifs afin d?en tirer des
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recommandations,notammententermesdedispositifdesoutien,s?esttoutefoisfocaliséesurlecas
du photovoltaïque, au regard de son appétence pour l?autoconsommation / autoproduction. Les
recommandationsduprésentrapportontdoncétéélaboréesavanttoutpourcesecteur.
Les réflexions de ce groupede travail se sont inscrites dans le cadre de la politique publique de
soutienaudéveloppementdesénergiesrenouvelables,quifixedesobjectifsquantitatifsentermes
de développement des capacités par filière, en particulier pour la filière photovoltaïque (environ
1GW installépar an). Les travauxdugroupedevaientpermettredepréciser comment lemodèle
d'autoconsommation / autoproduction pouvait contribuer à la réalisation de ces objectifs dans les
meilleuresconditionspossiblesenprévoyantnotammentlesinstrumentsdesuivietdepilotagedes
volumes développés et des subventions consacrées dans ce cadre. Ces réflexions devaient
égalementtenircompteducontexteeuropéenactuel,etnotammentdel'adoptionparlaCommission
européennele9avril2014,desnouvelleslignesdirectricesencadrantlesaidesd?Etatàlaprotection
del?environnementetàl?énergie.
Ilconvientdenoterparailleursquecesréflexionssesontinscritesendehorsdetouteconsidération
relativeàl?étatactueldumarchéeuropéendel?électricité,quiprésenteunesituationdesurcapacités
deproduction,liéenotammentàunebaissenonanticipéedelademandedansuncontextedecrise
économique.
Dans le cadre de ce groupe de travail, plusieurs sujets connexes à la thématique de
l?autoconsommation / autoproduction ont pu être évoqués par les participants, liés principalement
auxenjeuxdedéveloppementdelafilièrephotovoltaïqueetnotammentlesquestionsrelativesàla
politiquede l?intégréaubâti («IAB»),auxcoûtsderaccordementdes installations,notammentde
leurs modalités de calcul, aux niveaux des tarifs d?achat pour certains segments, au retour
d?expériencedesappelsd?offresouencoreaumodèledel?obligationd?achatetdel?acheteurunique.
Ces questions nécessitent un processus de travail indépendant, mené par ailleurs par
l?administration. Certaines questions d?intégration des installations de production intermittente au
système électrique en lien avec la thématique de l?autoconsommation / autoproduction ont été
abordées dans le cadre du groupe de travail mais certaines questions complémentaires plus
globalesrelativesparexempleauxdispositifsdedécouplagedevrontêtretraitéesdanslecadredes
suitesdelaconsultationsurl?évolutiondesmécanismesdesoutiendesinstallationssousobligation
d?achatclôturéedébut2014.
Cerapportprésenteunbilandesréflexionsdugroupede travailet formuledesrecommandations
établies sur la base de ses travaux pour chaque thématique, en s'appuyant notamment sur les
présentations en séance faites par les participants et les contributions écrites reçues (ADEME,
ANODE,CAPENERGIES,CDC,CEAINES,CONSUEL,CRE,DERBI,EDF,EDFSEI,ENERPLAN,
ERDF,FNE,GDFSuez,GMPVFFB,GPPEP,HESPUL,LUMO,OFAEnR?AgoraEnergiewende,
RTE,SAFT,SERetUFE). Il proposeunearchitectureglobaled?undispositifd?encadrementet de
soutienàl?autoconsommation/autoproduction.Lescontributionsécritesdesmembresdugroupede
travailsontjointesenannexe3.
LaDGECremerciel?ensembledesparticipantspourleurscontributionsactivesaugroupede
travail.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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I. L?autoconsommation et l?autoproduction: contexte
réglementaireetdéfinition
I.1 L?autoconsommation/autoproduction?Expériencesétrangères
SienFranceledéveloppementspontanéetgénéralisédel?autoconsommation/autoproductionn?est
pasprévuàcourt termecomptetenunotammentdesprixdeventeTTCde l?électricitéauxclients
finals relativementbas, iln?enestpasdemêmedansd?autrespayseuropéensetencoremoinsà
l?échellemondialeoù lesprixdevente de l?électricitépeuvent êtreplusélevésetoù les coûtsde
productionpeuventêtreplusfaibles.
Plusieurs pays, notamment les pays à fort ensoleillement, ont ainsi atteint les conditions
économiquesqui rendent attractif lemodèlede l?autoconsommation / autoproduction,à savoir: le
coûtdeproductiondel?électricitéphotovoltaïqueestinférieurauprixdeventeTTCpayéparleclient
finalpoursonélectricité(étatditde«paritéréseau»ou«socketparity»).
Figure1?Attractivitédel?autoconsommationdansdifférentspays(Source:Agence
internationaledel?énergie)
Certainspaysontmisenplacedesdispositifsdesoutienetd?encadrement,quidiffèrentselon les
conditionsetlesprioritésprivilégiées.
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EnAllemagneparexemple,ledispositifdesoutienàl?autoconsommation/autoproductionaconnu
plusieurs évolutions structurantes. A l?origine, en 2009, un tarif d?achat spécifique à
l?autoconsommation / autoproduction avait été mis en place, cette dernière impliquant la non
utilisationduréseaupublicouuniquementpourdela«consommationàproximité».Cedispositifa
étémodifiéen2012suiteàl?atteintedela«paritéréseau»pourlesparticuliers4.Ils?esttransformé
enunerémunérationautarifd?achatphotovoltaïquejusqu?àhauteurde90%del?électricitéproduite,
les10%restantdevantêtrevendussurlemarché(cepourcentageétantdestinéàs?inverserdans
letemps)etlesautoconsommateursétantexemptésparailleursdecertainestaxesetprélèvements
relatifs notamment à l?utilisation du réseau lorsqu?ils ne l?utilisent pas. La loi sur les énergies
renouvelables (loi «EEG»), qui est entrée en vigueur le 1eraoût2014 introduit pour principe une
contribution commune à l?ensemble des nouvelles installations (énergies renouvelables et
cogénérationàhauteefficacitéénergétique),étaléedansletemps:contributionàhauteurde30%
del?EEGUmlagejusquefin2015,puis35%en2016,et40%àpartirde2017.Parexception, les
«petits»autoconsommateurs demeurent non soumis à l?EEGUmlage (puissance installée de
moinsde10kW).
EnItalie,oùla«paritéréseau»estatteintepourlerésidentiel5,cesoutienestorientéverslesecteur
résidentiel et repose sur un modèle d?installation de production photovoltaïque couplée à un
dispositif de stockage et financé par une déduction fiscale à hauteur de 50% sur les coûts de
matérieletd?installation.
En Belgique, le dispositif de soutien repose actuellement sur le principe du «netmetering» (cf.
pointVI.2), systèmeégalementmisenplacedansd?autrespayseuropéenscomme leDanemark,
dans certains Etats américains(43), au Brésil ou en Australie. Le constat effectué en Belgique,
égalementobservédanscertainsdecespays,estquesuivantlepasdetempsdecalculdu«net
metering» retenu, il pouvait conduire certains consommateurs à ne plus payer de facture
d?électricité, transférant ainsi vers les autres consommateurs les coûts de réseaux ainsi que les
coûtsdespointesélectriques.Ilpeutégalementcontribueràcréerunerenteexcessiveconcourantà
l'attractivitédecemodèlepour lesautoconsommateurs /autoproducteursmaisàdescoûtsélevés
pourlacollectivité.LeDanemarkaainsidûajustercepasdetempssurdesduréesbeaucoupplus
courtesafindemieuxrégulercesystèmeetd'enréduirel'effetdistorsif.
Certainspaysontmisenplacedesdispositifsdesoutienplusinnovantsreposantparexemple,dans
le cas du Minnesota, sur une évaluation et une rémunération en tant que telle de la «valeur du
solaire».Cetteapprocheviseàcomparerl?ensembledesgainspourlacollectivitéd?uneproduction
solaireparrapportàuneproductionbaséesurdesénergiesfossiles.L?aidefinancièreattribuéeau
producteur repose ainsi sur l?addition de ces différents gains, estimés en $/kWh: coûts
environnementauxévités,coûtsliésàl?acheminementduproductibleetàsagestion,auxcoûtsde
maintenance,etc.Cedispositifestencoretrèscontroversédufaitdeladifficultéàchoisirlescritères
decomparaisondescoûtsetàlesévaluer.
4En janvier2012,leprixdeventede l?électricitépourlesparticuliersaatteint25,95c¤/kWh(sourceEurostat
2012S1)pouruntarifd?achatfixéà24,43c¤/KWh.Leprixdeventedel?électricitéauparticulierestdésormais
supérieur à 29c¤/kWh en Allemagne (source Eurostat 2013S2) avec des tarifs d?achat pour les petites
installationsde13,7c¤/kWh.
5EnItalie,leprixdeventedel?électricitéauparticulieraatteint23,2c¤/kWhen2013(sourceEurostat2013S2)
pour un LCOE des installations photovoltaïques pour le secteur résidentiel compris entre 11 et 18,5c¤/kWh
environen2013(SourceEtudeOCDE/AIE«SolarPower:PossiblytheDominantSourceby2050).
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Demanièregénérale, lesopportunitésetdéfis relatifsaudéveloppementde l?autoconsommation /
autoproductiondanslesautrespayssontsimilairesàceuxidentifiésdanslecadredecegroupede
travail: faible adéquation entre les profils de consommation et de production, notamment pour la
catégorie des ménages, impact sur les réseaux et compensation des coûts induits, moyens
techniquesetfinancierspermettantd?yrépondre,pilotagedescomportements,etc.L?analysedeces
différents cas n?a pas conduit à faire ressortir et à recommander un dispositif de soutien en
particulier,mêmesilessystèmesde«netmetering»semblentprésenterplusieursdifficultés.
Etudedel?Agenceinternationaledel?énergiesurlamiseenoeuvredel?autoconsommation/
autoproductionparlesparticuliers
D?après une étude mondiale (en cours de publication) de l?AIE relative à l?émergence des
«prosumers»(«consom?acteurs»enanglais), ilsemblequ?iln?yaitpasencorede«révolution
de l?autoconsommation», le développement de ce marché restant limité et très lié aux
mécanismesd?aidesmisenplacepar les différents pays,notammentdes tarifsdédiés oudes
systèmesde«netmetering».
Toutefois, l?opportunité d?un développement important à plus ou moins long terme reste
d?actualité selon les pays et acteurs concernés au regard de différents critères / leviers, qui
concernentlesaspectssuivants:
? levierséconomiques: ledéveloppementde l?autoconsommation/autoproductionreposeen
partiesur l?équilibreéconomiquedudispositif.Lorsque lescoûtsdeproductionnesontpas
couvertspar les revenusnetsde l?autoconsommation /autoproduction (cumulde la facture
TTCévitéeetdelaventedesexcédents),ilnécessiteunsoutienspécifiquecomplémentaire.
Lorsquelescoûtsdeproductionsontinférieursàcesrevenus,ildevientspontané.Pourcela,
les coûts de production doivent être suffisamment inférieurs au prix de facture TTCévitée
(atteinte de la «parité réseau») afin de compenser notamment le fait que les courbes de
consommationetdeproductiondanslesecteurrésidentielsontpeusynchrones;
? leviers comportementaux: ceuxci peuvent être positifs ou négatifs. Le fait de produire sa
propreénergiepeutainsiêtreperçupositivement(notionsd?indépendanceetdecontribution
citoyenne) et ce, même en l?absence de valeur économique pour le consommateur
producteur.Celevierestparticulièrementmalconnuetmériteraitd?êtreanalysédavantage(il
n?a pas été possible de trouver d?étude comportementale sur l?adoption du PV en
autoconsommation/autoproductiondisponibleàéchelleinternationaleounationale);
? leviers commerciaux: que ce soit au niveau des installations photovoltaïques en elles
mêmesoudes technologiesdestockageet de gestionde la consommationde lamaison,
cellescideviennentdeplusenplusaccessibles,etsynonymesd?uneaccélérationdurythme
dedéveloppement.Lesacteursde lagrandedistributionsesontainsi lancéssurlemarché
enrendantl?acquisitiondepanneauxphotovoltaïquesdeplusenplusfacile;
? leviers liés au contexte national: le degré d?ensoleillement, la disponibilité de toitures
compatibles, la simplicité administrative et réglementaire, le portage politique, le ratio
propriétaires/locataires,autantd?élémentsqui facilitent?ourendentpluscomplexeselon le
cas?ledéploiementdel?autoconsommation/autoproductiondanslerésidentiel.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Cesleviersméritentégalementd?êtreanalysésdupointdevuedesautrespartiesprenantes:
? lesfournisseursdetechnologies:poureux,lapertinenceéconomiquedumodèleestliéeaux
opportunitésd?élargissementdumarché;
? les énergéticiens, pour qui l?autoconsommation / autoproduction peut être une source de
croissancenouvelleou decannibalisation desactivitésexistantesavecuneopportunité de
«verdir»leursactivitésetunepossibilitédeprendreuneplacede«leader»technologique;
? lesopérateursderéseauxdetransportetdedistribution:selonlecontextenationalexistant,
l?autoconsommation / autoproduction peut leur demander à la fois un effort d?adaptation et
induire des risques sur leurs systèmes de régulation et de sûreté d?approvisionnement si
l?ensemblen?estpasassezbienadapté.Plusleréseauestmoderneetinterconnecté,plusil
est capable de gérer techniquement les problématiques liées à l?autoconsommation /
autoproduction;
? les Etats: ces derniers se doivent de gérer des problématiques telles que l?impact des
mécanismesdesoutienversusl?engagementsurdesobjectifsdedéploiementdesénergies
renouvelables, l?impactsur les taxesetsur les facturesdesconsommateurs, l?emploiet les
filièresindustrielles,lasécurité,etc.
Ainsi,cetteétudeconclutque,mêmesidanslemondeplusieursinitiativessontmisesenoeuvre
pourcommenceràaccompagner ledéploiementde l?autoconsommation /autoproduction,avec
plusoumoinsdesuccès,iln?estpasobservéàcejourdechangementstructureldumarchépour
lapriseencomptedesbesoins,opportunitésetrisquesassociésàcecomportement.
I.2 Cadre réglementaire de la vente de l?électricité photovoltaïque en
France
Le développement de la filière photovoltaïque s?effectue dans le cadre d?un dispositif de soutien
prévoyantdeuxtypesdemécanismessuivantlapuissancedesinstallations:
? des tarifsd?achat ajustéschaque trimestrepour les installationssur toiturede puissance infé
rieureà100kWc(correspondantàenviron1000m²depanneauxphotovoltaïques);
? des appels d?offres «simplifiés» pour des installations sur bâtiments de puissance comprise
entre100et250kWc(équivalentàunesurfacedetoiturecompriseentre1000m²et2500m²),
etdesappelsd?offres«ordinaires»pourlesplusgrandesinstallations.
Danslesdeuxcas,l?électricitéproduiteestachetéeparunacheteurobligé(ElectricitédeFranceou
les entreprises locales de distribution) dans le cadre de contrats d?achat, dont les modèles sont
approuvésparleministreenchargedel?énergie,etquisontactuellementétablispourdesduréesde
20ans.Cescontratsprévoientdeuxpossibilitésdeventedel?électricitéproduite:laventeentotalité
oulaventeausurplus.
Dans le cas de la vente en totalité, la consommation électrique du site sur lequel est implantée
l?installationdeproductiondoitse limiteràcelledesauxiliairesdecette installation.Leproducteur
s'engageàfourniràl?acheteur,aupointdelivraison,latotalitédel?énergieproduiteparl?installation,
déductionfaitedelaconsommationd'énergieélectriquedesesauxiliairesenpériodedeproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Dans le cas de la vente en surplus, la consommation électrique du site sur lequel est implantée
l?installation de production peut ne pas se limiter à celle des auxiliaires de cette installation. Le
producteurs?engagealorsàfourniràl'acheteur,aupointdelivraison,latotalitédel'énergieproduite
parl'installation,déductionfaitede l?ensembledesconsommations(besoinspropresduproducteur
etauxiliairesdel?installation).
Réglementairement, l?autoconsommation / autoproduction est déjà possible dans le cadre du
dispositif actuel de soutien à la filière photovoltaïque. Le recours à ce modèle reste toutefois
marginalàcestadecarlestarifsd?achatdel?électricitérestentengénéralsupérieursauxtarifsTTC
del?électricité.Dèslorsquecestarifsd?achatdeviendrontinférieursauxtarifsTTCdel?électricité,ily
auraunintérêtéconomiquepourleproducteuràautoconsommer/autoproduire.Maisilyauraalors
aussiunepossibilitédesurrémunérationdelaproductionpuisquelestarifsd?achatsontdestinésà
couvrirlescoûtsdeproduction,quipourrontêtredésormaisplusfaibles,danscertainscas,queles
tarifsTTCdel?électricité.
I.3 Définitiondel?autoconsommationetdel?autoproduction
Le groupe a distingué les deux notions «d?autoconsommation» et «d?autoproduction», qui ne
recouvrentpaslesmêmescomportementsetconséquences.
L?autoconsommation peut se définir comme le fait de consommer tout ou partie de la production
d?électricitésurlesiteoùelleestproduite(etéventuellementstockée).Cettepartserad?autantplus
importantequelaconsommationdubâtimentestélevéeaumomentdelaproduction.
L?autoproduction peut se définir comme le fait de produire tout ou partie de la consommation
d?électricitésurunsiteoùalieucetteconsommationetquin?estpassoutiréeduréseau.
Figure2?Illustrationdel?autoconsommationetdel?autoproduction(Source:HESPUL)
Parconséquent, lesmesuresvisantàaugmenter l?autoconsommationet l?autoproductionvontêtre
différentesetconduireégalementàdeseffetsdifférents.
Autoconsommation
Autoproduction
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Augmenterl?autoconsommationvaconsisterdemanièregénéraleàaugmenterlaconsommationau
moment où l?installation produit (ce qui peut notamment dans certains cas entraîner des effets
contrairesà lapolitiqued?efficacitéénergétiqueetdemaîtrisede laconsommationd?énergie)mais
peut en même temps réduire les quantités injectées sur le réseau. A contrario, augmenter
l?autoproduction peut conduire à mieux maîtriser et réduire la consommation et à augmenter la
production d?énergie renouvelable. Elle peut toutefois engendrer des contraintes d?injection sur le
réseau.CesnotionsetleseffetsassociéssontdétaillésdanslapartieIIdurapport.
Cesdeuxnotionsdoiventdoncêtreprisesencomptedemanièrecomplémentaireetcomplétéespar
uneapprochesystémiquedeleurseffetssurlesystèmeélectrique.
L?autoconsommationpeutsemesureràl?avaldupointdelivraisonmaiségalementàl?échelled?un
bâtiment,d?un centre commercial, voire d?un quartier: en effet, les déficits de production d?un
bâtiment à un instant donné pourraient être compensés par un bâtiment situé à proximité tout
commeunexcédentdeproductionpourraitêtrevaloriséàproximitéetréduireainsi lescontraintes
d?injection sur le réseau. Toutefois, à la différence d?une autoconsommation à l?aval du point de
livraison,danscesdernierscasilyautilisationduréseaupublicdedistribution.
Ces notions de «commercialisation de proximité», qui sont souvent assimilées à tort à de
l?autoconsommation / autoproduction, mais ne sont que des relations commerciales. En elles
mêmes, elles sont déconnectées de la réalité physique sousjacente (impact sur les réseaux,
adéquation productionconsommation, valeur ajoutée du service). Même si deux acteurs de
proximitééchangentducourantentreeux,celanechangerienàlaréalitéphysiqueduparcoursdes
électronsetaufaitqu?ilsconsommentégalementdel?électricitéprovenantduréseauenprofitantde
la qualité de l?onde électrique et de la sécurité d?approvisionnement que celuici apporte. Ces
questionsontainsivolontairementétéenvisagéesdefaçonindépendantedanslecadredugroupe
de travail pour se focaliser sur les aspects techniques et économiques de l?autoconsommation /
autoproductionentantqu?enjeuphysiquepourlesystèmeélectrique.
Ellesont soulevéparailleurs laquestion de la rémunérationdusimple foisonnement.Eneffet, le
foisonnement,ensoi,delademandeoudelaproductionn?estpasuneffetdel?autoconsommation/
autoproductionmaisunphénomènenaturel,unesortede«bienpublic»(cf.partieII.5.1).Dans le
cas spécifique d?un bâtiment collectif, il a été souligné que l?accès à l?énergie solaire ne pouvait
relever d?une démarche personnelle et que l?ensoleillement était en quelque sorte une «partie
commune»qu?ilseraitlégitimedetraitercommetelleendifférenciantcefoisonnement«privé»d?un
foisonnement«public»situéaudelàdupointderaccordementauréseaudecebâtiment.
De tels regroupements,qualifiésdans lasuitedurapportsous lanotion«d?ilotsurbains»,posent
alorsplusieursquestionsliéesàl?utilisationdesréseauxpublics,àlaqualitédel?ondedistribuéeetà
lavaleurajoutéecrééeaudelàdusimplefoisonnementnatureldesproductionsetconsommations,
parexempleparleurpilotage.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Recommandations
? Définirclairementlanotiond?autoconsommation/autoproduction,quipourraitêtre:«
producteur (personne morale ou physique) raccordé ou non au réseau public et qui
consommesapropreélectricitéenavaldupointde livraisondusiteoùest implanté
l?installationdeproduction»;
? Lesenjeuxliésàl?autoproductionoul?autoconsommationétantcomplémentaires,ilne
faut pas privilégier unilatéralement l?une ou l?autre au risque d?engendrer des effets
négatifs. Une approche équilibrée entre l?autoproduction et l?autoconsommation doit être
recherchée en termes de comportements, couplée à une approche systémique sur les
puissances maximales injectées et soutirées, valeurs dimensionnantes des capacités du
réseauélectrique;
? Ilconvientdebiendistinguer l?autoconsommation /autoproduction,quiestunenjeu
physiquesurleréseaupublicdedistribution,etla«commercialisationdeproximité»,
qui est une simple relation commerciale, déconnectée de la réalité physique sous
jacente (impact réseaux, adéquation productionconsommation, valeur ajoutée du
service).Sil?autoconsommation/autoproductionposeévidemmentégalementdesquestions
juridiques, contractuelles, régulatoires, cellesci doivent, dans le cas de ce GT, être
examinéesenlienaveclaréalitétechniquesousjacente;
? L?autoconsommation / autoproduction a une dimension locale en amont du point de
livraison, qui est complexe, mais qui ne doit pas être occultée. Elle peut être
encouragéedèslorsqu?elleprésenteuneréellevaleurajoutéecollective,conduisantà
unemeilleure intégrationausystème (écrêtagedes pointes,etc.), allantaudelàdusimple
effetdefoisonnementnaturel;
? Lapossibilitéderechercherlocalementuneadéquationrenforcéeentrelescourbesde
production et de consommation, allant audelà du caractère individuel de
l?autoconsommation/autoproduction,doitégalementêtrepriseencompte,quecelle
cisoitmiseenoeuvreviadesmesuresréglementairesàlamaindespouvoirspublics
ou via des mesures prises par un ensemble de producteurs et de consommateurs
(personnesmoralesouphysiques)raccordésauréseaupublicdedistribution,réunis
afind?optimiserlocalementlagestiondesfluxd?électricité.Lapertinencedesactions
identifiéesdoitalorsêtreappréciéeselonunbilancoûts/bénéficesglobal.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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II. Opportunités et enjeux de l?autoconsommation /
autoproduction
II.1 Bénéficespotentielsdel?autoconsommation/autoproduction
Le modèle de l?autoconsommation / autoproduction offre des opportunités pour améliorer les
conditionsdedéveloppementdesénergiesdécentralisées,notamment leur intégrationausystème
électriqueetàleurenvironnement,enjeuquidevientprépondérantavecledéveloppementcroissant
desénergiesrenouvelablesintermittentes.
Eneffet,cemodèlereposesurlarecherched?unemeilleureadéquationdescourbesdeproduction
et de consommation d?un site donné, incitant ainsi à une localisation et à un dimensionnement
optimisé des installations, mesures pouvant permettre d?améliorer leur intégration au système
électrique.
Par ailleurs, l?autoconsommation / autoproduction peut présenter des opportunités en termes
d?optimisation des profils de consommation et de développement des leviers de flexibilité du
systèmeélectriqueauniveaulocal(pilotageetmaîtrisedelademande,stockage,écrêtementdela
production, etc.) complémentaires des mesures de flexibilité à un niveau plus agrégé
(interconnexion,foisonnement,stockage,flexibilitédesmoyensdeproduction,etc.)(cf.partiesII.5et
III.3).L?impactetlavaleurdecesleviersdevrontêtreévaluésauregarddel?ensembledesservices
qu?ilsrendentpourlacollectivité.
Cetterecherched?unemeilleureadéquation localedescourbesdeproductionetdeconsommation
offre l?opportunité de réduire les contraintes induites sur le réseau de par le couplage des
installations de consommation et de production par rapport à une situation où elles sont traitées
séparément.Cemodèlepeutainsiconduireàlaréductiondespointesd?injectionliéesàl?installation
de production et des pointes de soutirages sur le réseau liées aux consommations, et par
conséquent réduire les besoins de renforcement du réseau, ces deux éléments étant
dimensionnantspourleréseauélectrique.
Surunplansociétal,lemodèled?autoconsommation/autoproductionpeutrépondreàuneaspiration
de consommateurs à un modèle de développement économique local de production d?électricité
«verte»qui permettede répondreà leurspropresbesoins. L?autoconsommation / autoproduction
présente à cet égard des enjeux d?appropriation, par les citoyens, des problématiques liées au
fonctionnementdusystèmeélectriqueetdesenjeuxdepilotage territorialdudéveloppementde la
production électrique décentralisée, qui nécessitent de donner la possibilité d?agir aux différents
acteursetdefairepreuvedepédagogie.
Dans le cas spécifique des zones non interconnectées (ZNI), la poursuite du développement des
énergiesrenouvelablesdevientlimitéeparlescapacitésd?accueilduréseaudenouvellescapacités
intermittentes. Dans ces zones, la puissance renouvelable intermittente connectée au réseau est
limitéeàtout instantà30%de lapuissancetotaleappeléeafindegarantir lasécuritédusystème
électrique. Cette limite est atteinte aujourd?hui dans certaines ZNI. Toute nouvelle installation de
productionintermittented?unecapacitésupérieureà3kWestainsidéconnectéeduréseaulorsdes
périodesoùlalimitede30%estatteinte,cequiconduitàenréduirelesheuresdefonctionnement
et par conséquent à en fragiliser le modèle économique. Les technologies de stockage peuvent
permettre de pallier les effets de l?intermittence et d?atteindre des performances de production
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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suffisantespourque lesmoyensdeproductionnesoientpassoumisà la limitede30%.Dansce
cas,ledéveloppementdemoyensdeproductioncouplésàdesinstallationsdestockageestpropice
à la prise en compte des enjeux et opportunités de l?autoconsommation / autoproduction et au
développementdecemodèle.
Danscemodèle,lebesoindesubventiondirected?uneinstallationparlaCSPEapparaîtramoindre
quesielleétaitenobligationd?achat:lecoûtdel?installationrestelemêmedanslesdeuxcasmais
danslecasdumodèled?autoconsommation/autoproduction,lasubventiondirectecompensel?écart
entrelecoûtdeproductionnormalisé6etleprixdeventeTTCdel?électricité,alorsquedanslecas
du modèle de l?obligation d?achat, la subvention compense l?écart entre le coût de production
normaliséet leprixdel?électricitésurlemarchédegros.Cetteréductiondoitnéanmoinsêtremise
enregardaveclestransfertsdechargesinduitsparailleurssurlesautresconsommateurs.Eneffet,
les économies réalisées par l?autoconsommateur / autoproducteur sur sa facture, notamment en
termesdecouverturedescoûtsderéseauetdestaxesdevrontêtrerecouvréesauprèsdesautres
consommateursetcontribuables.Lemontantdusoutienpublicnécessaireàlacouverturedescoûts
del?installationestdoncsemblabledanslesdeuxmodèles:ilestassuréparlaCSPEdanslecasde
l?obligation d?achat et correspond à la somme de la subvention directe perçue par
l?autoconsommateur/autoproducteur(financéeparlaCSPErépercutéeauxconsommateurs)etdes
transfertsdechargesoccasionnés (CSPE,TCFE,TVAetTURPEévitésquidevrontêtrecollectés
auprès des consommateurs et des contribuables) dans le modèle d?autoconsommation /
autoproduction.
II.2 Impact de l?autoconsommation / autoproduction sur le réseau
électrique
II.2.1Ledimensionnementduréseaudedistribution
Le raccordement au réseau de distribution d?électricité assure plusieurs fonctions: il permet de
garantirl?évacuationdelaproductionexcédentaireetdepermettrelavalorisationdecellecisoitsur
lemarchésoitparlebiaisdel?obligationd?achat,degarantirlacontinuitédel?alimentationencasde
non disponibilité de la production (intermittence, maintenance, défaillance) et enfin de garantir la
qualitédel?ondedetension(référencedetensionetdefréquence,etc.).
Les réseaux sont dimensionnés par des contraintes de tension et d?intensité, avec un objectif de
disponibilitésupérieurà99,9%,quipeuventêtrerésuméesdemanièreschématiquedansletableau
suivant:
6Ce coût de production est un coût de référence, défini pour une installation type et pas pour chaque
installation.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Historiquement,lesréseauxdedistributionontétédimensionnésparlescontraintesdesoutirage,et
rarement d?injection. Les distributeurs ont adapté leurs méthodes et outils lorsque la production
décentralisées?estdéveloppéepourtraiteraujourd?huilesdeuxcas.
II.2.2Ledimensionnementduréseaudetransport
Le développement à large échelle de l?autoconsommation / autoproduction, notamment
photovoltaïque,ycomprissurdesinstallationsdepetitestailles,peutsetraduirepardesfluxinduits
surleréseaudetransportd?électricité.Eneffet,lesynchronismequotidiendecesproductions,àune
heuredelajournéeoùlaconsommationn?estpaslaplussoutenue,peutconduireàcequel?énergie
excédentaireissuedesréseauxdedistributionsoitévacuéesurleréseaudetransport,quidoitalors
êtreenmesuredel?absorber.
Cesmêmesconséquencespourrontêtrerencontréesàl?échelled?unpostesourceoud?uneboucle
sur leréseaudetransport,avecunpossiblebesoindedéveloppementduréseaupourpouvoir les
supporter.
Acontrario,àcertainespériodes, laproduction«agrégée»sousunpostesourceouunezonedu
réseau de transport peut soulager les transits sur le réseau de transport pour alimenter les
consommations, conduisant à une réduction possible de son développement. Toutefois, cet effet
bénéfique parait réduit compte tenu des caractéristiques de la plupart de ces contraintes
d?alimentationquiseproduisentl?hiver,verslafindelajournée.
II.2.3Impactsdel?autoconsommation/autoproduction
L'autoconsommationétantdéfiniecommelefaitdeconsommertoutoupartiede l'énergieque l'on
produit,etl'autoproductioncommelefaitdeproduiretoutoupartiedel'énergiequel'onconsomme,
trois indicateurs en énergie ont été identifiés, permettant de caractériser l?autoproduction et
l?autoconsommation:
? letauxd?autoconsommation,définicommelapartdelaproductionautoconsomméeetégaleau
rapportentrelaproductionconsomméesursiteetlaproductiontotaledusite;
? le taux d?autoproduction, défini comme la part de la consommation autoproduite et égale au
rapportentrelaproductionconsomméesurlesiteetlaconsommationtotaledusite;
? le taux de couverture, défini comme la capacité d?autoproduction et égale au rapport entre la
productiontotaleetlaconsommationtotaledusite.
Cesindicateurspermettentainsid?apprécierlapertinenced?unprojetvisàvisdesonenvironnement
ausensgénéraletsonadaptationàl?autoconsommation/autoproduction.Toutefois,cesindicateurs
neportantquesurl?énergieetnonsurlapuissance,ilsnepermettentpasderendrecomptedetous
lesenjeuxdel?autoproduction/autoconsommationpourlesystèmeélectrique.L?autoconsommation
/ autoproduction doit aussi être analysée au regard des critères de puissances injectées et de
puissancessoutiréesduréseau.
Dupointdevuedudimensionnementduréseau,l?autoconsommation/autoproductionaurauneffet
bénéfiquesi elle conduit àdiminuer les contraintes techniquessur lesouvragesdu réseaupublic
d?électricitégrâceàuneréductiondelapointed?injectionoudelapointedesoutirageparrapportà
lasituationactuelleoù lesmoyensdeproductionetdeconsommationsont traitésséparément.En
effet, l?autoconsommation / autoproduction peut permettre de réduire les puissances maximales
injectéessurleréseaulorsquelesystèmed?autoconsommation/autoproductionestdimensionnéet
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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pilotédetellesortequelaconsommationalieuaumomentdelaproduction.L?autoconsommation/
autoproductionpeutégalementpermettreune réductiondespuissancesmaximalessoutiréessi la
productionestgarantieauxpériodesdepointesdesoutirage.Ceseffetsbénéfiques,pourêtreréels,
doiventêtregarantisà tout instantet sur la duréedeviede l?installation.Ces effetspeuventêtre
résuméssouslegraphiquesuivant:
Figure3?Impactdel?autoconsommationetdel?autoproductionsurlesréseauxélectriques
parrapportaumodèleactueldeventeentotalité(Source:ERDF)
Le modèle d?autoconsommation / autoproduction semble donc plus favorable à l?intégration des
énergiesrenouvelablesdécentraliséesauréseauélectriquequene l?est lemodèleactueldevente
en totalité de l?électricité produite s?il intègre les enjeux de puissance. En pratique, les effets
dépendront notamment de la configuration locale du réseau luimême et de la typologie des
utilisateurs (consommateurs et producteurs). L?autoconsommation / autoproduction peut permettre
de réduire oude retarder lesbesoinsde renforcementdu réseauélectrique (casde l?insertionde
nouvelles capacités renouvelables dans le réseau existant) et de manière générale inciter à un
dimensionnementadapté,auniveaulocal,desinstallationsdeproductionetdeconsommation(cas
notammentdenouvellesconstructions,écoquartiers,etc.).
Le bénéfice du modèle d?autoconsommation / autoproduction sur les réseaux sera toutefois très
variableselonlessecteursetlasourced?électricité.Atitred?exemple,laproductionphotovoltaïque,
en l?absencedestockage,nepermettrapasengénéral de réduire lapointedesoutiragechez le
particulier (lesoirenhiver lorsque laproductionestnulle)et l?autoconsommationrestera faibleau
momentdelapointed?injectionenmilieudejournée(consommationfaiblelorsdescongésestivaux
parexemple).Danslecasdusecteurtertiaireouindustriel, laproductionphotovoltaïqueestmieux
corréléeauprofil deconsommationetunmodèled?autoconsommation / autoproductionpeutainsi
permettrederéduirelescontraintesàl?injection(cf.partieIII).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Parailleurs,l?autoconsommation/autoproductiondevraitpermettrederéduire,àcertainespériodes
etàcertainsendroits,lebesoind?acheminementd?électricitéduniveaudetrèshautetension(HTB)
vers les niveaux demoyenne (HTA) et basse tension (BT).Cette réduction du transit d?électricité
induituneréductiondespertesréseauxassociées,principalementlespertespareffetJoule,etune
réduction du «péage RTE» payé par les gestionnaires de réseaux de distribution. Les études
menéesparERDFetprésentéesdans lecadredugroupede travail ontainsimontréque le taux
moyendepertespareffetJoulesesituaitautourde6%pourunclientraccordéenBT(pertesliées
autransportetàladistribution)etquel?économiedepertespareffetJoulen?excédaitpas3¤/MWh
autoconsommépourceclient.
Ainsi, les impacts sur le réseau électrique du modèle d?autoconsommation / autoproduction par
rapportà lasituationactuelledeventeen totalitéde l?électricitéproduitesontaprioripositifsmais
complexes à évaluer: ils dépendent du niveau d?adéquation des profils de production et de
consommation et au premier chef des niveaux de puissance maximale injectée et de puissance
maximalesoutiréeduréseau.
II.3 Enjeuxdesécuritéd?approvisionnementetdepilotageduréseauet
del?équilibreoffredemande
II.3.1Lasécuritéd?approvisionnementetlepilotagedel?équilibreoffredemande
RTEdoitveilleràlasécuritéd'approvisionnementdusystèmeélectrique.L?articleL.32110ducode
del?énergieprévoitquelegestionnaireduréseaupublicdetransportassureàtoutinstantl'équilibre
desfluxd'électricitésurleréseauainsiquelasécurité,lasûretéetl'efficacitédeceréseau.
L?exploitationdusystèmeélectriqueenrespectdescontraintesdesûreténécessiteuneanticipation
desconditionsdefonctionnementdesinstallations,desniveauxdeconsommationsetdesbesoins
possiblesderééquilibrageentempsréel,ainsiquedesfluxsurleréseau.Acetitre,afind?assurer
l?équilibreglobalproductionconsommation,lamaîtrisedesfluxdepuissancedanslesouvragesde
transportetlatensionduréseau,RTEévaluecontinuellementlesaléasquipourraientsurvenirsurle
réseau électrique et en déduit les marges nécessaires pour assurer un fonctionnement dans les
meilleuresconditionspossibles.
Il utilise pour cela les éléments de la programmation, des modèles de prévisions de la
consommationet de laproduction intermittenteet lesdonnées d?observabilité obtenues en temps
réel.L?observabilitéentempsréeldesfluxsur leréseauest indispensablepourconnaître l?étatdu
système électrique et pour identifier par anticipation les situations de défaillances. Les données
d?observabilitésontaussidesentrantsdanslesmodèlesdeprévisionsdelaconsommationoudela
production,permettantd?améliorerlaprécisiondesprévisions.
Les outils permettant d?assurer la sécurité d?approvisionnement, le pilotage de l?équilibre offre
demandeetl?équilibredesfluxsurleréseausontainsilessuivants:
? l?observabilité des installations, consistant en la connaissance en temps réel des puissances
activesetréactives(casdesinstallationsdeproductionoudeconsommationdegrandetailleen
généralraccordéesauréseaudetransport);
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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? laprévisibilitédelaproduction,consistantenlaconnaissancedesprévisionsdeproductiondes
installations afin de pouvoir assurer correctement lesmissions d?approvisionnement et ajuster
l?équilibreoffredemande(ycomprispourlesinstallationsdeproductionetdeconsommationde
pluspetitetaille);
? la « commandabilité » d?une installation, permettant de pouvoir agir sur la production afin
notammentdelisserlesexcédentsdeproduction;
? la connaissance de la localisation et du comportement des installations, en vue d?évaluer la
capacitéduréseauàabsorber l?électricitéetd?anticiperetrésoudre lescongestionsderéseau
en transit et en tension, et la connaissance de leur fonctionnement en mode dynamique ou
dégradé,enlienaveclacapacitéàanticiperlesbesoins.
II.3.2Lesenjeuxliésàlagestiondesréseauxdedistribution
Lapréservationdelasécurité,delasûretédefonctionnementdusystèmeélectriqueetdelaqualité
au profit de tous les utilisateurs est une mission des gestionnaires des réseaux de distribution.
L?article L.3229 du code de l?énergie prévoit ainsi que chaque gestionnaire de réseau public de
distribution d?électricité veille, à tout instant, à l?équilibre des flux d?électricité, à l?efficacité, à la
sécuritéetàlasûretéduréseauqu?ilexploite,comptetenudescontraintestechniquespesantsurce
dernier,tellesque:
? lasécuritédespersonnesetdesbiens(risqued?injectionsurunréseauhorstensionetrisque
d?ilotagenonmaîtrisésurunmicroréseauisolé);
? laqualitéde l?électricité :variationsdetensionenextrémitéderéseau liéesaux injectionsdes
productions(maîtrisablesparexempleenaugmentantlasectiondesconducteursduréseau).
II.3.3Lesenjeuxliésàl?autoconsommation/autoproduction
Aujourd?hui,ledéveloppementdesinstallationsdeproductiond?énergierenouvelable,lorsqu?ilsefait
par le mécanisme d?obligation d?achat, garantit, via les procédures de contrat d?achat et de
raccordement, la connaissance des caractéristiques principales des installations, d?en prévoir
statistiquement la production et ainsi de les faire contribuer à la sécurité d?approvisionnement du
système électrique. Le respect de ces procédures et d?exigences techniques minimales par les
autoconsommateurs / autoproducteurs est ainsi indispensable afin d?assurer la prévisibilité de la
productiond?énergiesrenouvelablesdécentraliséesetdepouvoirrépondreauxenjeuxidentifiésci
dessus.
Parailleurs,lamiseenplaced?unmodèled?autoconsommation/autoproductionn?exclutpasl?étude
des questions d?intégration de ces installations au système électrique, au même titre que les
installationsdeproductionrenouvelablesdemanièregénérale.
II.4 Lasécuritédespersonnesetdesbiens
II.4.1Lesenjeuxliésàlaqualitédesouvrages
Quelquesoitlemodèlededéveloppementduphotovoltaïquedanslebâtiment,ilestessentielqu?il
implique de respecter les règles de l?art de la construction ainsi que les règles techniques
spécifiquesadhocafindepoursuivrelaréalisationd?ouvragesdequalité,pérennesdansletemps,
etassurantlasécuritédesbiensetdespersonnes.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Quelesinstallationssoientintégréesàl?enveloppedubâtimentoumisesenoeuvreensurimposition,
il convientde respecter lesnormes«produits», lespréconisationsdes fabricants, lesDocuments
Techniques Unifiés et les évaluations techniques le cas échéant afin de garantir la qualité des
ouvragesetévitertoutsinistre.
II.4.2Lesenjeuxdesécuritéélectriqueliésauxinstallationsphotovoltaïques
Lesinstallationsélectriquesdesinstallationsphotovoltaïquesprésententdesrisquesquisontliésà
leurs caractéristiques physiques, indépendamment de leur modèle de développement, qu?elles
soientutiliséespourdel?autoconsommation/autoproductionounon.Cesrisquesconcernentaussi
bienlesproducteurs,quelesinstallateurs,lesopérateursintervenantsurlesréseauxdedistribution
etdetransportoulesservicesdesecours.Ilsconcernentégalementl?intégritédesbiens.
Ces risques sont relatifs aux caractéristiques intrinsèques des installations de production,
notamment, dans le cas du photovoltaïque, à la production en courant continu: risque d?arc
électrique,risquedesurchauffeliéeauxsurintensités,risquedecontactsdirects(piècesnuessous
tension),etrisquedecontactsindirects(siabsenced?uneinterconnexiondesprisesdeterre).
Les risques peuvent être liés également aux capacités des installations neuves ou existantes à
accueillirdenouveauxdispositifs,àlacompatibilitédesinstallationsexistantessuiteàmodifications
ouencoreàl?installationdenouveauxcomposants.
Cesenjeuxdesécuriténesontpasliésuniquementauxphasesdemontage/installation/modification
del?installationmaisrestentprégnantstoutaulongdeladuréedeviedecellecidurantlesphases
de maintenance et d?entretien (les risques liées à ces dernières pouvant d?ailleurs être plus
complexes à prendre en compte dans le domaine du résidentiel par les particuliers que par des
industriels).
Desrèglesdeconception,miseenoeuvreetmaintenancepermettentd?assurerlasécuritéélectrique
et la performancedes installations.Ces règles sont définiespar lanormeélectriqueNFC15100
«Installationsélectriquesàbassetension»complétéedesguidestechniquesdelasérieUTEC15
712, spécifiques au photovoltaïque. Les intervenants amenésàmettre enoeuvre etmaintenir les
installationsdoiventobligatoirementdisposerd?unehabilitationélectriqueappropriée,conformément
àlanormeNFC18510.
Le contrôle du respect de ces règles est automatique dans le cadre des procédures de
raccordement.
II.4.3Lesenjeuxdesécuritédanslecadredel?autoconsommation/autoproduction
Audelà des risques communs à toute installation électrique évoqués précédemment, le modèle
d?autoconsommation/autoproductionpeutprésenterdesspécificitésentermesdesécurité.
Silemodèled?autoconsommation/autoproductionintègreundispositifdestockagedécentraliséde
typebatteries, ilprésenteraégalementlesrisquesinhérentsàcesmatériels:risqued?explosionen
l?absence de ventilation ou en cas de ventilation insuffisante (dégagements gazeux), risques de
contactsdirectsauniveaudesbornesdebatteries,risques liésà l?électrolyte,corrosionetbrûlure,
etc.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
33/94
Lescassuivantspeuventêtrementionnés:
? modification de l?installation: celleci peut être nécessaire pour intégrer de nouveaux
composants ou systèmes à l?installation tels que des batteries d?accumulateurs, nécessitant
alors l?adaptation de l?installation à cette nouvelle configuration.L?intégration de nouveaux
composantspeut conduireà lanécessitédemodifier l?installationdeconsommation.Eneffet,
danslecasdesinstallationsphotovoltaïquesexistantesdepetitepuissance,laprotectioncontre
lessurintensitésdescâblesdechaînen?estpasrequise;
? raccordement au tableau électrique: lors de l?intervention sur le tableau électrique de
l?installationdeconsommationexistanteafind?yraccorderlapartied?installationdestockageet
ce,demanièreàpouvoirfonctionnerenautoproduction,letableauélectriquedoitêtrevérifiécar
les protections contre les chocs électriques et les surintensités des circuits existants peuvent
êtreinadaptées,voireinexistantesetgénérerdesrisquesdechocsélectriquesetd?incendie;
? miseensécuritédel?installationdemiseàlaterre:l?installationdemiseàlaterre(prisedeterre
et circuits de terre) réalisée pour la partie d?installation photovoltaïque et des batteries
d?accumulateurs peut augmenter le risque de chocs électriques sur la partie d?installation
électriquedeconsommationexistantedépourvued?uneinstallationdemiseàlaterre.
Certainsenjeuxdesécuritéencasdecouplage/découplagedel?installationdeproductionduréseau
peuventparailleursêtreplusprégnantsdanslemodèled?autoconsommation/autoproduction.Les
cassuivantsméritentnotammentd?êtrementionnés:
? connexion/déconnexionauréseaudefournitured?électricité:certainesinstallationspermettent
de fonctionner, soit de façonautonome, soit de façonconnectée au réseaupour la fourniture
d?énergie.Lepassagedel?unàl?autredecesmodesnécessiteunereconfigurationduschéma
deliaisonàlaterrepourassurerlaprotectiondespersonnescontreleschocsélectriquesavec
des dispositifs de protection habituels (protection différentielle). Cette reconfiguration est
assurée, en général, par un dispositif interne à l?onduleur dont il faut garantir le bon
fonctionnement(contrôledel?onduleurquidoitrépondreàcesexigences);
? fonctionnement isoléduréseau:danscecas, ilconvientd?êtresûrque l?installationélectrique
permettantde fonctionnerenautoproductionn?estpasenmesured?envoyerd?électricitésur le
réseaupublicdedistribution.Danslecascontraire, lesagentstravaillantsurceluicipourraient
croire le réseau hors tension (par l?obligation de découplage automatique de la source de
production)alorsqu?ilest toujourssous tensionpar l?inexistenced?unsystèmededécouplage,
entraînantalorsdesrisquesd?électrocution.Parailleurs,l?absencededécouplagepeutentraîner
uneincompatibilitéaveclescaractéristiquesduréseau.Danslemodèled?injectiondel?électricité
produite,l?exigencedessystèmesdedécouplagedesinstallationsdeproductionestgarantiepar
les procédures de raccordement au réseau de distribution. Le modèle de développement de
l?autoconsommation / autoproduction devra ainsi garantir l?existence et la compatibilité des
systèmesdedécouplagedesinstallationsdeproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
34/94
En conclusion, les différents risques électriques sont maîtrisables et font aujourd?hui l?objet d?un
encadrement,notammentau traversdenormes.Le respectdesprocéduresde raccordementaux
réseauxélectriquesetdesnormesainsiquelerecoursàdesprofessionnelsqualifiéssontessentiels
à la sécurité des biens et des personnes et permettent de les prévenir. La connaissance de ces
risquesetdesdispositionsquipermettentde lesmaîtriser,par lesconsommateursproducteursqui
recourent au modèle d?autoconsommation / autoproduction (notamment dans le cas des
particuliers),estunenjeuimportantpourlasécuritéetnécessitedesactionsdepédagogiesurcette
thématique.
Afin de prévenir les risques électriques et de garantir la sécurité des biens et des personnes, le
dispositifdesoutienàl?autoconsommation/autoproductionquiseramisenplacedevraainsi:
? garantirlerespectdesprocéduresderaccordementauréseaupublicdedistributionetafortiori
des normesen vigueur, des exigences en termesde déclaration des autoproducteurs auprès
des gestionnaires de réseaux (connaissance de la présence de production locale en cas
d?interventionsur leréseau)etde l?obligationd?uneprésencededispositifsdedécouplagesur
lesinstallationsphotovoltaïques;
? préciser en particulier les conditions d?application du décret n°721120 du 14décembre1972
modifié(décret«Consuel»)pourlesinstallationsenautoconsommation/autoproduction;
? s?inscriredanslecadredesdémarchesdelabellisationdesmatérielsdeproductionrépondantà
cesexigences;
? prévoir des démarches d?accompagnement des installateurs: qualification, formation,
développementdeguidesparexemple;
? encouragerlamaintenanceetl?entretienpériodiquedesinstallations.
II.5 Développerlaflexibilitédusystèmeélectrique
Audelàdesmesuresdeflexibilitédusystèmeélectriquequipeuventêtredéveloppéesàunniveau
plus agrégé (foisonnement, stockage, interconnexion, flexibilité des moyens de production, etc.),
l?autoconsommation/autoproductionprésentedesopportunitésentermesd?optimisationdesprofils
de consommation et de développement des leviers de flexibilité du système électrique au niveau
local(pilotageetmaîtrisedelademande,stockaged?électricité,écrêtementdelaproduction,etc.).
II.5.1Foisonnement
Le foisonnementde lademandeoude laproductionprésente l?avantage,vudesgestionnairesde
réseaux,depouvoiratténuer lesaléasdeproductionetdeconsommation,d?autantplusqu?ilsera
regardéàuneéchellemacroscopique.
Entantquephénomène«naturel»,lefoisonnementparlesréseauxrestelamesuredeflexibilitéla
plus compétitive et il semble opportun par conséquent de chercher à optimiser le bénéfice de ce
dernieràuneéchellepluslocale.Lesbénéficesdufoisonnementissusdesproductionsindividuelles
pourraient ainsi être étudiésà l?échelle des«ilotsurbains» (cf. partieI.3)en notant toutefoisque
l?effetdefoisonnementauniveaud?unebouclelocaleduréseau(enavald?unpostesource)estplus
fortpourlaconsommation(ausoutirage)qu?àlaproduction(injection)carlesproductionssontplus
corréléesquelesconsommations.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure4?Illustrationdel?effetdufoisonnement(Source:RTE)
Le foisonnement, en soi, de la demande ou de la production n?est pas un effet de
l?autoconsommation/autoproductionmaisunphénomènenaturel,unesortede«biencollectif»que
les réseaux publics permettent de valoriser et mutualiser. Rémunérer certains opérateurs en
particulier, par exemple les producteurs d?énergie photovoltaïque, au titre du foisonnement
reviendraità«privatiser»celuicialorsqu?ilestdéjàvaloriséetmutualiséparlesystèmeélectrique,
notamment à travers le calcul de dimensionnement du parc de production existant et celui des
ouvragesde réseauxde transportetdedistribution.Ainsi, seulesdesopérationsàvaleurajoutée
allantaudelàdeseffetsdusimplefoisonnement,conduisantàunemeilleureintégrationausystème
électrique (écrêtagedespointes,pilotagedesproductionsetdesconsommations,etc.),mériteun
soutienspécifique.
Le dispositif de soutien à l?autoconsommation / autoproduction devra ainsi inciter à la bonne
localisation et au bon dimensionnement des installations et pourra valoriser, audelà du simple
foisonnement, lesmesuresvisantà améliorer les conditionsd?intégration des installationsdans le
système,dufaitd?unemeilleureadéquationdescourbesdedemandeetdeproduction(mesuresde
flexibilitétellesquedel?écrêtage,unpilotagelocalisédesbesoins,del?effacement,etc.).
II.5.2Stockaged?électricité
Les expérimentations et les projets menés actuellement autour des technologies de stockage
couvrent un large spectre des problématiques qu?elles soulèvent: sécurité, définition de la valeur
ajoutéedustockage,pilotage(quelleéchellepourquelleefficacité),localisation(décentraliséchezle
consommateur, chez le producteur, mutualisé (poste source) ou centralisé à plus grande échelle
permettant de mieux piloter l?équilibre offredemande) ou encore comptage. Ils permettront
d?apporter des éléments quantitatifs sur ces aspectsqui alimenteront les réflexions des pouvoirs
publicssurlapolitiqueàmener.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Lesprojetsetdémonstrateurssuivantspeuventnotammentêtrecités:
? Projet MILLENER: résidentiel en ZNI (stockage chez le consommateur). Le dispositifmis en
oeuvrepermetdecouplerl?autoconsommation/autoproductionavecunpilotagedelademande
etunstockaged?électricitéetestpilotéauniveaudescentresdedispatchingd?EDFSEI.Les
services rendus recherchés par ce dispositif sont multiples: lissage de l?intermittence par
stockagedelapointedeproductionetpareffacementlorsdelapointedusoir,participationaux
servicessystèmeetsécurisationdel?alimentationélectrique;
? ProjetMYRTE:Corse(stockagechez leproducteur).Projetdont l?objetprincipalest le lissage
de l?intermittence et la mise en place d?un système permettant de répondre à la demande
d?énergielorsdelapointedeconsommationdusoir;
Figure5?SchémadefonctionnementdudispositifdeMYRTE(Source:CAPENERGIES)
? ProjetNICEGRID:SuddelaFrance(stockageauniveaudupostesource).Lesobjectifsdece
projet sont de tester la solution de stockage électrochimique comme l?une des solutions
permettantdefavoriserl?insertionmassivedecapacitésphotovoltaïquesàl?échelled?unquartier
(et de gérer les contraintes d?injection associées), de tester l?effacement de consommation à
l?échelled?uneville,d?associerlesconsommateursdanslarésolutiondescontrainteslocaleset
detesterl?ilotagesurincident(encoursdemiseenoeuvre).Cedémonstrateurdoitnotamment
permettre d?optimiser la valorisation de la production locale sans créer de contraintes sur le
réseauenprévoyantdel?écrêtage,enpilotantlestockageouencoreenrépondantauxpointes
deconsommation.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure6?SchémadefonctionnementdudispositifdeNICEGRID(Source:ERDF)
Le stockage d?électricité peut permettre, par sa fonction de report d?énergie, de réduire les
contraintes d?injection sur le réseau voire également les pointes de soutirage en améliorant
l?adéquation entre les courbes de demande et de production. Le stockage d?électricité peut par
ailleurs remplir d?autres fonctions allant audelà d?un «simple» report d?énergie. Il peut en effet
participer à la gestion des contraintes sur le réseau en apportant une solution de gestion de
l?intermittence de laproductionpar lissageet régulation decelleci ou ensécurisant l?alimentation
électrique(sousréserved?undimensionnementoptimiséducouplecapacitédeproduction/capacité
de stockage) en servant de source relais d?approvisionnement en cas de coupure réseau (risque
plusspécifiqueauxZNI).Ilpeutégalementparticiperauxservicessystème(soutienenfréquenceet
entension)etcontribuerauxréserves,àlalimitationdespertesréseau,àl?effacementdubâtiment
pendantlapointedusoir,àl?ilotage,etc.).
Lestechnologiesdestockageprésententdescaractéristiquesvariéesenfonctiondelapuissanceet
de l?énergie qu?elles peuvent délivrer qui déterminent leur adaptation aux différents usages
recherchés.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure7?Positionnementdestechnologiesdestockaged?électricitéselonleurtempsde
déchargeetgammedepuissance«typiques»
(Source:ENEAConsulting?EtudeADEME/ATEE/DGCISsurlepotentieldustockage
d?énergies2013)
Lestockagedécentraliséprésenteencore(etàmoyenterme)uncoûtd?investissementélevé,quiau
regarddustadededéveloppementetdecompétitivitéactuelsdestechnologies,nepermetpassa
rentabilitépar laseulevalorisationdesafonctionde«simple»reportdeproductiond?énergie, les
rendantpeuintégrablesaumarché7(ceconstatesttoutefoisànuancerdanslesZNI).Cettesituation
estaccentuéeparlecontexteactueldemarchécomptetenudelaréductiondel'écartentrelesprix
debaseetdepointequiéloignelestockagedelacompétitivité.
7L?étude sur lepotentiel du stockaged?énergies (PEPS) financéepar l?ADEME, l?ATEEet laDGCISprécise
ainsi que les technologies de stockage décentralisées resteront plus chères que la moyenne d?autres
technologiesdeflexibilitémêmeen2030.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure8?Niveaudematuritétechnologiquedesmoyensdestockaged?énergie
(Source:ENEAConsulting?EtudeADEME/ATEE/DGCISsurlepotentieldustockage
d?énergies2013)
Figure9?Positionnementdestechnologiesdestockaged?énergiesselonleurCAPEXen
énergieetpuissance
(Source:ENEAConsulting?EtudeADEME/ATEE/DGCISsurlepotentieldustockage
d?énergies2013)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Ceconstatpeutêtrenuancédanslamesureoùsilestockagedécentralisén?apparaîtpascompétitif
aujourd?hui,dessolutionsdestockage,dontlafinalitépremièren?estpasderépondreàdesenjeux
du système électrique mais de répondre aux besoins d?autres usages (industrie de la batterie,
véhicules électriques par exemple), pourraient se développer et trouver leur pertinence dans ces
usages. Ces moyens de stockage pourront dès lors être également utiles et disponibles pour le
systèmeélectrique,àmoindrecoût.
Au regard de ces éléments, il paraît donc nécessaire de continuer à soutenir les avancées
technologiquesenmatièredestockaged?électricité au traversde la recherche,développementet
démonstrationenvuenotammentderendrecessolutionspluscompétitivesetd?alimenterleretour
d?expérience contribuant à la réflexion des pouvoirs publics sur ce sujet. Ce soutien peut
s?accompagnerde lapromotiondustockagedans les territoires oùson intérêt économiqueparaît
plus élevé (notamment les ZNI dans lesquelles il existe un modèle économique inscrit à l?article
L.2127ducodede l?énergie)dès lorsque lebilancoûts/bénéficespour lacollectivitéestpositifà
servicesrendusausystèmeéquivalents.
II.5.3Valorisationdesexcédentsdeproduction
D?autresmesurespeuventêtremisesenoeuvrepourréduirelescontraintessurleréseauélectrique
commelecouplagedel?autoconsommation/autoproductionavecd?autrestypesdevalorisationdes
excédentsdeproduction,viaparexempledestechnologiesmaturescommelestockaged?énergie
thermiquedanslesusages(notammentballonsd?eauchaudesanitaire)ouémergentes(«powerto
gas»,véhiculesélectriques,couplagesdesréseauxélectriquesetdechaleur,etc.).
Figure10?Exemplesdevalorisationdelaproductionélectrique(Source:TheDanishSmart
GridResearchNetwork?RoadmapforSmartGridresearch,developmentanddemonstration
upto2020,Janvier2013)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Le«Powertogas»
Dans la perspective d?une forte pénétration des sources d?énergie renouvelable variables sur les
réseaux électriques qui génèrera périodiquement de forts volumes d?excédents de production, le
«PowertoGas» (productiond?hydrogènepar électrolysede l?eauet/oudeméthanedesynthèse
parréactiondeSabatier)offrel?unedesoptionslesplusfréquemmentévoquéesdevalorisationde
cesexcédents.
L?hydrogèneet leméthaneproduitsdanscesconditionsn?ayantpasvocationàêtrereconvertisen
électricité au regard des pertes de rendements associées mais à être utilisés comme vecteur
énergétique pour les autres usages, notamment dans les transports en substitution des produits
pétroliers, le «PowertoGas» ne constitue pas à proprement parler unmoyen de stockage de
l?électricitémais,dansuneapprochesystémique,unmoyendeflexibilitécomplémentaireauxautres
solutionsévoquéesdanscechapitre.
Figure11?Positionnementdestechnologies«PowertoGas»(Source:Etogas?2013)
II.5.4Autresmesuresdeflexibilité
D?autresmesuresdeflexibilitéexistentpourréduire lescontraintessur leréseau indépendamment
de l?autoconsommation / autoproduction. De manière générale, la rémunération d?un service qui
consisteraitenlamiseenoeuvredemesurespermettantdes?exonérerderenforcerlesréseaux,de
différer ou de réduire les investissements d?un tel renforcement devrait être étudiée avec les
gestionnairesderéseaux.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Detellesmesurespourraientconsisteren:
? laréductiondespointesd?injectionpardesmoyensphysiques(déconnexiondel?installationou
écrêtagedelaproduction?cf.partieIII.4);
? la modification des comportements des consommateurs (retour d?expérience du projet NICE
GRID),mesurepourlaquelleilconvientdedifférencierlamiseenplacedesystèmesintelligents
pouvant agréger instantanément les données liées à la production photovoltaïque et envoyer
une commande aux équipements du bâtiment et les actions relatives à la modification des
comportementshumains,pluscomplexesàmettreenoeuvre(enjeuxpédagogiquespermettant
l?implicationduconsommateur)etàencadrer(risques liésauxdéplacementsdecharges?cf.
partieIII.4).
Recommandations
? Favoriser avant tout les dispositifs de soutien qui incitent à réduire les puissances
d?injectionetdesoutirage,quisontdimensionnantespourleréseauélectrique;
? Intégrer/Rappeler dans le dispositif de soutien les exigences en termes de
connaissance des installations (procédures de raccordement et déclaration
obligatoire);
? Prévoir un rappel des exigences techniques obligatoires permettant d?assurer la
sûretédusystèmeélectrique;
? Intégrer/Rappeler dans le dispositif de soutien les exigences techniques permettant
d?assurer la sécurité des personnes (consommateurs, installateurs, opérateurs des
réseaux)etdesbienset laréalisationd?ouvragesdequalité(respectdesrèglesdel?art
de la construction, conformité électrique des installations, qualification des entreprises de
conception/miseenoeuvre/maintenance,réalisationdudevoirdeconseilsurlamaintenance
desinstallations,assurabilitédesinstallations);
? Continuer les réflexions sur les mesures de flexibilité du système électrique qui
pourraient être mises en oeuvre, notamment celles qui permettraient de différer ou de
supprimerlesbesoinsderenforcementdesréseaux;
? Soutenir laR&Det ladémonstrationsur lestechnologiesdestockaged?électricitéet
de valorisation des excédents d?électricité renouvelable, et promouvoir notamment
leur implantation dans les ZNI(pour lesquelles ces solutions peuvent présenter une
justification économique et qui peuvent être intégrées pour certaines dans les charges de
CSPE)lorsquelebilancoûts/bénéficespourlacollectivitéestpositif.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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III. Différents types d?autoconsommateurs /
autoproducteurs
Au regard des critères définis au chapitre II, il est possible d?identifier trois grandes catégories
d?autoconsommateurs / autoproducteurs qui présentent des synchronisations de leurs profils de
consommationetdeproductiondifférents: lesecteurrésidentiel individuel, lesformesd?agrégation
de producteurs et de consommateurs (bâtiments collectifs notamment résidentiels et «îlots
urbains»)et lesecteur tertiaire/industriel.Lesmesuresd?optimisationdestauxd?autoproductionet
d?autoconsommation et de réduction des impacts potentiels sur le réseau seront ainsi différentes
selon lescaractéristiquesdecesprofilsd?autoconsommateurs /autoproducteurset plusoumoins
efficacesetfacilesàpiloter.
III.1 Segmentrésidentielindividuel
Lesecteurdurésidentielindividuelsecaractérisepardesinstallationsphotovoltaïquesdepuissance
limitée (allant de quelques centaines de Wc à quelques kWc), répondant, lorsqu?elles sont
développées dans le cadre actuel des tarifs d?achat, aux critères d?intégration ou d?intégration
simplifiée au bâti. Le profil de production «en cloche» présente un pic méridien dont l?ampleur
dépendde la puissance crête de l?installation. Les profils de consommation dans ce secteur sont
variables,avecdespointeslematin,àmidioulesoir,plusoumoinsmarquéessuivantlasaison,les
régions(climat)et lesmodesdechauffages(électriqueounon).Néanmoins,cesprofilsprésentent
engénéraldeuxcaractéristiquescommunes:unepointedeconsommation lesoirenhiveretune
consommationtrèsfaiblel?étépendantlespériodesdevacances.
La synchronisation des profils de consommation et de production est donc généralement
relativementfaibledanscesecteur,notammentpendantlespériodesestivales.
Figure12?Profilsdeconsommationsd?unparticulierenhiveretenétéavecchauffage
électrique(Source:ERDF)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure13?Profilsdeconsommationsd?unparticulierenhiveretenétésanschauffage
électrique(Source:ERDF)
Figure14?Impactdel?absenceduconsommateur(Source:EDF)
Lesestimationschiffréessurquelquescasconcretsétudiésengroupedetravailmontrentainsique
pourcesecteur,letauxd?autoconsommation«naturelle»esttrèsvariableenfonctiondesprofilsde
consommationetdudimensionnementdel?installationdeproduction,pouvantallertypiquementde
10 à 75%. Du fait de la faible synchronisation des courbes de demande et de production,
l?autoconsommation «naturelle», c?estàdire non couplée à des mesures d?optimisation du taux
d?autoconsommation, peut rester à un niveau relativement faible dès lors que la consommation
méridiennenecouvrepaslaproduction,cequisetraduitpardespointesd?injectionpotentiellement
élevéesenproportionde lapuissance installéesur lebâtiment.Parailleurs, lapointedesoutirage
n?estengénéralpasréduitepuisquelapointedeconsommationatypiquementlieulessoirsd?hiver.
Leprincipallevierpermettantd?accroîtresignificativementletauxd?autoconsommationestd?adapter
le dimensionnement de l?installation de production au profil de consommation de sorte que la
puissance de l?installation soit du même ordre que la puissance consommée aux heures
méridiennes.
A titre d?exemple chiffré, dans le cas d?une maison individuelle tout électrique comportant une
installation photovoltaïque de 9,2kWc, le taux d?autoconsommation atteint 13% (et le taux
d?autoproduction 11%). Ce taux d?autoconsommation peut atteindre 40% avec une installation
photovoltaïque de 3kWc. Le taux d?autoconsommation peut passer à près de 80% avec des
installationsdeproductionde tailleencoreplus réduite.Lesmesuresd?optimisationdeces tauxet
leseffetsassociéssontprésentésaupoint4.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Toutefois,untauxd?autoconsommationélevén?estpastoujourssynonymederéductiondelapointe
d?injection,surtoutdanslerésidentiel,dufaitdeconsommationstrèsirrégulièresd?unjouràl?autre,
etd?absencespendantlespériodesdepointed?injection.
III.2 Bâtimentscollectifset«îlotsurbains»
Au niveau d?un bâtiment collectif, résidentiel ou non, d?un groupe de bâtiments ou d?un quartier
(notion «d?îlot urbain»), le foisonnement des consommations peut permettre naturellement une
meilleuresynchronisationdescourbesdedemandeetdeproductiondesinstallationsrenouvelables
décentralisées.
Dans cette approche «d?îlots urbains», le modèle d?autoconsommation / autoproduction doit
permettred?optimiserledimensionnementdesinstallationsdeproductionauregarddufoisonnement
desconsommationsetdescapacitésd?accueilduréseau,cedonttientcomptelacontributionpayée
autitreduraccordement.
Alleraudelàdecedimensionnementdes installations,quipeutpermettred?optimiser leseffetsdu
simple foisonnementdesconsommationsà l?échelledubâtiment,de l?îloturbainoud?unpostede
transformation, nécessite des mesures supplémentaires de pilotage de la demande et de la
production,permettantdecréerunevaleurajoutéeadditionnelle.
Celasupposeuneffortparticulierd?améliorationdel?adéquationoffre?demandeetdemaîtrisedes
pointes d?injection et de soutirage par l?activation de flexibilités locales sur la production ou la
consommation.Ainsi, seulesdesopérationsà valeurajoutéepour lacollectivitéconduisantàune
meilleureintégrationausystèmeélectrique(écrêtagedespointes,etc.),mériteraientdefairel?objet
d?unsoutienspécifique,sousréservequelebilanglobalcoûts(coûtdemiseenoeuvre)/bénéfices
(réduction des investissements réseaux) de ces mesures de flexibilité locale soit positif pour la
collectivité.
L?expérimentationencoursdanslecadreduprojetNiceGridpermettrad?étudiercetteproblématique
etd?évaluerlesbénéficesdesolutionstechnologiquesalliantàl?échelled?unquartierdesmoyensde
production décentralisés, des technologies «smart grids», des technologies de stockage, des
incitationsaulissagedesconsommationspour lesparticuliers,etc.etdecomparerlescoûtset les
bénéficesdedifférentsdispositifsderégulationpourgénérercesflexibilités(autoproduction,signaux
deprixvéhiculéparlescompteurscommunicants,etc.).
L'autoconsommation /autoproductiondans les îlotsurbainsne revêtpasparailleursqu'uneseule
dimension de réseauélectrique, elle doit êtreégalement appréhendéeen termesd'urbanisme, de
planificationénergétique,decoordinationdesréseauxd'énergie.
Casparticulierdesbâtimentsàénergiepositive
Lecasparticulierdesbâtimentsàénergiepositive(BEPOS)nedoitpasêtreoublié,particulièrement
dans la logiquedes«îlotsurbains».Cesbâtimentsdevrontpardéfinition intégreruneproduction
localed?énergiedontlescaractéristiquesdevraientêtrepréciséesdanslecadredelaréglementation
thermique2020.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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CesbâtimentsBEPOSserontamenésà«cohabiter»avecdesbâtimentsvoisinsquicontinuerontà
êtreconsommateursnetsd?énergie.Cetteconfigurationprésentealorslesmêmesopportunitésque
l'autoconsommation / autoproduction envisagée au niveau d?un «îlot urbain». Les moindres
consommations sur ces bâtiments BEPOS ne doivent pas occulter le fait qu?ils consommeront
toujours de l'énergie, a minima pour la production d'eau chaude sanitaire (ECS) et pour leurs
besoins électriques spécifiques.La mutualisation des investissements et le foisonnement des
consommations à l'échelle de plusieurs bâtiments devront donc être considérés. Ainsi, les
installations solaires ? photovoltaïque et thermique ? d'un bâtiment pourront alimenter les autres
bâtiments de l'îlot urbain (dans le même esprit, la chaleur fatale issue d?un bâtiment pourra
bénéficierauxbâtimentsvoisins) :à l'échelledecet îlot, laconsommationpourraêtreentièrement
couverte par les productions décentralisées, sans que chaque bâtiment
soitnécessairementautonomeénergiquement.
Ilconvienttoutefoisdegarderàl?espritquelanotiondebâtimentàénergiepositivenerésoutpasles
questions de pointes d?injection qu?il peut engendrer. La réflexion sur des «îlots urbains» et les
bâtiments BEPOS devra donc également intégrer cette recherche, à tout instant, de la meilleure
adéquation possible des courbes de production et de consommation afin de minimiser les
puissancesmaximalesinjectées.
III.3 SegmentIndustrieletTertiaire
Lessecteurs industrielet tertiaire(ausens large: industrie,agroalimentaire, logistique,agriculture,
etc.) se caractérisent généralement par des taux d?autoconsommation «naturelle» plus élevés
compte tenu d?une bonne synchronisation de leurs profils de consommation et de production
photovoltaïque.Eneffet,pourcessegments, lesactivitésqu?ellesexercenten journéeet labaisse
decellesciensoirée(ànuancersuivantlesactivitésvisées)correspondauprofildeproductionde
leursinstallationsetpeutconduiredanscertainscasàdesimpactsnulsentermesd?injectionetdes
effetsbénéfiquesentermesdesoutirage.
Figure15?Profildeconsommationd?unhypermarché(Source:ERDF)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Un hypermarché ou des activités industrielles, telles que des entrepôts frigorifiques par exemple,
présententdesconsommationsplusélevéesenété(climatisation,groupesfroids).Leurcouplageà
une installationphotovoltaïqueenautoconsommation /autoproductionpeutconduireàunebaisse
del?énergiesoutirée(sanstoutefoisatténuerlapointedesoutiragedusoir).Pourcetyped?activité,
le taux d?autoconsommation peut être proche de 100% (à nuancer toutefois lors des jours de
fermeture).
Danslecasdebâtimentsdebureaux,letauxd?autoconsommationpeutvarier,lui,de50%à100%
suivant l?efficacité énergétique du bâtiment (lesbâtimentsàénergie très positive présenterontpar
définition une consommation de base très faible) ou le dimensionnement des installations (des
installationssurdimensionnéespeuventengendrerdespointesd?injection importantes les joursde
faibleactivitépourlesquelslaconsommationdebaseestinférieureàlaproductionphotovoltaïque).
Figure16?Profildeconsommationd?immeublesdebureaux(Source:EDF)
Ainsi, dans le cas des secteurs industriels et tertiaires, la concordance des activités avec les
périodesdeproductionphotovoltaïquepeutpermettred?obtenirdestauxd?autoconsommationassez
élevésetd?éviterd?engendrerdescontraintesd?injectionsurleréseau,sousréservequelatailledes
installationssoitadaptéeàlaconsommationdubâtimentetquelaconsommationcouvre,aumoins
enpartie,laproductionlorsdespériodesdefermeture(weekends,congés).Ceteffetserad?autant
plusmarquédans les cas des activités où la consommation de base couvrant la production sera
permanente.
Figure17?Illustrationdel?impactdudimensionnementdesinstallationssurunesemaine
(Source:HESPUL)
Findesemaine?Joursoùla
consommationestplusfaibleetoù
laconsommationdebasedu
bâtimentnecouvrepaslaproduction
photovoltaïque.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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III.4 Optimisation et ciblage des profils d?autoconsommation /
autoproduction
Différentes solutions peuvent être mises en oeuvre afin d?améliorer la synchronisation de la
productionetdelaconsommationenvuedeminimiserlescontraintessurleréseauetpermettreune
meilleureintégrationdelaproductiondécentraliséeausystèmeélectrique:
1. Lepilotagedelaproductionparl?optimisationdudimensionnementdesinstallations,conduisant
potentiellementàréduirelapuissanceinstalléedesinstallations:unetellemesurepeuttoutefois
conduireànepasoptimiserl?utilisationdessurfaces,notammententoitureetàréduireleseffets
d?échelle (les systèmes plus petits coûtant plus chers). Néanmoins, elle permet d?améliorer
sensiblement le taux d?autoconsommation, en adaptant le profil de production au profil de
consommation.
2. Lepilotagedelademandeenvued?améliorerl?adéquationentrelesprofilsdeconsommationet
de production: cette mesure, si elle est correctement définie et pilotée peut avoir des effets
bénéfiques.Danslesecteurrésidentieloùelleprésenteraitleplusdepertinence,lespossibilités
deréductionde lapointed?injectionparautoconsommationexistentmaissemblent limitéesen
l?absencedesolutionsdestockaged?électricitéàdescoûtsacceptables.Lamiseenplaced?un
organe de contrôlecommande pourrait apporter une première solution partielle mais ne
permettrapasde répondre totalementau fait que les consommationssontpeu corrélées à la
production, notamment lors des périodes printanières et estivales des pics d?injection
(consommations réduites et très irrégulières d?un jour à l?autre, absence lors des weekend,
vacances, etc.)et que la mesure de la puissance d?injection nécessitera un matériel coûteux
avant ledéploiementdeLinky.L?émergencedetechnologiesdetype«smartgrids»pourraen
revanchepermettreunpilotageplusfindesconsommations.Lepotentieldesynchronisationdes
profilsdeconsommationavec leprofildeproductiondevraêtreétudiéplus finement.Deplus,
des mesures de pilotage de la demande présentent également un risque de comportements
allant à l?encontre desobjectifsdemaîtrisede l?énergie et desdéplacementsdechargesnon
bénéfiquespourlacollectivité.
Des déplacements de consommation (notion différente d?une nouvelle consommation) des
périodes de forte consommation où le coût de production de l?électricité est plus élevé (forte
demandeconduisantàappelerdesmoyensdeproductionaucoûtmarginalélevé,généralement
àbasedesourcesfossilesfortementémettricesdegazàeffetdeserre),typiquementlorsdes
pointesdumatinoudusoir,versdespériodesoùcecoûtdeproduction(etparconséquent le
signalprix)estmoinsélevé(milieudelajournéeparexemple)peuvents'avérerpertinentspour
lesystèmeélectrique.
En revanche, des déplacements de consommation d?une période de non production
photovoltaïque(périodedefaibleconsommation)versunepériodedeproductionphotovoltaïque
nedoiventpasêtresystématiquementencouragésdans lamesureoù ilsrenchérissent lecoût
d?approvisionnementetpeuventdoncconduireàdésoptimiser lesystèmeélectriqueauniveau
global.Eneffet,enl?absencededéplacementsdeconsommation,laproductionsolairediurnese
substitueàlaproductionsouventfossileappeléeauxpériodesdeforteconsommationenmilieu
dejournée.Déplacerdelaconsommationdespériodesdefaibleconsommation,typiquementla
nuit (cas des chauffeeaux électriques notamment), vers le milieu de journée conduit donc à
accroîtrelesbesoinsdeproductionàcettepériodeetdoncàsolliciterlesmoyensdeproduction
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
49/94
fossiles auxquels le photovoltaïque par exemple aurait pu se substituer. Il convient donc de
prévenirlesrisquesdedésoptimisationdusystèmeélectriqueetd?identifieretdepiloterlescas
dedéplacementsdechargesbénéfiquesetceuxprésentantdeseffetsnégatifs,enévaluantles
bénéficescollectifs,quisontàcompareraubénéficeindividuelattendu.
Lavaleur,positiveounégative,desdéplacementsdeconsommationestégaleàl?écartdeprix
sur lemarchéentre lespériodes oùcesconsommationsont lieu.L?exemple de la journéedu
14mars dernier illustré par le graphique cidessous, montre que des déplacements de
consommationdespointesde8hetde20hverslamijournéeontunevaleurpositivealorsque
desdéplacementsdelanuitverslemilieudejournéeontunevaleurnégative.
Figure18?Evolutionduprixspotdel?électricitésurunejournée(Source:EPEXSPOT)
3. Lamiseenplacededispositifsdestockageenvued?uneconsommationdifférée(cf.partieII.5):
danscecas,letauxd?autoconsommationpeutêtreaugmentéàdesniveauxélevésenfonction
dudimensionnementdesinstallations:
Figure19?Tauxd?autoconsommationavecstockage(Source:AIE)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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4. Desmesuresphysiquesvisantàréduirelespointesd?injectionetlescontraintessurleréseau:
déconnexion de l?installation, écrêtage de la production, limitation de la puissance maximale
injectée, etc. Ces opérations peuvent être rémunérées dès lors qu?elles permettent de
s?exonérer de renforcer les réseaux, de différer ou de réduire les investissements d?un tel
renforcement,notammentautraversdescoûtsderaccordement.Detellesmesuresdoiventêtre
encadrées, bien dimensionnées et effectuées de manière transparente et économiquement
viablepourlesproducteurs.
Figure20?Impactdel?écrêtementdelaproduction(Source:HESPUL)
Ainsi, de manière générale, les mesures d?optimisation des taux d?autoconsommation et
d?autoproductionpourraient représenterdesopportunitésen termesdedéveloppementdes leviers
de flexibilitédusystèmeélectriqueauniveau local (pilotageetmaîtrisede lademande,stockage,
écrêtement de la production) visant à réduire les coûts d?investissements sur les réseaux,
complémentairesdesmesuresdeflexibilitéàunniveauplusagrégé(interconnexion,foisonnement,
stockage,flexibilitédesmoyensdeproduction).S?agissantd?unepolitiquepublique,ilseraimportant
deveilleràn?encouragerqueceuxdontlebilancoûts/bénéficespourlacollectivitéestpositif.
1%depertedelaproductionannuelle
d'énergiepermet,àpuissanceinjectée
inchangée,d'augmenterde40%la
puissanceraccordéeetjusqu'à80%la
puissancecrêteinstalléepourunsite
donné
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Recommandations
? Rechercherundimensionnementadaptédesinstallationsdeproductionauniveaude
consommationdesbâtimentssembleêtre le levier lepluspertinentpouraccroître le
niveau d?autoconsommation et réduire ainsi les contraintes à l?injection, au moins
jusqu?au développement de solutions plus compétitives et matures sur le plan
technique;
? Accompagner de façon prioritaire l?autoconsommation / autoproduction dans les
secteurs tertiaires et industriels paraît naturel, d?autant plus que les résultats d?une
politiquedesoutienserontplusmarquéspourcessecteursquepourlerésidentielindividuel;
? Approfondirlesréflexionssurlesoptionsd?écrêtementetdedéconnexionenlienavec
lesgestionnairesderéseauxetlaprofession;
? Mieux définir, à l?échelle de l?îlot urbain, ce qui relève d?opérations
d?autoconsommation / autoproduction, allant audelà du foisonnement naturel et qui
améliore effectivement les conditions d?intégration des installations au système
électriqueaubénéficedelacollectivité.Approfondirlesréflexionssurlamiseenplace
d?un dispositif approprié, en prenant encompte lesquestionsde foisonnementet d?îlots
urbainsetlesthèmesliés:réseauxprivés,possibilitédecaperlesplansdetension,options
dedélestage,etc;
? Poursuivreledialogueentrelesgestionnairesderéseauxetlesprofessionnelssurles
règles de dimensionnement technique et économique des raccordements et leur
adaptationauxspécificitésdel'autoconsommation/autoproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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IV. L?autoconsommation /autoproductiondans leszones
noninterconnectées(ZNI)8
IV.1 RappelducontextedanslesZNI
Les enjeux liés à l?autoconsommation / autoproduction sont particulièrement prégnants dans les
zones non interconnectées (ZNI), qui se distinguent de lamétropole continentale par un contexte
intrinsèquement plus favorable à la production d?énergie photovoltaïque du fait notamment des
conditions d?ensoleillement et de la capacité de synchronisation des courbes de production et de
consommationplusimportantequ?enmétropole(grâceàlaclimatisationnotamment).
Par ailleurs, dans les ZNI, les systèmes électriques présentent une taille réduite par rapport aux
réseauxcontinentaux,rendantlesimpactsliésàl?intermittencedesproductionsàpartirdesources
d?énergiesrenouvelablesparticulièrementimportantsàmaîtriser.Unelimited?insertiondenouvelles
capacités intermittentes a ainsi été fixée dans ces zones, correspondant à un seuil d?injection de
30%delapuissanceappeléeàtoutinstantaudelàduquellegestionnairederéseaunepeutplus
assurerlasécuritédusystème.Lorsquelacapacité intermittenteconnectéeauréseaudépassece
seuil, le surplus est déconnecté pour assurer la stabilité du réseau. Ce seuil de 30% est
actuellementatteintàlaGuadeloupe,enCorseetàlaRéunion.
Ceszonessecaractérisentégalementparunepartdesénergiesfossilesdans lemixélectriqueet
uncontenucarboneplus élevés qu?enmétropole,engendrantdescoûtsdeproduction élevés.Le
système tarifaire prévoit ainsi une compensation par laCSPE des surcoûts de production et des
surcoûtsd?achatsdel?électriciténonprisencompteparlestarifsréglementésdevente(lemontant
prévisionnel de CSPE pour les ZNI est ainsi estimé en 2014 à 1,9Md¤). La part des énergies
renouvelables sous obligation d?achat danscemontant reste toutefois limitée (environ13%),une
largepartiedessurcoûtsétantliéeausoutienàlaproductionfossile.
Ce constat s?inscrit par ailleurs dans le contexte des objectifs fixés par le Grenelle de
l?environnement pour les départements d?outremer d?atteindre l?autonomie énergétique à l?horizon
2030,soitplusde50%d?énergiesrenouvelablesà2020.
IV.2 Opportunitédel?autoconsommation/autoproductiondanslesZNI
Comptetenudececontexteparticulier,l?autoconsommation/autoproductionprésentedesenjeuxet
desopportunitésspécifiquesdanscesterritoires.
Au regard de ses impacts sur le système électrique, l?autoconsommation / autoproduction ne
permettrapasaprioriderépondreàl?enjeuliéàl?intermittencedelaproduction.Eneffet,mêmesila
totalitédelaproductionétaitautoconsommée(doncnoninjectéesurleréseau),l?intermittencedela
production se transmettrait au profil de consommation si bien que les variations de soutirage
seraientanalyséessur le réseaucommedesvariationsdeproduction. Ilest doncnécessaireque
l?intermittence soit gérée dans le dispositif de soutien à l?autoconsommation / autoproduction qui
pourraitêtremisenplacedans lesZNIenprévoyantparexemplequel?autoconsommateurpuisse
garantir au maximum la couverture de ses consommations par sa production. Une telle gestion
devra également permettre de garantir la qualité du courant injecté et de réduire les risques de
8LesrecommandationsdugroupedetravailZNIsurl?autoconsommationsontprésentéesenannexe4.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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désoptimisationdel?équilibreoffredemandeetpourracomprendreladéfinitiondeservicessystème
quepourrait assurerunautoconsommateur / autoproducteur connectéau réseau,notammentdes
mesuresdelissagedelaproduction.
Ledéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionpourraapporterdesbénéficesdansles
ZNIenrépondantauxenjeuxsuivants:
? sécuriserl?approvisionnementénergétiqueetlesréseauxdessystèmesinsulaires;
? développerdestechnologiesetunsavoirfairediffusablesensuiteenmétropoleetà l?étranger,
notammentlessolutionsdestockagequiprésententdesenjeuxstratégiquesdanslesZNIqu?ils
soientmutualisésoudécentralisés(maisdontlavaleurdoitêtrequantifiée);
? s?affranchir de la limite d?insertion de nouvelles capacités intermittentes sur la base du seuil
d?injectionde30%delapuissanceappeléeàtoutinstantgrâcenotammentaudéveloppement
dessolutionsdestockagementionnéescidessus;
? réduirelecoûtd?adaptationdesréseauxàlacroissancedelaproductiondélocalisée;
? répondreàl?augmentationdeconsommationquipourraêtreliéenotammentaudéveloppement
desvéhiculesélectriquesdanscesrégions.
Elledevraenfinviseràalléger lepoidsde laCSPEquisubventionneactuellementuneproduction
d?électricitéd?origineessentiellementthermiqueavecdescoûtsdeproductionélevés.
L?autoconsommation / autoproduction présente par ailleurs un intérêt dans tous les cas de
production«onsite»(déconnectéeduréseau)surtoutsielleestassociéeàdustockage.
IV.3 Principes d?un dispositif d?autoconsommation / autoproduction
danslesZNI
Ledispositifd?autoconsommation/autoproductionquipourraêtremisenplacedanslesZNIdevra
répondre aux mêmes objectifs et enjeux que ceux identifiés pour la métropole continentale,
notammententermesderisquesd?effets«antiMDE»,desécuritédesbiensetdespersonnes,de
comptage et de maîtrise des charges de CSPE (une réduction de ces charges pourrait être
recherchéedanslecadredudispositifdesoutienauxZNI).
De plus, afin de répondre aux caractéristiques spécifiques des ZNI, et notamment de pouvoir
s?affranchir de la limite des 30%de capacités intermittentes raccordées au réseau, le dispositif
devra incluredesmoyensde lissagede laproduction:solutionsdestockage(permettant,audelà
dulissagedelaproduction, lesoutienà lapointedeconsommation, lagestiondelafréquencedu
systèmeou lecontrôledetension)oudedéconnexion,dontlesmodalitésdevrontêtredéfiniesen
lienaveclegestionnairederéseau.
Le dispositif pourraparailleursprévoir desmesuresde «garanties deconsommation»: chauffe
eau solaire, stockage de froid, véhicule électrique, etc. tout en veillant à ne pas conduire à des
comportements«antiMDE». Ildevraitégalementêtreadresséenprioritéauxsegments industriel
et tertiaire pour les mêmes raisons de synchronisation des courbes de production et de
consommationqu?enmétropolecontinentale.Lesclientsrésidentielspeuventégalementreprésenter
ungisement intéressantpour l?autoconsommation /autoproductionsolaireassociéeàdustockage
pourdesraisonsdesécuritéd?approvisionnementdansuncontextedepannesplusfréquentesetde
maîtrise de l?augmentation de la consommation (potentiellement liée au développement des
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
54/94
véhiculesélectriques).
Unmodèlededispositiftypeétudiédanslecadredugroupedetravailreposaitsurleprinciped?une
installationdeproductioncoupléeàdesdispositifsdestockagelissantlaproductionetdesmesures
demaîtrisedelademandeavecuntauxd?autoconsommationimportant(del?ordrede60%)etd?un
dimensionnementappropriédesinstallationspouréviterlesrejetssurleréseau(uneinstallationtype
dimensionnéepourcouvrirmoinsde50%delaconsommationannuelledusite).
Recommandations
? Maintenir legroupedetravailZNI,sous l?égidede laDGEC,avecpourobjectifd?affiner
un modèle d?autoconsommation / autoproduction dans les ZNI visant à contribuer à la
sécurisationde l?équilibreoffredemandedusystème insulaireet d?étudier l?opportunitédes
propositionssuivantes: fixerdesobjectifs chiffrésàmoyen/long terme,mettreenplaceun
dispositifdesoutienbaséparexemplesurdesquotaspar territoire,destarifsd?achatet/ou
dessubventionsetcontinuerleséchangesavecEDFSEI;
? Organiser la mise à disposition des acteurs d?éléments d?analyse économique par
zone permettant d?en comprendre l?économie sousjacente et d'évaluer les bénéfices des
modèlesd'autoconsommation/autoproductionquidoiventconduireàunréductiondescoûts
dessystèmesélectriquesnoninterconnectés;
? Capitaliser sur la mise en oeuvre de l?autoconsommation / autoproduction dans les
ZNI;
? Etendre les dispositions du d) du 2° de l?article L.1217 du code de l?énergie aux
installationsenautoconsommation/autoproduction;
? Prendre en compte le développement des véhicules électriques dans le modèle
d?autoconsommation / autoproduction dans les ZNI tout en lui fixant un cadre
(déconnexionduréseauoupilotagede larechargepar legestionnairede réseaupar
exemple).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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V. L?impactde l?autoconsommation /autoproductionsur
lesfondamentauxéconomiquesdusystèmeélectrique
et le financement du soutien aux énergies
renouvelables
V.1 Lacouverturedescoûtsdusystèmeélectrique
La couverture des coûts du système électrique se fait au travers des factures acquittées par les
consommateursquiprésententplusieurscomposantes:
? la part «fourniture» qui permet de rémunérer le parc de production (part «énergie») et la
commercialisation;
? lapart«acheminement»quipermetderémunérerleréseaupublicd'électricité;
? unepartdecontributionset taxes,concourantpourcertainesd?entreellesà lacouverturedes
coûtsdusystèmeélectrique.
Figure21?DécompositionduprixTTCdel?électricitépayéparunconsommateursuivant
sonprofildeconsommation(Source:DGEC)
Lorsqu'un consommateurproducteur consomme l'énergie qu'il produit, sa facture se réduit: tout
MWhautoconsommésesubstitueàunMWhsoutiréduréseauetne luiestplus facturé.Ainsi, la
contributionàlacouverturedescoûtsdusystèmeélectriqueparsafactured'unconsommateurqui
autoproduitdiminue9,cetteréductiontouchanttouteslescomposantesdelafacture.Ainsi,lemodèle
9Ce constat, s?il semble similaireaux économies de facture qui peuvent être faites par lamise en placede
mesures d?économie d?énergie, présente toutefois une différence majeure: dans le cadre des économies
d?énergie,leconsommateurréduitgénéralementsapuissancemaximaledesoutirageetdoncsonimpactsur
leréseau(etpotentiellementleschargesvariablesdécoulantdesonutilisation).Acontrario,suivantlesprofils
desautoconsommateurs/autoproducteurs,ilsréduisentplusrarementcettepointedesoutirage(ainsiqueleur
puissancesouscrite), et ne contribuent doncpasdans cecasà faireéconomiserdescoûtsde réseaux.Par
ailleurs,ilspeuventinduiredescontraintesàl?injection,cequin?estpaslecasdesactionsde«MDE».
Cette interprétationnefait toutefoispas l?objetd?unconsensusauseindugroupedetravail, laCREestimant
notamment que, du point de vue du tarif de réseau, il n?y a pas de raison de traiter différemment les
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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d?autoconsommation/autoproductioninduitdeschangementssurlemécanismedecouverturedes
coûtsdusystèmeélectrique.
Deplus,parrapportausoutienparl?obligationd?achatfinancéexclusivementparlaCSPE,ilconduit
également à un changement du financement du soutien au développement des énergies
renouvelablesenmultipliantlescanauxdefinancement.
Cechapitreillustrecesdeuxpoints.
V.2 Lacouverturedescoûtsduréseauélectrique
Lecodede l?énergieprévoit que le tarif d'utilisation du réseaupublicde transport et des réseaux
publicsdedistribution(TURPE)estcalculédemanièretransparenteetnondiscriminatoire,afinde
couvrir l'ensembledescoûtssupportéspar lesgestionnairesdecesréseaux.C?est laCommission
derégulationdel?énergie(CRE)quiestchargéededéfinirlesméthodologiesutiliséespourétablirce
tarif.
LeTURPEprendencompteunepart fixe liéeà lapuissancesouscriteetunepartvariable liéeà
l?énergie soutirée. Le rapport entre part fixe et part variable du TURPE est un output du modèle
tarifaire utilisé qui dépend principalement de la structure des coûts d?utilisation des réseaux, ces
derniersétantnotammentfonctiondeladuréed?utilisationduréseauparlesconsommateursetde
leurprofildeconsommation.
Aujourd?hui, la part du TURPE liée à l?énergie soutirée est prépondérante si bien que lemontant
payéparleconsommateurquiautoproduitestfortementdiminuépuisquesaconsommationsoutirée
duréseauestréduite.
Or, lescoûtsdes infrastructuressontdéterminéspar leniveaumaximaldes transitssur le réseau
pendant les «heures dimensionnantes» (à la pointe de consommation en particulier). Ainsi, si
l?autoconsommation / autoproduction n?induit pas de réduction des pointes de soutirage et
d?injection, l?impactsurleréseauduconsommateurquiautoproduitest inchangéparrapportàune
installationinscritedansunschémadeventeentotalité.
Lesinstallationsdeproductionsituéesàproximitédeslieuxdeconsommationpermettentderéduire
les pertes par effet Joule sur le réseau. Ces économies de pertes sont toutefois d?un ordre de
grandeur sensiblement inférieur aux économies réalisées par un autoconsommateur /
autoproducteursursafactured?acheminementdel?électricité.Eneffet,lescasétudiésdanslecadre
d?une présentation en groupe de travail ont montré que, dans le cas d?un particulier doté d?une
installationphotovoltaïquede3kWc, leséconomiesdepertespour le réseauélectriquepouvaient
atteindredel?ordrede3¤/anetleséconomiessurlafactured?acheminementdel?ordrede30¤/an.
A court terme, cette économie de facture de l?autoconsommateur / autoproducteur (qui dépasse
sensiblement les coûts évités sur le réseau) sera pris en charge par les autres consommateurs,
conduisantàdestransfertsdechargesentrelesautoconsommateurs/autoproducteursetlesautres
utilisateursduréseau.
autoconsommateurs / autoproducteurs et les autres utilisateurs qui, par d?autres biais, diminuent leurs
soutiragessoitautraversd?actionsdemaîtrisedelademande,soitautraversd?opérationsd?effacement,niles
autoconsommateurs/autoproducteursdesautresproducteurs.
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Aplus long terme,si l?autoconsommation / autoproductionsedéveloppesanseffetssur leniveau
des soutirages pendant les «heures dimensionnantes», lemodèle tarifaire devra garantir que le
tarifpayéparlesautoconsommateurs/autoproducteurscouvrelescoûtsderéseauqu?ilsgénèrent.
Ainsi,afindeprévenir lestransfertsdechargesentre lesautoconsommateurs/autoproducteurset
les autres consommateurs et de donner un signal tarifaire représentatif des coûts induits sur le
réseauparchacunedecescatégoriesd?utilisateurs,lemodèletarifairedevraprobablementévoluer
àterme,sil?autoconsommation/autoproductionsedéveloppe.
Uneréflexionpourraitêtreengagée,sousl?égidedelaCRE,compétenteenmatièred?établissement
des tarifs réseaux afin de réfléchir aux impacts et aux besoins d?adaptation éventuels dumodèle
tarifaireactuel.
V.3 Contributionauservicepublicdel?électricité(CSPE)
La contribution au service publique de l?électricité (CSPE) est payée par les consommateurs
d?électricité finals et permet de financer les charges de service public d?électricité qui couvrent
notamment:
? les surcoûts résultant des politiques de soutien à la cogénération et aux énergies
renouvelables (charges estimées à 3550M¤ pour 2013 dont plus de 3 000M¤ pour les
énergiesrenouvelables);
? lessurcoûtsdeproductiondans les zonesnon interconnectées(ZNI)au réseauélectrique
métropolitain continental, dus à la péréquation tarifaire nationale (Corse, départements
d'outremer,Chausey,SaintPierreetMiquelonetlesîlesbretonnesdeMolène,d'Ouessant
etdeSein).Les tarifsdansceszonessont lesmêmesqu?enmétropolecontinentalealors
mêmeque lesmoyensdeproductionysontpluscoûteuxet fonctionnentpour laplupartà
based?énergiesfossiles(chargesestiméesà1430M¤pour2013);
? lespertesderecetteset lescoûtsquelesfournisseurssupportentenraisondelamiseen
oeuvre de la tarification spéciale «produit de première nécessité» (TPN), et de leur
participationaudispositifinstituéenfaveurdespersonnesensituationdeprécarité(charges
estiméesà150M¤pour2013).
La CSPE est assise sur la quantité d?énergie consommée soutirée du réseau. Les
autoconsommateurs/autoproducteursensonttoutefoisexonérésjusqu?à240GWh/anenvertudes
dispositionsdel?articleL.12111ducodedel?énergie(«l?électricitéproduiteparunproducteurpour
sonpropreusageouachetéepoursonpropreusageparunconsommateurfinalàuntiersexploitant
uneinstallationdeproductionsurlesitedeconsommationn'estpriseencomptepourlecalculdela
contributionqu'àpartirde240millionsdekilowattheuresparanetparsitedeproduction»)sibien
qu?un autoconsommateur / autoproducteur ne contribue pas à la CSPE sur les MWh qu?il
autoconsomme.
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V.4 Autrescontributionsettaxes
Lestaxespesantsurl?électricitéreprésententenviron30%delafactured?unparticulieret15%de
celled?unindustriel.Ellessontlessuivantes:
? ContributionTarifaired?Acheminement(CTA)(environ1,4Md¤en2013et2014)
LaCTAfinancelesretraitesdesagentsdesindustriesélectriquesetgazières(IEG).Elleestduepar
lesgestionnairesderéseauxdetransportoudedistributionetparlesfournisseursd?électricitéetde
gaz naturel qui la perçoivent auprès des consommateurs finals, puis la déclarent et la reversent
mensuellement ou trimestriellement à la Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazières
(CNIEG).ElleestproportionnelleàlapartfixeHTdestarifsdetransportetdistributiondel?électricité
(TURPE) et du gaz (ATR). Les taux sont définis en fonction des besoins prévisionnels pour les
5annéesàvenir.
EtantassisesurlapartfixeduTURPE,lemontantverséparunconsommateurquiautoproduit,dès
lorsqu?iln?aurapasmodifiésapuissancesouscrite,sera identique,qu?ilconsomme l?électricitédu
réseauouqu?ilautoconsommesaproduction.
? Taxesurlaconsommationfinaled?électricité(TCFEetTICFE)
Pour les puissances souscrites inférieures à 250kVA, cette taxe est prélevée au profit des
communes et des départements. Deux taxes sont applicables : la taxe communale sur les
consommations finales d?électricité (TCCFE) et la taxe départementale sur les consommations
finales d?électricité (TDCFE). Elles sont proportionnelles à la consommation depuis 2011
(auparavantellesétaientproportionnellesauxmontantsfacturés).Untauxnominalestfixéparlaloi
enfonctiondelapuissancesouscriteetdel?usage(0,25¤/MWhpourlessitesprofessionnelsdontla
puissance est supérieure à 36kVA, 0,75¤/MWh pour les autres sites) auquel s?applique un
coefficientmultiplicateurdéfiniparlescommunes(entre0et8,44pourlataxecommunaleen2014)
etdépartements(entre2et4,22pourlataxedépartementaleen2014).
Pour les puissances souscrites supérieures à 250kVA, c?est la taxe intérieure sur les
consommations finales d?électricité (TICFE) qui s?applique. Le montant de cette taxe est fixé à
0,5¤/MWhetvientalimenterlebudgetdel?Etat.
Ces taxes sont assises sur la quantité d?énergie consommée soutirée du réseau, mais les
autoconsommateurs / autoproducteurs dont la production n?excède pas 240GWh/an en sont
exonérésenvertudesdispositionsdel?articleL.33332ducodegénéraldescollectivitésterritoriales
(«L'électricitéestexonéréedelataxementionnéeauI lorsqu'elleest[?]4°Produitepardepetits
producteurs d'électricité qui la consomment pour les besoins de leur activité. Sont considérées
commepetits producteurs d'électricité lespersonnes qui exploitent des installationsde production
d'électricité dont la production annuelle n'excède pas 240millions de kilowattheures par site de
production.»). Ainsi, un autoconsommateur /autoproducteur ne contribue pas à ces taxes sur les
MWh qu?il autoconsomme. Ceci se traduit donc par une perte de recettes pour les collectivités
localesetl?Etatselonlespuissancesdesinstallationsconcernées.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
59/94
? Taxesurlavaleurajoutée(TVA)
LaTVAalimente le budget général de l?Etat et est assise sur l?ensemble des composantes de la
factured?électricitéprécédente(TURPE,CSPEetautrestaxes),autauxnormalde20%engénéral,
maisautauxréduitde5,5%surlapartabonnementdesparticuliers(biendepremièrenécessité)et
surlaCTA.
La plupart de ces composantes étant assises sur la quantité d?énergie consommée soutirée du
réseau, la TVA l?est aussi, si bien qu?un autoconsommateur / autoproducteur ne contribue pas
totalementàlaTVAsurlesMWhqu?ilautoconsomme.Cecisetraduitparunepertederecettespour
l?Etat.
V.5 Aperçu global des impacts de l?autoconsommation /
autoproduction sur le financement du soutien audéveloppement
desénergiesrenouvelables
Le modèle d?autoconsommation / autoproduction va conduire à modifier les contributions des
différentsacteursàlacouverturedescoûtsdesénergiesrenouvelables.
Danscemodèle,lebesoindesubventiondirected?uneinstallationparlaCSPEseramoindrequesi
elleétaitenobligationd?achat:lecoûtdel?installationrestelemêmedanslesdeuxcasmaisdansle
cas du modèle d?autoconsommation / autoproduction, la subvention directe (CSPE) compense
l?écartentre lecoûtdeproductionnormalisé10payépar l?autoconsommateur /autoproducteuret le
prixdeventeTTCdel?électricitéqu?ilauraitdûpayersansautoconsommation/autoproduction,alors
quedans lecasdumodèlede l?obligationd?achat, lasubventiondirectecompense l?écartentre le
coûtdeproductionnormaliséetleprixdel?électricitésurlemarchédegros.Enpassantàunmodèle
d'autoconsommation/autoproduction,lemontantdeCSPEpourchaqueMWhrenouvelableproduit
par les consommateursproducteurs est donc réduit de l?écart entre le prix de vente TTC de
l?électricitéetleprixdemarchédel?électricité.
D?unautrecôté, lesconsommateursproducteursnecontribuentplusàlacouverturedescoûtsdes
autres composantes du système électrique (en particulier les réseaux) et évitent les taxes sur
l?énergie qu?ils autoconsomment, sans nécessairement réduire leur impact sur les réseaux
électriques. Les charges d?utilisation des réseaux étant couvertes par le TURPE, elles vont se
reporter sur les autres consommateurs (réduction d?assiette et hausse de taux pourmaintenir un
niveauderecettesconstant).MiseàpartlaCTAdontleversementn?estpasmodifiéparlemodèle
d?autoconsommation/autoproduction,lesautrestaxesverrontégalementleurassietteréduiteetpar
conséquentlemontantdeleursrecetteségalement;uneaugmentationdesprélèvementsseradonc
nécessairepourrétablirleniveaugénéraldesrecettesfiscales.
Ces transferts de charges (baisse de la CSPE versus hausse du TURPE et des taxes) se
compensent globalement tant que les coûts de production des énergies renouvelables en
autoconsommation / autoproduction restent supérieurs au prix de vente TTC de l?électricité: la
réduction du montant de CSPE perçu par les consommateursproducteurs pour la production
d?électricité(égaleàl?écartentreleprixdeventedel?électricitéTTCetleprixdemarchédegros)est
comparableàlasommedesmontantsdeTURPE,CSPEettaxesqu?ilséconomisentsurleurfacture
pour chaque MWh autoconsommé et qui devront être payés par d?autres consommateurs ou
10Ce coût de production est un coût de référence, défini pour une installation type et pas pour chaque
installation.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
60/94
contribuables.Lesmontantsdesubventionexplicite(CSPE)danslemodèledeventeentotalitéde
l?électricitéproduitesontcomparablesà l?additiondesmontantsdesubventionexplicite (CSPE)et
des montants de subventions implicites dans le modèle d?autoconsommation / autoproduction
(baissedefactureduTURPE,CSPEet taxesévitées).Ainsi, lemontantdesubventionnécessaire
audéveloppementd?uneinstallationenautoconsommation/autoproductionn?estpasdiminuémais
serépartitentrediverscanauxdefinancement.
Lorsquelescoûtsdeproductiondesénergiesrenouvelablesdécentraliséesdeviennentinférieursau
prix de vente TTC de l?électricité, les économies de factures réalisées par les consommateurs
producteurs dans le modèle d?autoconsommation / autoproduction deviennent supérieures à la
rémunération qui serait versée sous forme de tarif d?achat pour soutenir la production électrique
d?installations identiquesdansunmodèledeventeentotalitéde l?électricitéproduite.Danscecas,
lesmontants de subvention implicite (somme des composantes de baisse de facture du TURPE,
CSPEet taxede la factureévitée)peuventdevenirsupérieursaumontantdesubventionexplicite
(CSPE) nécessaire dans le cas du modèle de vente en totalité, en fonction du taux
d?autoconsommationetdel?écartentreleprixdeventeTTCdel?électricitéetlecoûtdeproduction
de l?installation.Cettesurrémunérationde l?autoproducteursetrouvealorsfinancéepar lesautres
consommateursetcontribuablesvialestransfertsdechargesquis?opèrent.Cettesituationestcelle
dans laquelle se trouvent plusieurs pays européens dont l?Allemagne qui prennent des mesures
correctricespourcontenirlephénomène.
Ainsi,àcourtterme,lesimpactsdemodèled?autoconsommation/autoproductionsurlacouverture
descoûtsdusystèmeélectriquesontlimitésmaisdeviendrontplusmarquéssil?autoconsommation/
autoproductionsedéveloppedemanièreimportante.
Or, ces transferts de charges induits par lemodèle d?autoconsommation / autoproduction ne sont
pas représentatifs d?une réalité physique qui est que les réseaux sont dimensionnés en grande
partieenfonctiondespointesdepuissance(soutirageetinjection)etdansunemoindremesureen
fonction de l?énergie y transitant. D'un point de vue économique, la valeur de l'énergie
autoconsomméedevraitsecomparerauxcoûtsdeproductiondusystèmeélectrique,ycompris la
partdeCSPEdédiéeausoutiendesénergiesrenouvelables.
Recommandations
? Affinerl?analysedel?impactdel?autoconsommation/autoproductionsurlacouverture
des coûts du système électrique, et notamment les effets de transferts de charges et
essayerdedéfiniràpartirdequelseuillesimpactsdeviennenttropimportantsetnécessitent
unerefontedel?architecturedestaxes/contributions;
? Engager une réflexion sur l?opportunité d?une évolution du TURPE à moyen terme,
sous l?égide de la CRE, qui pourra le cas échéant s?appuyer sur une expérimentation
économiqueparexemple.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VI. La rémunération et le financement de
l?autoconsommation/autoproduction
Les revenus de l?autoconsommation / autoproduction sont assis sur le cumul des revenus de la
factureTTCéconomisée(quantitésconsommées)etdelavente,surlemarché,àunagrégateurou
à un acheteur obligé, des excédents non consommés. Par conséquent, en termes de rentabilité
financièredel?autoconsommation/autoproduction,deuxcaspeuventêtreidentifiés,quinécessitent
desréponsesdifférenciéesetadaptées:
? lorsque lescoûtsdeproductionde l?électricité (qui englobentnotamment les fraisassociésau
raccordement, comptage, etc. et dépendent du productible de l?installation) sont couverts par
cette rémunération et que le développement de l?autoconsommation / autoproduction peut se
fairesansrémunérationcomplémentairespécifique;
? lorsque les coûts de production de l?électricité ne sont pas couverts intégralement par cette
rémunérationetque le développementde l?autoconsommation / autoproductionnécessiteune
aidefinancièrecomplémentairepourrentabiliserlesinstallations(ajoutd?uneprime).
Cettesituationpeutêtrerésuméesouslaformesuivante:
Rémunérationdel?autoconsommateur/autoproducteur=
FactureTTCévitée+Revenudelaventedesexcédents(danslecasoùl'électricitéproduiteest
venduequecesoitsurlemarché,viaunagrégateurouàunacheteurobligé)+Prime(tantqueles
coûtsdeproductionnesontpascouvertsparlesdeuxpremierstermes)(+éventuellement
rémunérationliéeàlaventedegarantiesd?origine)
Cette rémunérationcomporteen outre, au traversde la factureévitée,dessubventions implicites
liées aux transferts de charges de certains coûts et taxes sur les autres consommateurs ou
contribuables(cf.partieV).
Les réflexions du groupe de travail visaient par conséquent à étudier les modalités possibles de
cetterémunérationautraverssoitdesystèmesdecomptage,telqueleprincipedu«netmetering»,
soit au travers de systèmes de primes complémentaires de rémunération, en tenant compte des
enjeuxtechniquesidentifiés,notammententermesd'impactssurleréseauélectrique.
A ce stade, la question posée était celle de la bonne architecture de rémunération de
l?autoconsommateur/autoproducteur,indépendammentdelatailledesprojetsetdurecoursounon
àdesdispositifsd?appelsd?offres.
Lesautoconsommateurs/autoproducteursprésententtoutefoisdescaractéristiquestrèsdifférentes
tant en termes de profils de consommation (résidentiel versus tertiaire/industriel par exemple et
puissance des installations) que d?implantation (enjeux liés au réseau, densité de consommation,
ensoleillement des régions, etc.) ou de types d?acteurs (PME, particuliers, artisans, agriculteurs,
etc.).Cesdifférencesontétéanalyséesenpartieetdoiventêtreprisesencomptedanslesystème
desoutienquiseramisenplace,afinqu?ilsoitefficaceetadaptéauxsecteursvisés.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VI.1 Exemplesderémunération
Compte tenudumodèlede rémunération rappelécidessus, les revenusde l?autoconsommateur /
autoproducteur vont dépendre de son profil d?autoconsommation et présenter des variations
importantessuivantceprofil.Lesexemplessuivantsillustrentcettevariationetleseffetspouvanten
découler.
VI.1.1 Exempledurésidentielindividuel
Dans le résidentiel individuel, le taux d?autoconsommation annuel peut varier fortement, d?environ
30%à70%dans lescasd?écoleétudiés.Sur labased?unehypothèsede tarifTTCdeventede
l?électricité au client final de 15,4c¤/kWh et de prix de vente de l?électricité sur le marché de
4,5c¤/kWh, la rémunération de l?autoconsommateur / autoproducteur (reposant sur le prix de la
factureTTCévitée et de la vente sur lemarchéde l?électricité produite en surplus) pourrait ainsi
varierde7,77c¤/kWhdanslecasd'untauxd'autoconsommationde30%à12,13c¤/kWhpourun
taux d'autoconsommation de 70%, voire à 15,4c¤/kWh pour un taux d'autoconsommation de
100%.
Ceniveauderémunérationn'estpassuffisantaujourd'huipourrentabiliserdesinstallationsdetype
photovoltaïque«intégréaubâti»11dont lescoûtssontplusélevés.Enrevanche,dans lecasdes
installationsphotovoltaïquesausolousur toituresansconditionsspécifiquesd'intégrationaubâti,
les coûtsde production de l?électricitéphotovoltaïquepeuventd'oreset déjàêtre couvertspar les
économieseffectuéessurlafactureTTCd?électricité,sansnécessitéd'aidecomplémentaire.
La rémunération est d'autant plus importante que le taux d'autoconsommation est élevé. En
l'absencededispositifdesoutienadditionnel, lesautoconsommateurs/autoproducteurssontdonc
incités à maximiser leur taux d'autoconsommation pour pouvoir rentabiliser leurs installations de
production. Ce taux d'autoconsommation sera d'autant plus élevé que l'installation de production
auraétédimensionnéedetellesortequ'àtoutinstantlaproductionn'excèdepaslaconsommation.
Compte tenu des profils de consommation dans le secteur résidentiel individuel (cf. partieIII.1)
consommationméridiennefaiblelorsquel'installationphotovoltaïqueproduitàsonmaximum,etpar
rapportà lasituationactuelleoùuneinstallationphotovoltaïqueaunepuissancetypiquede l'ordre
dequelqueskWcpouruneconsommationméridiennede l'ordredukW,voire inférieure, lemodèle
d'autoconsommation / autoproduction incite a priori à une réduction des puissances unitaires
installéesdanscesecteur, lespossibilitésdereportdeconsommationde lapointedusoirvers la
journée étant relativement limitées. Une telle incitation aurait par ailleurs un impact positif sur le
réseaupuisqu'elletendàlimiterlespointesd'injectionparrapportaumodèleactueldesoutienàla
productionparlestarifsd'achat.
VI.1.2 Exempledutertiaire
Dans le secteur tertiaire, les taux d?autoconsommation peuvent être plus élevés et varier par
exemplede50%à100%suivantlesactivitésprésentes(bureaux,activitésfrigorifiques,etc.).Dans
cecas,surlabased?untarifTTCdeventedel?électricitéauclientfinaldede11c¤/kWhetd?unprix
de vente de l?électricité sur le marché de 4,5c¤/kWh, la rémunération de l?autoconsommateur /
autoproducteurpourraitainsivarierde7,75c¤/kWhà11c¤/kWh.
11Letarifd?achatpourlatechnologie«Intégréaubâti»estde27,94c¤/kWhau1eravril2014.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Ces niveaux de rémunération sont insuffisants pour permettre de rentabiliser des installations
photovoltaïquesdetype«intégrésimplifiéaubâti»,voiremêmedesinstallationsensurimposition.
Cessecteurssemblentdoncnécessiterdanslamajeurepartiedescasd?uneprimederémunération
complémentaire.
Cesexemplespermettentnonseulementdemettreenperspectiveles«efforts»àmettreenoeuvre
poursoutenirl?autoconsommation/autoproductionenfonctiondesprofilsdesautoconsommateurs/
autoproducteurs mais illustrent également l?opportunité d?ajuster le système de rémunération de
l?autoconsommation/autoproductionsuivantlesdifférentssecteurs.
VI.2 Systèmedenetmetering
Le système du «netmetering», «comptage net» en français, consiste à déduire la quantité
d?électricitéinjectéesurleréseaudelaquantitésoutiréeduréseaupourlaconsommation.Dansce
système,leconsommateurnepayequelapartrésiduelledel?électricitésoutiréeduréseauquin?a
pas été compensée par la quantité injectée. La rémunération de l?autoconsommateur /
autoproducteur est, dans ce cas, indépendante de son taux d'autoconsommation ou
d'autoproduction, sa facture étant réduite de l'énergie qu'il a produite, que celleci soit
autoconsomméeouqu'ellesoit injectéesurleréseau,surlapériodedecomptageretenue,etquel
quesoitleprixréeldel?énergieaumomentoùelleestinjectéeouconsommée.
L?enjeuentermesderémunérationdecesystèmedecomptagereposeparconséquentsur lepas
detempsretenupoureffectuerlecalcul.Eneffet,danslecasd?unpasdetempstrèslong(mensuel
par exemple), le consommateur aura pu injecter des quantités importantes sur le réseau et sa
facture en sera d?autant réduite et pourra parfois atteindre zéro même s'il a en réalité soutiré la
majeurepartiedesaconsommationduréseauetinjectél'essentieldesaproduction.Acontrario,sur
unpasdetempsdequelquesheures,silepanneauphotovoltaïquen?apaspuproduireoutrèspeu
etqueleconsommateurasoutirédel?électricitéduréseau,lemontantdesafactureserasimilaireà
unconsommateursanspanneau.Demême,laquantité injectéesansbesoindeconsommationen
faceseraperdueetnepourrapasêtre«rentabilisée».
Plus lepasde tempsestétendu,plus l'autoconsommateur / autoproducteurpeuteffacerunepart
importantedesafacture,quelsquesoientsesprofilsdeproductionetdeconsommation,maisplus
ons?éloignedelaréalitédescoûtsgénérésoudesavantagesapportésausystème.
Cemodèleprésentedoncdesinconvénientsmajeurs:
? un tel dispositif n?est pas de nature à inciter un consommateur à diminuer sa pointe de
puissance injectée(etparconséquent lescontrainteset lescoûtsqu?ilpeutoccasionnersur le
réseau électrique) ni à rechercher l?adéquation entre sa production photovoltaïque et sa
consommation;
? cesystèmenecorrespondpasàuneréalitéphysiquepuisqu?ilsoustraitàl'énergieconsommée
soutiréeduréseauetdéduitdelafacture,l'électricitéproduite,mêmelorsqu'elleestinjectéesur
le réseau, et ce indépendamment de sa valeur économique réelle. Le modèle
d?autoconsommation / autoproduction correspondrait physiquement à un système de net
metering«instantané»;
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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? ce système crée un déséquilibre et des distorsions massives sur le marché en valorisant au
même coût l?électricité injectée et soutirée alors que ces dernières présentent des coûts
différentssuivantlesmomentsdelajournéeetdel?année(pointedusoirversusconsommation
denuit etétéversushiver). Il conduit parconséquentàun transfertdecedifférentieldecoût
verslesautresacteurs(fournisseursd'électricitéetconsommateurs);
? ilaconduit,danscertainspaysoù ilaétémisenoeuvre,àdeseffetsd'aubaine importantset
desrémunérationsexcessivesdesinstallationsenautoconsommation/autoproduction.
Ainsi,unteldispositifdoitêtreécarté.
VI.3 Systèmedeprimecomplémentairederémunération
Le système de prime repose sur un principe d?amélioration de la rémunération d?un
autoconsommateur / autoproducteur par l?octroi d?une prime complémentaire à la rémunération
«naturelle» qu?il peut toucher par ailleurs via son économie de facture TTC et la vente de son
électricitélecaséchéant.
Unearchitecturedeprimeestressortiedesdiscussionsengroupedetravail,reposantsurl?équation
suivante:
Prime=AxQuantitéautoproduite+BxQuantitévendue/injectéeCxPm+DxPi
oùlescoefficientsA,B,CetDreprésentent:
? A : valorisation de la quantité autoconsommée, qui sera économisée sur la facture finale et
pourrapotentiellementparticiperà labaissede laquantitéd?énergiesoutiréeetde lapointede
soutirage;
? B:valorisationde l?excédentdeproduction.Cette valorisationpeutprendredifférentes formes :
primeencomplémentd?unerémunérationdemarchéoutarifd?achatàlaquantitéinjectée;
? C:encadrementdelapointedepuissanceinjectéesurleréseau;
? D:subventionàl?investissement;
? Pm:puissancemaximaleinjectéesurleréseau;
? Pi:puissanceinstalléedel?installation.
Figure22?Illustrationdelarémunérationdel?autoconsommateur/autoproducteuravecune
primecomplémentaire
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Larémunérationdel?autoproducteurpeutalorsprendredeuxformessuivantquel?électricitéinjectée
estvenduedirectementsurlemarchéouàunacheteurobligé.
Casd?uneventesurlemarché
Rémunération=
PrixTTCfactureévitéexQautoproduite+PrixmarchéxQinjectée+AxQautoproduite+Bx
Qinjectée+termesCetD=
Qautoproduite(PrixTTCfactureévitée+A)+Qinjectée(Prixmarché+B)+termesCetD
Casd?untarifd?achat
Rémunération=
PrixTTCfactureévitéexQautoproduite+AxQautoproduite+TxQinjectée+termesCetD=
Qautoproduite(PrixTTCfactureévitée+A)+Qinjectée(T)+termesCetD
NotaBene:letarifd?achat«T»pourraitêtreconstruitexplicitementcommelasommed?unprixde
marchéetd?uneprimeBouêtreconçucommeunprix fixe.Cesujetn?estpasdéveloppédans le
présent rapport.Quoiqu?ilensoit,onconsidèredans lasuitede l?analyseque,dans lecasd?une
ventesurlemarchécommedansceluid?untarifd?achat,lavalorisationdelaproductioninjectéese
décomposeenuntermehomogèneàunprixdemarchéetunesubventionBcequipermetdenoter
cettevalorisationdanslesdeuxcas«B+prixdemarché».
VI.3.1 Valeurdescoefficientsrelatifsàlavalorisationdel?énergie(AetB)
Calagedescoefficients
Cesdeuxcoefficientssont lescritèresdimensionnantsenénergiedecesystèmederémunération
qui permettent d?influer sur les taux d'autoconsommation et d'autoproduction. En effet, en jouant
conjointementsurl?incitationàautoproduire(coefficientA)ouàinjecter(coefficientB),lecalagede
ces coefficients doit permettre d'optimiser le taux d'autoconsommation, sans engendrer d?effets
«antiMDE» ni de déplacements de consommation néfastes qui désoptimiseraient le système
électriqueauniveauglobal.
Pourcefaire, lecalagedecesparamètresdoitainsi reposersur lesprincipesetpointsd?attention
suivants:
a. Prévenir leseffets«antiMDE»:si larémunérationdirecteliéeàl'autoconsommation(terme
A) est supérieure à la rémunération directe liée à l'injection (terme «B + prix de marché»),
l?autoconsommateur / autoproducteur a intérêt à augmenter sa consommation plutôt que de
vendreausurplus,cequipeutconduireàdeseffets«antiMDE».Lafixationdesparamètresde
tellesortequeA?«B+prixdemarché»permetdeprévenirceseffets;
b. Inciterl'autoconsommationplutôtquel'injection:cecritèreimpliquequelarémunération
liéeàl'autoconsommation(terme«A+prixdefactureTTCévitée»)soitsupérieureàla
rémunération liée à l'injection (terme «B + prix de marché»).Si la rémunération liée à
l'injectionesttropélevée,l?autoproducteurestincitéàinjecterplutôtqu'àautoconsommer.Cela
peut également l'inciter à surdimensionner ses installations par exemple (cf. partieIII.3),
engendrantainsipotentiellementdescontraintes importantessur le réseau.Une rémunération
symétrique («A+prixde factureévitée»=«B+prixdemarché»)estéquivalenteàun tarif
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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d'achat et a la vertu de la simplicité mais ne donne pas d'incitation particulière à
l'autoconsommation et à un dimensionnement optimisé des installations tenant compte de la
consommationdusite;
c. Eviter les déplacements de consommation qui conduisent à une désoptimisation du
système électrique au niveau globalet inciter ceux qui peuvent s?avérer pertinents (cf.
chapitreIII.3).Ledispositifdoitviseràinciterlesdéplacementsdeconsommationverslapériode
deproductionuniquementlorsquecetteconsommationprovientinitialementd?unepériodeoùle
coûtd?approvisionnementestplusélevé (ce qui se traduit par un prixdemarchéplus élevé).
Ainsi, pour éviter des déplacements de consommation des périodes de faible coût (le plus
souventdespériodescreusesdeconsommation)versdespériodesdecoûtplusélevé(leplus
souventdespériodespleinesdeconsommation),ilfautquelarémunérationdel?énergieinjectée
soitsupérieureàlasommedel?économiedefactureTTCquepourraitfaireleconsommateuren
période creuse et de la prime à l?autoconsommation (soit
«B+prixdemarché»>«A+prixdefactureTTCévitéeenpériodecreuse»).
Inversement,pour inciteràdéplaceruneconsommationdespériodesdecoûtélevé (périodes
pleines)versdespériodesdecoûtplusfaible(périodescreuses)aumomentdelaproduction,il
convientque larémunérationde l?énergieinjectéesoit inférieureà lasommedel?économiede
facture TTC que pourrait faire le consommateur en période pleine et de la prime à
l?autoconsommation (soit «B + prix de marché» < «A + prix de facture TTC évitée en
périodepleine»).
Ainsi, en synthèse, un calage des paramètres A et B, tel que le différentiel entre ces derniers
permettederespecterlesdeuxconditionssuivantes:
? «B+prixdemarché»<«A+prixdefactureTTCévitéeenpériodepleine»
et
? «B+prixdemarché»>«A+prixdefactureTTCévitéeenpériodecreuse»
permetd'inciteràl'autoconsommationtoutenévitantdeseffets«antiMDE»oudesdéplacements
deconsommationnéfastes.
Ilimportenéanmoinsdepoursuivrelaréflexionsurlecalagedecescoefficients,dontleniveaudoit
êtresuffisantpoursusciterl?investissementdanslesprojetsenautoconsommation/autoproduction.
Parailleurs,lecalagedecescoefficientsdevratenircomptedeladynamiqued?évolutionàmoyenet
longtermedestarifsréglementésdeventeetduprixdel?électricitéafindecontinueràrépondreaux
objectifsprécitésetauxobjectifsglobauxdudispositif.
Cescoefficientspeuventêtrefixésexantepourladuréeducontrat(celan?excluantpasuneclause
derévisionportantsur ledifférentielentrecescoefficientsenvuederespecter lesdeuxconditions
précitées)ouêtre révisésannuellementen fonctionde l'évolutiondesprixdemarchéetdevente.
Dans le premier cas, les niveaux de revenus et la rentabilité constatée seront exposés aux
incertitudesdel?évolutiondesprixdeventeetduprixdemarchédel?électricité,avecunrisquede
sur ou de sousrémunération.Dans le second cas, le niveau de rémunération sera garanti sur la
duréeducontrat,commedanslecasd?uncontratd?achat.Siunerègled?ajustementétaitdécidée,il
serait préférable qu?elle soit prédéfinie pour viser une «rentabilité fixe». Quoi qu?il en soit, le
dispositifdevraveilleràprocurerunerentabiliténormalesurladuréedeviedesinstallations.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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LesniveauxdeAetB(oudeAuniquementsi lavaleurdeBest fixéeen fonctiondecelledeA)
peuventêtrerévélésparuneprocéduredemiseenconcurrencedetype«appeld'offres»,ouêtre
régulés. Dans ce dernier cas, ils devront être fixés au niveau national par voie réglementaire en
donnantdelavisibilitéauxacteurs.
Uneoptiondecedispositifdeprimeévoquéeparlegroupedetravailconsisteaussienlamiseen
place de tarifs horosaisonnalisés, assortis d'une prime à l'autoconsommation et en contrepartie
l?obligationpourleproducteurd?assurerdeladisponibilitéàlapointeélectrique(pendantlapériode
rouged?untarifbleu/blanc/rougeparexemple).
Lechampexternedecontraintes
Au regard des nouvelles lignes directrices encadrant les aides d'Etat à la protection de
l'environnementetàl'énergieadoptéesparlaCommissioneuropéenne,leparamètreBdevrait,pour
lesinstallationsdetaillesuffisante,êtreconstruitsouslaformed?uncomplémentderémunérationà
laventedel'électricitésurlemarché.
La question du calage des coefficients A et B soulève également la problématique globale des
dispositifs de comptage à mettre en place qui peuvent présenter un surcoût au dispositif (dans
l?attentedudéploiementdeLinky).Ilsembletoutefoisindispensable,lorsquel?onseplacedansune
logiqued?autoconsommation/autoproduction,decomptabiliserl?énergieautoproduite(cecomptage
étantindispensableparailleursàlamesuredelapartd?énergieprovenantdesourcesrenouvelables
danslaconsommationfinale,indicateursuiviauniveaueuropéen).
VI.3.2 Valeurdescoefficientsrelatifsàlapointed?injection(CetPm)
Les paramètres A et B permettent de traiter les enjeux en énergie de l'autoconsommation /
autoproductionmaisnepermettentpasde traiteràeuxseuls lesenjeuxenpuissancedemaîtrise
despointesd'injectionetdesoutirage.
Ainsi, au regard des enjeux liés plus spécifiquement aux pointes de puissance injectées sur le
réseau,ilestapparuopportunauxmembresdugroupedetravailderéfléchiràlapriseencomptede
cescontraintes(etdeleurdéveloppement)dansledispositifd?encadrementdel?autoconsommation/
autoproduction.L?unedespossibilitésévoquéesaainsiétéd?introduireuncritèrespécifiquedansla
prime complémentaire de rémunération, destiné à encadrer cet aspect et visant à dissuader les
pointesd?injection,notammentauxmomentslespluscritiques(périodedefaibleconsommation),et
àinciteràundimensionnementoptimisédesinstallations.
CoefficientC
L?effetincitatifdutermeCdevraitintervenirencomplémentdeceluirésultantdelarépercussionaux
producteursdescoûtsderaccordement.
CecoefficientCdevraitêtredéfininonpascommeunparamètrecoercitifmaiscommeunevariable
pluscomplèted?uneincitationà«bien»injecter.Ilseraitalorsajustésouslaformed?unsystèmede
pénalité (éventuellement de prime) suivant l?intérêt pour le système à injecter, et reposant
éventuellement sur une logique d?horosaisonnalité et de localisation. Durant la pointe de
consommation du soir, dans les zones densément peuplées, l?injection pourrait être encouragée
(sous réserve qu?elle soit maîtrisée) via un terme C positif. Une telle réflexion devrait toutefois
égalementtenircomptedescyclesdeproductiondespanneauxphotovoltaïques(pointeenjournée)
etparaîtainsinepaspouvoirs?appliquerdemanièresystématiqueàtoutes leszones(adéquation
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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spécifique aux ZNI), saisons (hiver à privilégier) et usages (consommations en journée), et
nécessiterunajustementpériodique.Ellepeutaussis?inscriredecefaitdanslesréflexionsliéesaux
«îlots urbains» dans la mesure où inciter à injecter n?a de sens que si l?autoproducteur ne
consomme pas luimême son électricité et répond à une consommation locale (pour ne pas
engendrerd?effetsimportantssurleréseau).Cesconsidérationssontdonccomplexesetlapriseen
compted?unetellediversitédecaspourraitaffaiblirlalisibilitédudispositif.Pourcetteraison,retenir
untermeCfixesembledevoirêtreprivilégié.
Ce coefficient C, de «dissuasion» à l?injection devrait enfin être calé de façon à ne pas créer
d?effets «antiMDE» et à inciter les déplacements de consommation uniquement lorsqu?ils sont
bénéfiquespourlacollectivité.
TermePm
LetermePmestdestinéà représenter ladimensiondepuissancemaximale injectéesur leréseau
électrique.Une tellepuissanceseraitmesuréeetcorrespondrait,surunpasde tempsdonné,à la
plusgrandevaleurdepuissanceinjectée.
LaquestiondelapuissanceàprendreencomptedansletermeCxPmaétésoulevéeparlegroupe
detravail,notamments'ilfallaitdéduire,pourcalculerceluici,lapuissancedesoutiragesouscritede
lapuissancemaximaleinjectée.Chacunedesdeuxgrandeursétantdimensionnantedanslesétudes
deréseauxindépendammentl?unedel?autre,ilapparaîtpluspertinentdelesdistinguer.
Enfindecompte,letermeCxPmpourraitêtrecalésurl?écartentrelacontributiondesproducteurs
au titredu raccordement (branchementet extension)et lescoûtscompletsde réseaux induitspar
l?autoconsommateur/autoproducteur,audelàdelasimpleliaisondebranchementoud?extension.Il
pourraitégalementêtrecaléàunniveauplusélevépouravoiruncaractèreincitatifplusimportantet
orienterplusfortementlaréalisationdesprojetsverslesconfigurationslesplusfavorablespourleur
intégrationauréseauaumoindrecoût.
Lapriseencomptedesenjeuxenpuissancedel'autoconsommation/autoproductionpeutsefaire
parl'intermédiaired'uneincitationfinancière.Toutefois,siletermeCdevaitêtrefixéégalà0avecun
argumentdesimplificationdusystèmedesoutien,d'autresmesures,tellesquecellesmentionnées
aupoint4,devraientalorsêtreenvisagéesafindetraitercesenjeuxdepuissancequeleseulcouple
deparamètreAetBnepermetpasd'adresserpleinement.
Le bénéfice d?un tel terme devra ainsi être regardé à l?aune des éléments précédents, de son
caractèreopérationneldanssamiseenoeuvre,notammententermesdecomptage,etdesavaleur
ajoutée par rapport aux autres mesures d?encadrement des pointes d?injection mentionnées ci
dessus.
VI.3.3 Valeurdescoefficientsrelatifsauxinstallationsdeproduction(DetPi)
Ce terme«DxPi» reposesur l'idéed'unsystèmedeprimeà l?investissement, qui serait versée
périodiquement(annuellementparexemple).
Il a été proposé par certains membres du groupe de travail en vue de sécuriser une partie des
revenus liés à l?autoconsommation / autoproduction en ne faisant pas dépendre toute la
rémunérationdecritèresenénergie (produite,achetéeouvendue).Eneffet,plusieurs incertitudes
sont liées à ces paramètres (évolution de la consommation, des tarifs de vente et des prix du
marché).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Cetteprimeàl?investissementprésentetoutefoislesinconvénientssuivants:
a. sielleétaitcoupléeàuncoefficientBdevalorisationà l?injectionimportant,ellepourrait inciter
lesproducteursàsurdimensionnerleursinstallationspourobteniruneprimeàl?installationplus
élevée tout en engendrant des contraintes d?injection importantes sur le réseau, qui seraient
rémunéréesàcetitre;
b. sielleprésentaituneparttropimportanteparrapportàlavalorisationdel?énergieproduitepar
l?installation,ellepourraitinciterlesproducteursàrecouriràdesinstallationsdequalitémédiocre
(et à s?orienter vers des produits à bas coût) et à ne pas entretenir correctement leurs
installationsentraînantunrisquededégradationdecesdernières.L?opportunitédeconditionner
leversementdecetteprimeàunevalidationtechniquedel?installationpourraitalorsêtreétudiée
maisseferaitaudétrimentdelasimplicitéetdescoûtsdemiseenoeuvredusystème;
c. dans le cadre de son versement, elle nécessiterait d?être accompagnée de contrôles pour
s?assurerquelesinstallationssontprésentesetenfonctionnement;
Parconséquent,parsoucid?efficacitéetdesimplicitédudispositif, ilaétéchoisidenepasretenir
l'idéed'unetelleprime.
VI.4 Dispositions complémentaires pouvant favoriser l?intégration au
réseauélectrique
Comme précisé au pointII.2, les coûts de renforcement des réseaux sont liés aux puissances
maximales injectéesetauxpuissancesmaximalessoutirées.L?undesbénéficespotentielsde tout
dispositif favorisant l?autoconsommation /autoproductionestdoncdepouvoir inciterà la réduction
decespointes,dimensionnantespourleréseauélectrique.
Une incitationàbiendimensionner l?installationetà limiter lespointesd?injectionpeutse fairevia
unemesurefinancièretellequ'exposéeauchapitreprécédent(termeCxPm),complémentaireaux
incitations déjà existantes relatives au barème de raccordement des installations (incitation de la
réductiondespointesd?injection, incitationà la localisation, transmissionauclientdeséventuelles
économiessur leraccordement).Ellepeutégalementêtredenaturecontractuelle, techniqueet/ou
réglementaire.
Dessolutionsalternativespermettantderéduirelescontraintessurleréseau(objectifderéduction
des pointes d?injection et de soutirage et des coûts de raccordement associés) peuvent ainsi
égalementêtreétudiéescommelarémunérationdeservices/mesurespermettantdes?exonérerde
renforcerlesréseaux(déconnexion,écrêtementoulimitationdelapuissancemaximaleinjectéeàun
seuilfixéouàunpourcentageàdéterminerdelapuissanceinstalléeparexemple)oudedifférerles
investissementsd?un tel renforcement.Cesalternativesdoiventalors tenircomptede lanécessité
d?unevisibilitéacceptablesursarémunérationpourl?autoconsommateur/autoproducteur.
Pour certains autoconsommateurs / autoproducteurs présentant des taux d?autoconsommation
proches de 100%, il pourrait être envisagéde privilégier naturellement l?énergie autoconsommée
tout en réduisant les contraintes d?injection résiduelles en limitant contractuellement voire
techniquementetfinancièrementlesheuresd?injectionetlarémunérationassociée.Celapermettrait
égalementdesécurisercettepartiedelarémunérationsousréservequecescritèrestechniqueset
financierssoientcaléscorrectement.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VI.5 Financement des installations en autoconsommation /
autoproduction
VI.5.1 Financementbancaire
Lemodederémunérationprévupar ledispositifdesoutienactuelà la filièrephotovoltaïque(tarifs
d?achat) a permis aux acteurs de la filière de recourir au mode de financement de projet pour
développer leurs installations. En effet, de par sa structure (actif isolé dans une société créée
spécifiquement), couplée au mode de financement des énergies renouvelables (tarifs d?achat
garantissurlelongterme),lefinancementdeprojetétaitadaptéetapermisàdenombreuxacteurs,
notammentceuxdepluspetitetaillededévelopperdesprojets.
Lemodèle de l?autoconsommation / autoproduction est plus complexe à appréhender sur le plan
financier:
? parceque les revenus sont plus difficiles à évaluer (prime, vente sur le marché) et
dépendentenpartiedesrevenusduconsommateur(factureévitée);
? parcequelemodèlesupposeunmontageentreproducteuretconsommateur,quipeutêtre
remisencausesurladuréeducontrat(changementd?activité,faillite,etc.).
Afin de garantir le financement des projets en autoconsommation / autoproduction, un certain
nombredequestionsdevrontêtreapprofondiesdanslecadredetravauxultérieurs.Cesquestions
sontrelativesnotammentà:
a. lamaîtrisedessurfacesàéquiper:gestiondescasoùunconsommateurnepeutpasproduire
sur son toit (s?il est locataire) et où un producteur ne consomme pas (propriétairebailleur)
contrairementàseslocataires;
b. la maîtrise des flux financiers: les modèles de rémunération de l?autoconsommation /
autoproductionassocientplusieurssourcesfinancières:prime,venteausurplus,factureévitée,
etc.Pourchaqueflux,laquestionestdesavoirquirémunèreleporteurduprojet,quilemaîtrise
surladuréed?amortissementduprojet,quileréguleetcommentunchangementd?activitéetde
consommationsontgérés;
c. larémunérationduprojet:
1. si le porteur du projet peut investir en fonds propres dans son outil de production
photovoltaïque, le projet semble finançable uniquement si ce porteur de projet (et
investisseur) maîtrise les deux compteurs (production/consommation) sur la durée de
contractualisation. Les cas des propriétairesoccupants d?une maison ou d?un bâtiment
d?exploitation entrent dans ce champ, voire également les cas de location par le
consommateur du toit où est située l?installation. A contrario, le financement semble plus
difficilepourunimmeubled?habitatcollectif(typelogementsocial)oupourunimmeublede
bureauxoùilyaplusieursconsommateurs,carilmanqueraàl?investisseurlesrecettesde
laventedel?électricité«autoconsommée»etlaprimeassociée;
2. si leporteurduprojet recourt àun tiers investisseurpour laproductionphotovoltaïque, la
maîtrisedesdeuxcompteursétantimpossible,letiersinvestisseurnecaptequelesrecettes
de production et ne peut pas rembourser sa dette sans la valeur de l?électricité
autoconsommée(etlavaleurdesprimes).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Ainsi,cesquestionsdevrontêtreapprofondiesafindenepasrestreindre,parmanquedefaisabilité
financière, l?autoconsommation / autoproductionàdesciblesde«propriétairesoccupants».Elles
pourrontêtreétudiéesparcomparaisonaveclemodèlederémunérationdéveloppédanslecadredu
financementdel?efficacitéénergétique.
Ces questionsmettent également en lumière la problématique desmutations et des locations de
bâtiments.
Pour lecasdesmutations, lecontratpourraitêtretransféréaunouveaupropriétaire, lespanneaux
photovoltaïquesétanttraitéscommetoutautreaménagementdubâtiment.
Lecasdelalocationparaîtpluscompliquéetdevraêtreapprofondi.L?opportunitéderecourir,enle
faisant évoluer, au dispositif de contribution du locataire au partage des économies de charges
issues des travaux d?économie d?énergie réalisés par un bailleur privémis en place par le décret
n°20091439du23novembre2009 pourra notamment être étudiée. Celuici permet déjà
actuellement de faire payer au locataire une contribution à l?installation d'une production d'eau
chaudesanitaireutilisantunesourced'énergierenouvelable,notammentsolaire.
Enfin,lemécanismeretenudevraêtrerobusteauxmontagesinnovantssusceptiblesd?êtreimaginés
parlesporteursdeprojets.
VI.5.2 Financementparticipatif
Le financement participatif peut prendre différentes formes dont la plus développée est celle du
«crowdfunding»(signifiant«financementparleplusgrandnombre»)etsedéfinissantcommeun
modedefinancementparticipatifsefaisantexclusivementviaInternetetpourlequellesinternautes
peuvent choisir le projet dans lequel ils investissent. Un des exemples les plus représentatifs de
«crowdfunding» est celui du financementde laStatue de la Libertéet desonsocleen 1880en
FranceetauxEtatsUnis.
Le«crowdfunding»permetdesoutenirledéveloppementdesénergiesrenouvelablesenintégrant
la dimension sociétale dans la transition énergétique (en améliorant potentiellement l?acceptation
des projets par les citoyens, en particulier ceux concernés par le développement des parcs), en
orientantl?épargnedelongtermeverslefinancementdelatransitionénergétiqueetenaméliorantla
prisedeconsciencedescitoyens,incitantauchangementdescomportements(vertupédagogique).
Il existe différents modèles de financement participatif, qui peuvent être résumés sur le schéma
suivant:
Figure23?Modèlesdefinancementparticipatif(Source:LUMO)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Surceschéma,l?accessibilitéfinancièrereprésentele«ticketd?entrée»pourl?investisseur(quiest
moins élevé dans le haut de l?axe) etl?implication citoyenne couvre les notions de degré
d?investissementpersonnelentermesdetempsetdepouvoirdedécisionsurlesprojetschoisis.
En termes de modalités de financement, trois possibilités existentpour les investisseurs :
financementdeladette,donsoufinancementducapital.
En 2012, tous secteurs confondus, le «crowdfunding» a représenté dans le Monde 2,67Md$
répartissur362platesformesetplusde80M¤collectésenFranceen2013(soit10foisplusqu?en
2011etavant)répartisàplusde60%sousformedeprêt,25%sousformededonsetmoinsde
15% sous formede participation au capital.Ces fonds sont destinés enmajorité au financement
d?entreprises (44%) et à des projets associatifs (21%), les investissements dans le domaine de
l?environnementetdel?énergienereprésentanten2013que4%.
Recommandations
? Privilégierunsystèmedesoutienreposantsurunprincipedeprimederémunération
complémentaireàlarémunération«naturelle»del?autoconsommation/autoproduction;
? Réfléchiràl?adaptationdecesystèmeauxdifférentssegments;
? Accompagner les réflexions sur l?adaptation de ce système à des réflexions sur les
typologies d?installations à soutenir (critères d'intégration au bâti notamment) et leur
dimensionnement;
? Caler les paramètres A et B de manière à inciter à l?autoconsommation /
autoproduction tout en évitant les effets «antiMDE» et les déplacements de
consommationnéfastes;
? Ajuster le termeCpour inciteràminimiser lescontraintesà l'injectionencohérence
avec les dispositifs encadrant la contribution des producteurs à la couverture des
coûtsderéseaux;
? Nepasintégrerdeprimeàl?investissementdanslemodèlederémunération;
? Approfondirlesenjeuxliésaumodedefinancementdesprojetsenautoconsommation
/autoproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII. Architecture d?un dispositif de soutien à
l?autoconsommation/autoproduction
VII.1 Objectifsdudispositifàpoursuivre
Ledéveloppementde la filièrephotovoltaïques?effectueactuellementdans lecadred?undispositif
desoutienprévoyantdeux typesdemécanismessuivant lapuissancedes installations:des tarifs
d?achatde l?électricitépour lespluspetites installationsetdesappelsd?offrespour les installations
de puissance supérieure à 100kWc. Ce dispositif permet au producteur de se faire acheter soit
l?intégralitédesonélectricité(venteentotalité)soituniquementl?électricitéqu?iln?apasconsommée
(ventedusurplus). L?autoconsommation / autoproductionestdoncdéjàpermisedans le cadredu
dispositifdesoutienactuelmêmesiellen?estpassoutenuespécifiquemententantquetelle.
Par conséquent, modifier le dispositif de soutien actuel au photovoltaïque en vue de soutenir
l?autoconsommation / autoproduction devra d?une part s?inscrire dans le cadre de la politique
publique de soutien à la filière, en contribuant à la réalisation de son objectif dans lesmeilleures
conditions possibles et en permettant aux pouvoirs publics de piloter et de maîtriser le
développementduparc. Il devrad?autrepart s?accompagnerde la recherched?unbénéficeglobal
pourlacollectivitéenfavorisantl'intégrationduphotovoltaïqueausystèmeélectrique.
Quel quesoit ledispositif desoutien qui seramisenplace, il devraêtre conformeauxnouvelles
lignesdirectricesdelaCommissioneuropéenne,adoptéesle9avril2014,encadrantlesaidesd?Etat
àlaprotectiondel?environnementetàl?énergieetquiprévoientnotammentuneobligationdevente
surlemarchédel?électricitéproduiteàcompterdu1erjanvier2016pourlesinstallationsdeplusde
500kWc. Le dispositif qui sera mis en place devrait par conséquent commencer à intégrer une
logiquedemarchécomptetenudesenjeuxliésàl?intégrationdesénergiesrenouvelablesaumarché
de l?électricité, rappelésdans lecadrede laconsultationnationalesur l?évolutiondesmécanismes
desoutienmenéefin2013/début2014.
S?agissantdesubventions,quelquesoit lemodèlederémunérationquiaccompagneraledispositif
desoutienquiseramisenplace,ildevraprocurerunerentabiliténormaledescapitauxinvestissur
laduréedeviedesinstallations.Lemodèlederémunérationainsiquelesdispositionscontractuelles
quiendécouleront,notammentladuréedescontratsd?achatet leursmodalitésderupturedevront
tenircomptedecetaspect.
Il devra par ailleurs s?inscrire dans un cadre simple, lisible, opérationnel, efficace et adapté aux
différents profils d?autoconsommateurs / autoproducteurs, assurant de la visibilité aux acteurs et
permettant de sécuriser les flux financiers liés au mode de rémunération en vue de rendre les
installationsfinançables.
Enfin, les dispositifs de soutien à l?autoconsommation / autoproduction qui seront mis en place
devrontpouvoircoexisteravecledispositifdesoutienactuelpendantunephaseexpérimentale,ce
qui permettra d?en tirer les enseignements, et ce, afin de laisser de la visibilité aux acteurs de la
filière. A terme, la substitution du mécanisme actuel par un mécanisme de soutien dédié à
l?autoconsommation/autoproductionnefaitpasconsensus.Néanmoins,maintenirpourunsegment
donné deux dispositifs concurrents (par exemple un dispositif de tarif d?achat et un dispositif de
soutienàl?autoconsommation/autoproduction)donneraitdespossibilitésd?arbitrageéconomiqueet
annuleraitleseffetsbénéfiquesdelamiseenplaced?unteldispositifspécifique.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.2 Rappel des enjeux d?un soutien à l?autoconsommation /
autoproduction
Si l?autoconsommation / autoproduction pose des questions d?ordre juridique, contractuelle ou
encore régulatoire, les enjeux qui y sont liés portent avant tout sur les aspects physiques qu?elle
recouvre(impactsur lesréseaux,adéquationproductionconsommation,valeurajoutéeduservice,
etc.).
Les effets physiques de l?autoconsommation / autoproduction sont complexes à évaluer mais
peuventêtrebénéfiquessicelleciconduitàréduirelespointesd?injection(parrapportàlasituation
actuelle)etlespointesdesoutirage.
Ainsi,nonobstant lasituationdesurcapacitédeproductionactuelledumarchéde l?électricité, tout
dispositifdesoutienàl?autoconsommation/autoproductiondevraviserunemeilleureintégrationau
réseau de l?électricité produite, en réduisant les pointes d?injection et en incitant à une bonne
localisation et un bon dimensionnement des installations, et devra prendre en compte les enjeux
d?efficacitéénergétiqueetdemaîtrisedelademande.
Ledispositifdesoutienquiseramisenplacedevraparailleurspermettrederépondreauxenjeuxde
sécuritédesbiensetdespersonnesetdesûretéd?approvisionnement identifiésdans lecadredu
groupe de travail. Ces enjeux doivent être pris en compte, que ce soit au niveau des
consommateurs,desinstallateursoudesgestionnairesderéseauxetquelsquesoientlesdispositifs
qui seront mis en place. Sur le plan de la sécurité du bâti, les installations doivent respecter la
structuredechaquebâtimentetrépondreàdesexigencesdesolidité,dequalitéetdepérennitédes
ouvrages et de sécurité des biens et des personnes. Sur le plan de la sécurité électrique, les
installationsdoiventêtredéclaréesauprèsdugestionnaireduréseaupublicetrespecterlesnormes
applicables et les opérations de contrôles prévues par la réglementation. La maintenance des
installationsdoitégalementêtreaminimaencouragéeafindeprévenirlesrisquesdesinistres.
Danslecontexteréglementaireactuel,l?autoconsommation/autoproduction induitdestransfertsde
charges entre autoconsommateurs / autoproducteurs et consommateurs et des réductions de
recettespour certainescontributionset taxes.Ces transfertsdechargesportent sur la couverture
descoûtsdesréseauxélectriques,desénergiesrenouvelablesetde lapéréquation(CSPE),etde
certainestaxes.Parconséquent,lamiseenplaced?undispositifdesoutienàl?autoconsommation/
autoproductiondevraviseràréduiretoutoupartiedeceseffetsainsiquelessubventionsimplicites
associées(ouleurmitigationsicelaestopportun(casdesréflexionsquipourraientêtremenéessur
la tarification des réseaux ou sur la fiscalité)).Elle repose toutefois par principe sur l?acceptation
préalabledecestransfertsetréductionsderecettes.
VII.3 Architecturedudispositif
Legroupedetravails?estaccordésurlefaitqu?undispositifdesoutiencommunàtouslessegments
et profils d?autoconsommateurs / autoproducteur n?était pas envisageable compte tenu des
différencesexistantentrecesderniers.Eneffet,ladiversitédessituationsdesautoconsommateurs/
autoproducteurspotentielsse traduitaussibienen termesdeprofilsdeconsommation(résidentiel
versus tertiaire/industriel), de puissance des installations concernées, que d?implantation
(ensoleillementdesrégions,capacitésd'accueilduréseau,coûtde laproductiond?électricité,etc.)
oudetypesd?acteurs(PME,particuliers,artisans,agriculteurs,etc.).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.3.1 Sitesnonraccordésauréseaupublicd?électricité
Pardéfinition,lessitesdeconsommationnonraccordésauréseaupublicd?électricitéconstituentun
modèle d?autoconsommation / autoproduction «autarcique» en ne soutirant aucune énergie
extérieure.
Ces sites ne doivent pas faire l?objet d?un dispositif spécifique mais être simplement
encadréscommetouteinstallationdeproductiond?électricitéd?unpointdevuedelasécurité
desbiensetdespersonnes.
Cessitesnefaisantpas l?objetd?uncontrôlede lasécuritédes installationsà l?heureactuelle,une
démarchevolontaireauprèsduConsuelpourraitêtreencouragée.
VII.3.2 Secteurrésidentielindividuel(horsZNI)
Dans le résidentiel diffus, les profils de consommation et de production sont en général
naturellementpeusynchrones,etletauxd?autoconsommationnaturelleauniveaudubâtimentpeut
être trèsvariableen fonction,principalement,de lapuissancede l?installationdeproduction:pour
desinstallationssolairesdel?ordredukWc(oudepuissanceinférieure),letauxd?autoconsommation
peutêtreélevéetl?installationpeutêtrerentablegrâceauxseuleséconomiesdefactures;pourdes
installationsdeplusieurskWc(3à6),letauxd?autoconsommationestengénéralpeuélevé(estimé
aux alentours de 30 à 45%). Dans ce dernier cas, les contraintes d?injection peuvent être
importantes,ets?accompagnentrarementd?unebaisseparallèledelapuissancesoutiréeduréseau.
Legroupedetravails?estaccordésurlanécessitéd?encadreretd?accompagnerledéveloppement
de l?autoconsommation / autoproduction sur ce segment en priorité sous l?angle des enjeux de
sécurité.Cesenjeuxrecouvrentautantlesquestionsdesécuritédesbiensetdespersonnes,liésà
laconnaissanceet ladéclarationdesinstallations,quelesaspectsdequalitédesoffresproposées
auxparticuliers (risques liésà lamisesur lemarchédeproduitsdéfectueuxoumaldimensionnés
par rapport aux besoins des particuliers ou à des pratiques parfois frauduleuses de vente et
d?installationdepanneauxphotovoltaïques).Donnerunstatutauxparticuliersautoconsommateurs/
autoproducteursdevraitpermettredecirconscrirel?ensembledecesrisques.
Ainsi,legroupedetravailpréconiseaminimapourcesecteurlerespectdesnormesetdes
règlesdel?artenvigueurentermesdesécurité,deconstruction,deconformitéélectriquedes
installations, de qualification des entreprises de conception/installation/maintenance ou
encore d?assurabilité des installations. Ilpréconiseenparticulier l?obligationdedéclarationdes
installations photovoltaïques et le respect des procédures de raccordement (avec ou sans
proposition techniqueet financièreselon lapuissancedes installations), y comprispourcellesqui
seraientraccordéesenavaldupointdelivraison.
La définition et lamise en place d?un dispositif de soutien à l?autoconsommation / autoproduction
dans lesecteurrésidentiel individuelnefaitpasconsensusauseindugroupedetravail.Troiscas
semblentdevoirêtredistingués:
? le cas des petites installations de faible puissance, situées sur lesmaisons individuelles,
dont le dimensionnement permet a priori d?atteindre un taux d?autoconsommation élevé
(nonobstant les périodes où les occupants sont absents) et dont la rentabilité repose
principalement sur la facture économisée. Au regard de cette rentabilité, il ne semble pas
nécessaire de mettre en place un système spécifique de rémunération complémentaire qui
s?avèrerait de plus complexe à définir et difficile à appréhender pour les particuliers.Pour ce
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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type d?installations, le groupe de travail recommande la définition d?une prestation de
service globale standardisée (éventuellement labellisée) qui ferait référence et qui
couvrirait notamment les aspects de bon dimensionnement des installations, de leur
qualité,deleurmontageetmaintenanceainsiquelesexigencesentermesdedéclaration
des installations. Les contours d?une telle prestation devront être définis en lien avec le
CONSUEL, la profession et les représentants des particuliers et l?opportunité de prévoir des
aidespoursamiseenoeuvreétudiée;
? le cas des installations d?une puissance de l?ordre de quelques kWc situées sur des
bâtiments individuels dont la production peut plus facilement dépasser la consommation en
journée. Dans ce cas, l?instauration d?un mode de soutien spécifique à l?autoconsommation /
autoproduction ne fait pas consensus au sein du groupe de travail. Elle semble complexe
comptetenudelafaiblesynchronisationdescourbesdeproductionetdeconsommationetdela
diversité des situations possibles. Un dispositif de soutien de type «vente en totalité» de
l?électricité produite (tel que le système d?obligation d?achat actuel) semble à court terme,
notammentparsasimplicité,plusadapté.
? lecasdesinstallationsdepuissanceplusimportantesituéessurdesbâtimentscollectifs.
Ces derniers entrent alors dans le champ des «îlots urbains» et sont traités dans ce
cadre.
Cespropositionsvisentlecourttermeauregarddescoûtsactuelsdeproductionduphotovoltaïque
et des prix de vente TTC de l?électricité. Lorsque la «parité réseau» aura été atteinte pour ce
secteur,desréflexionsdevrontêtreengagéessur l?opportunitédemaintenir les tarifsd?achatpour
cesdifférentescatégories.
Deplus,demanièregénérale,desréflexionssurlesmoyensderéduirelespointesd?injectionetpar
conséquentderéduirelescoûtsderaccordementdesinstallationspourraientêtremenées.
VII.3.3 «Ilotsurbains»:bâtimentscollectifs,groupesdebâtimentsouquartiers
Lanotiond?«ilotsurbains»recouvreunprinciped?optimisation localedesquantitésconsommées
ou injectéesdans leréseauparunecompensationdesdéficitsdeproductionetdeconsommation
entrebâtimentssituésàproximité(sorted?autoconsommationàl?échelled?unquartier).
La définition d?un dispositif de soutien de l?autoconsommation / autoproduction dans ces
«îlots»nécessitedesréflexionscomplémentaires.
Eneffet,audelàdesaspectscontractuelsetcommerciauxquidevrontêtreaffinés,ilestnécessaire
de bien identifier les situations où de la valeur ajoutée est créée par rapport au simple effet du
foisonnementdesproductionsetdesconsommationsentresites(cf.pointsII.5.1etIII.2).
Deux types d?actions créant cette valeur ajoutée sont envisageables, aucune mesure précise
associéen?ayantétéétudiéedanslecadredecegroupedetravail:
desactionsdeplanificationvisantàoptimiserledimensionnementdesinstallationsdeproduction
enfonctionduréseauélectriqueetdelademande,quisontàlamaindespouvoirspublics;
desactionsetinitiativesquifontappelpluslargementauxconsommateursetproducteurslocauxet
quivisentparlepilotagedel?offreetdelademandeàoptimiserlocalementlesfluxd?électricitéen
allantaudelàdecequepermetlesimplefoisonnement.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Une rémunération pourrait être prévue si de telles actions étaient entreprises et apportaient un
bénéficeà lacollectivité(réductiongarantiedansladuréedespointesd?injectionet/oudespointes
desoutirageaumomentoù la consommationest la plus forteauniveauduposte susceptiblede
retarder le besoin de renforcement de ce poste essentiellement). Cette rémunération devrait être
définie en fonction des gains effectivement réalisés, nécessitant l?instruction et lamise en oeuvre
d?undispositifderégulations?assurantquelerapportcoût/bénéficespourlacollectivitéestpositif.
Cesgainspourraientêtrereversésàceuxquiontpermisdelesdégager.
Quelles que soient les mesures précitées, la question de l?échelle de leur application devra être
étudiée (aval d?un poste de livraison, aval d?un poste HTA/BT, quartiers, zones industrielles ou
commerciales,territoired?unecollectivitéoud?ungroupementdecollectivité)danslamesureoùelle
est un facteur indispensable d?optimisation locale du réseau par une mesure plus fine des
consommationsetd?intégrationdesénergiesrenouvelables.
Ces problématiques sont complexes et leur étude précise est nécessaire. Des réflexions
complémentaires pourraient être menées au travers d?une expérimentation (éventuellement
l?expérimentation d?un service de flexibilité local sur des portions de réseau public de
distributiond?électricitéprévuepar leprojetde loi relatifà la transitionénergétiquepour la
croissanceverte).
Cette expérimentation viserait à identifier les conditions dans lesquelles un tel modèle permet
d?optimiser les flux d?électricité à une échelle pertinente (bâtiment, groupe de bâtiments, quartier,
etc.), tout en réduisant les contraintes d?injection et les puissances souscrites et en créant de la
valeur ajoutée additionnelle pour la collectivité par rapport aux modèles actuels (notamment au
simplefoisonnement).Elledevraitégalementpermettredetraiterlesquestionsjuridiquesliéesàce
modèle (alimentation des parties communes d?un bâtiment collectif, question de la location des
locaux, etc.) et d?identifier quel acteur économique pourra s?engager sur les mesures
susmentionnéesd?améliorationdel?adéquationoffredemandeetderéductiondescoûtsderéseau
etsurleurpérennité.
VII.3.4 Secteurstertiaireetindustriel
Les segments des activités tertiaires et industrielles (au sens large: industrie, agroalimentaire,
logistique,agriculture,etc.)sontceuxoùlesprofilsdeconsommationetdeproductionpeuventêtre
lesplussynchronesnotammentgrâceàdeschargesimportantespendantlajournée(climatisation,
bureautique, groupes froids, etc.) voire à des capacités de stockage liées à l?activité du site
(frigorifique, chauffage, etc.), capables d?absorber la production photovoltaïque par exemple. Le
soutienaudéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionyparaîtdoncpertinentd?unpoint
de vue énergétique et alors nécessaire sur le plan économique au regard des difficultés de
rentabilitépourcesinstallationscomptetenudesprixactuelsdel?électricitéetdestarifsréglementés
devente.
Ainsi,ledispositifdesoutienquipourraitêtremisenplacepourcesegmentdevradanstous
lescascomprendreunerémunérationcomplémentaire,detypeprimepréférentiellement.Ce
dispositif devra par ailleurs tenir compte de la diversité des acteurs de ces segments, qui
peuventglobalementêtredivisésendeuxgroupes:lesinstallationsdepuissancesupérieure
à100kWcetlesinstallationsdepuissanceinférieureàceseuil.
Ce dispositif devra également intégrer des exigences techniques permettant d?assurer la sécurité
despersonnesetdesbiensetlaréalisationd?ouvragesdequalité.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Installationsdepuissancesupérieureà100kWc
Pour ces installations, le soutien à l?autoconsommation / autoproduction pourrait dans un premier
temps prendre la forme d?une expérimentation sous la forme d?un appel à projets. Elle devrait
permettrede tirer lesenseignementsdedifférentessolutionsà testeret qui pourraient conduireà
termeàfaireévoluerlecadreréglementairedesoutienauphotovoltaïque.Unetelleexpérimentation
devra être facile d?accès (afin de permettre au plus grand nombre d?y participer) et prendre en
compteconcrètementlesenjeuxtechniquesdel?autoconsommation/autoproductionainsiqueses
enjeuxfinanciers,juridiques,économiques,defaisabilitéoumêmetechnologiques.Lesrésultatsde
cetappelàprojetset lesenseignements tirésdesprojetssoutenuspourraientpermettred'évaluer
l'opportunité de pérenniser voire de généraliser un tel dispositif de soutien à l'ensemble de ce
secteuretd'enaffinerlesmodalités.
Undispositifd?appelàprojetsdédiépourraitainsiêtreprivilégiépourcesegment,reposantsurun
systèmedeprimecomplémentairederémunération,quiprendraitlaformesuivante:
Prime=AxQuantitéautoproduite+BxQuantitéinjectéeCxPm
Danscedispositif,lescoefficientsAetBpourraientrésulterdelamiseenconcurrencevial'appelà
projets (d?autres critères de sélection pouvant être introduits), le coefficientB pouvant par ailleurs
êtrefixéenfonctionducoefficientApoursimplifier laprocédureetdéfinidefaçonàminimiser les
effets«antiMDE»et lesdéplacementsdeconsommation lorsqueceuxcinesontpasbénéfiques
pourlesystèmeélectriqueglobal(cf.chapitreV).
Cette expérimentation pourrait également permettre d?évaluer le comportement des
autoconsommateurs/autoproducteursfaceauxsignauxprixquileurserontadressés,enassociant
le terme B à une rémunération complémentaire à la vente sur le marché des excédents de
production.
Le coefficient C pourrait être fixé préalablement dans les dispositions de l?appel à projets, pour
refléter par exemple, l?écart entre la participation de l?autoconsommateur / autoproducteur à son
raccordementetlescoûtscompletsderéseauxinduits,audelàdelasimpleliaisonderaccordement
oumêmedesonextensionéventuelle.Unmontantplusélevépourraitégalementêtreenvisagépour
mieuxdifférencieretsélectionnerlesmeilleursprojetsendissuadantdemanièrepluscertaineceux
risquantd?induiredescoûtsderéseau importants.Lapriseencomptedesenjeuxdepuissanceà
l'injectionpourraitégalements?effectuervialesmesuresalternativesexposéesaupointVI.4.L'appel
àprojetspourraitainsipermettredelesexpérimenterpourenmesurerlesbénéfices.
La durée des contrats qui résulteraient d?un tel appel à projets devrait tenir compte de l?évolution
prévisibledesprixdemarchéetdesprixdeventedel?électricitéetdelaproblématiqueducoûtde
financementdesprojets.
Installationsdepuissanceinférieureà100kWc
Pourcesinstallations,undispositifdesoutiendel?autoconsommation/autoproductionsouslaforme
d?appelàprojetsoud?appeld?offresaétéjugémoinsadapté.Pourcesinstallations,ledispositifde
soutiensedoitd?êtrefacileàappréhenderetàmettreenoeuvre.
Un dispositif de soutien expérimental pourrait donc être instauré, pour un volume limité, via une
primecomplémentairederémunérationdanslecadredecontratd?achatsouslaformesuivante:
Prime=AxQautoproduite+TxQinjectée[CxPm]
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
79/94
Enfonctiondesrésultatsdecetteexpérimentationetde l?appelàprojetsquipourraientêtremené
pourlesinstallationsdeplusgrandetaille,lesparamètrespourraientêtreaffinésdanslecadred?une
éventuellegénéralisationdudispositif.
Dansl?hypothèseoùletermeCseraitfixéàzéro, lesenjeuxdepuissanceinjectéedevraientalors
êtretraitésgrâceàdesmesuresalternativestellesquecellesdétailléesaupointVI.4.
Amoyenterme,suivantlesrésultatsdecetteexpérimentation,desréflexionsdevrontégalementêtre
engagéessurl?opportunitédemaintenirlestarifsd?achatpourcesinstallations.
VII.3.5 Zonesnoninterconnectées(ZNI)
Les ZNI présentent des enjeux importants en termes de coûts de production et de flexibilité du
système électrique, notamment au regard de la limite d?insertion de nouvelles capacités
intermittentes par le seuil d?injection de 30% de la puissance appelée à tout instant. Par
conséquent,lesoutiendel?autoconsommation/autoproductionestpertinentdanscesterritoires,via
un dispositif y alliant des mesures de flexibilité (stockage,mesures «MDE», etc.) permettant de
répondreàcesenjeux.
Installationsdepuissancesupérieureà100kWchorsrésidentieldiffus
Ledispositifdesoutienactuelàlafilièrephotovoltaïqueprévoitdéjàactuellementdesappels
d?offres dans ces territoires pour les installations de puissance supérieure à 250kWc. Ce
dispositif pourrait être étendu à des lots spécifiques d?installations répondant au modèle
d'autoconsommation/autoproductionàpartird?unepuissancede100kWc,permettantunemise
en oeuvre rapide, et qui devraient permettre de soutenir le développement et la maturation de
mesuresdemaîtrisedel?énergie(MDE)etdeflexibilitédusystèmeélectrique:
? obligationdecouplerl?autoconsommation/autoproductionàdesmesuresde«MDE»tellesque
deschauffeeauxsolaires,stockagedefroid,etc.);
? incitation au couplage d'une consommation au moment de la production photovoltaïque
(véhiculesélectriquesparexemple);
? améliorationetcompétitivitédesdispositifsdestockage;
? mesuresalternativestellesquecellesmentionnéesaupointVI.4.
Pourcesinstallations,ledispositifdesoutienpourraitprendrelaformed?uneprimecomplémentaire
derémunération,danslecadredecontratsd?achat,souslaformesuivante:
Prime=AxQautoproduite+BxQinjectée[CxPm]
Dans ce système, compte tenu des conditions complémentaires à l?autoconsommation
/autoproduction mises en place (lissage ou stockage de la production, limitation de la puissance
injectée,mesures de «MDE», etc.), le coefficientC pourrait être pris égal à 0 et le coefficientB
pourraitêtreréguléetprésenterunevaleurfaible, légèrementsupérieureaucoefficientA,avecun
calagedescoefficientspermettantunerémunérationnormaledescapitaux.
La durée des contrats qui résulteraient de tels appels d?offres devrait tenir compte de l?évolution
prévisibledescoûtsdeproductionetdesprixdeventedel?électricitéetdelaproblématiqueducoût
definancementdesprojets.Deplus,ledispositifdevraitêtreconditionnéàlamiseàdispositiondu
gestionnairedusystèmedeservicesdeflexibilitécontribuantàsastabilité.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Installationsdepuissanceinférieureà100kWcetrésidentieldiffus
Pourlesinstallationsdepuissanceinférieureà100kWc,desréflexionscomplémentairessur
le mécanisme de soutien à mettre en place pour favoriser l?autoconsommation /
autoproductionpourraientêtremenéesauseindugroupedetravailZNI.Lespistesderéflexion
sontactuellementlessuivantes:
? intégrerladimension«maîtrisedel?énergie»dansledispositifdesoutien;
? finaliser un cahier des charges technique avec EDF SEI (définition des services réseau,
approfondissement des différents modèles technicoéconomiques : avec ou sans stockage,
stockagecentraliséoudécentralisé?);
? progresserdans l?analysecoûts/bénéficescollectifsavec l?analysedescoûtsdeproductiondes
mixparZNI;
? encadrer les initiatives locales d?autoconsommation / autoproductionpourpréserver la sécurité
desbiens,despersonnesetdusystèmeélectrique;
? trouverunmécanismedemaîtrisedesvolumesd?installationsinférieuresà100kWcéligiblesau
dispositifdesoutien;
? étendrelesdispositionsdud)du2°del?articleL.1217ducodedel?énergieauxinstallationsen
autoconsommation/autoproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.3.6 Schémarécapitulatifdudispositifdesoutien
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.4 Miseenoeuvredudispositif
Lesexpérimentationsetdispositifspréconisésdevrontpermettredemesurerensituationréelle les
enjeuxetproblématiquesmisenexergueparlegroupedetravailetd?évaluerlessolutionseffectives
à mettre en place. A partir de ces éléments et suivant les besoins, des mesures «correctives»
pourrontêtreélaboréestantsurlesaspectstechniquesqu?administratifs,juridiquesetéconomiques.
De manière plus précise, les suites qui pourront être données aux travaux du groupe sont les
suivantes.
I. Concernantlesinstallationsphotovoltaïquesdusecteurrésidentieldiffus,lestravauxultérieurs
quiserontmenésdevrontportersur:
1. l?élaborationou larévision/adaptationdesprestationsderéférence,normesoustandardsde
qualité que les petites installations en autoconsommation /autoproduction devront respecter
afinderépondreauxproblématiquesdesécuritédesbiensetdespersonnes,dequalitéetde
pérennitédesouvrages,d?assurabilitéetdesûretédusystèmeélectrique;
2. le lancementderéflexionsen lienavec lesgestionnairesderéseaux, les représentantsdes
particuliersetlesreprésentantsdelaprofessionsurlesbonnespratiquesàmettreenoeuvre
qui pourraient permettre aux particuliers de réduire leur puissance injectée et les coûts de
raccordementdeleursinstallations;
3. le lancement de réflexions, lorsque la «parité réseau» sera atteinte pour ce segment, sur
l?opportunitédemaintenirlestarifsd?achat.
II. Concernant les installations de puissance inférieure à 100kVA hors secteur résidentiel, pour
lesquelles le dispositif de soutien préconisé prendrait la forme d?une prime à
l?autoconsommation/autoproduction,lestravauxàmenerdevrontportersurl?élaborationdela
réglementation et les exigences techniques associées à ce dispositif, sur le calage des
paramètresA,BetC,leschémadecomptageassocié,l?encadrementdespointesd?injectionet
sur le volume dédié. Ces réflexions pourront être menées d?ici fin 2014 dans le cadre d?un
groupedetravailrestreintassociantl?administration,laprofession,lesgestionnairesderéseaux
et l?acheteurobligéafind?aboutirdébut2015à lamiseenplacedecedispositifexpérimental.
Deplus,àmoyenterme,suivantlesrésultatsdel?expérimentationetdel?atteintedela«parité
réseau»pourcesecteur,desréflexionspourrontégalementêtreengagéessurl?opportunitéde
maintenirlestarifsd?achatpourcesinstallations.
III. Concernant les installationsdepuissancesupérieureà100kVA,etéventuellement les«îlots
urbains»sicesderniersnesontpastraitésdanslecadredel?expérimentationd?unservicede
flexibilitélocalsurdesportionsderéseaupublicdedistributiond?électricitéprévueparleprojet
deloirelatifàlatransitionénergétiquepourlacroissanceverte,undispositifd?appelàprojets,
lancé par l?Etat, éventuellement appuyé par l?ADEME est préconisé. Un groupe de travail
pourraitêtremisenplaceafindedéfinird?icilafindel?annéelesconditionsgénéralesd?untel
appelàprojets:segments,volumes,modalitésdelancement,installationsvisées,dispositions
techniques associées (dont le comptage et les traitements associés),méthode et critères de
sélectiondesprojets,critèresquiserontsuivis,etc.Cetappelàprojetdevraitégalement tenir
compte des bonnes pratiques mises en oeuvre au niveau régional et qui devraient être
recensées.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Cetappelàprojetsdevraprendreencompte ladiversitédesconfigurationsquipourrontêtre
rencontréesen termes de typologies d?installations (bâtiment collectif, groupement de
bâtiments,échelled?unquartier,zones industrielles,d?activités,etc.),detailledes installations
et éventuellement d?implantation géographique. Il devra présenter un volume suffisamment
important pour permettre une représentativité des projets qui seront retenus et un retour
d?expérience enrichissant sans toutefois impacter le développement des installations qui ne
seraientpasretenuesdanscetappelàprojets.Soncalendrierdelancementseraàdéfinirdans
lecadredugroupedetravailsusmentionnéetdevraaprioritenircomptedel?avancementdela
miseenplacedel?expérimentationprévueparleprojetdeloirelatifàlatransitionénergétique
pourlacroissanceverte.
IV. Concernant les installationssituéesdans lesZNI,desréflexionspourrontêtreengagéespour
intégrer l?autoconsommation / autoproduction dans les cahiers des charges des prochains
appelsd?offresphotovoltaïquespourlesinstallationsdepuissancesupérieureà100kWc.Pour
les installations de puissance inférieure à 100kWc, des réflexions complémentaires pourront
êtremenéesdanslecadreduGTZNIetprendreencomptelesrecommandationsduprésent
rapport.
V. Demanière plus générale, une réflexion sur l?opportunité de faire évoluer àmoyen terme le
modèletarifaireduTURPEpourraitêtreengagée,sousl?égidedelaCommissionderégulation
del?énergie.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Annexes
Annexe1:Compositiondugroupedetravail
Annexe 2: Programme de travail et thématiques abordéespar le groupede
travail
Annexe3:Contributionsécritesdesmembresdugroupedetravail
Annexe4:RecommandationsdugroupedetravailZNI
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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ANNEXE1
COMPOSITIONDUGROUPEDETRAVAIL
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
86/94
Compositiondugroupedetravail
Représentantsdespouvoirspublics
? Agencedel'EnvironnementetdelaMaîtrisedel'Energie
? Commissariatgénéralàlastratégieetàlaprospective
? CommissiondeRégulationdel?Energie
? Ministère de l?écologie, du développement durable et de l?énergie ? Direction générale de
l?énergieetduclimat
? Ministère des finances et des comptes publics et Ministère de l'économie, du redressement
productifetdunumériqueDirectiongénéraleduTrésor,Directiongénéraledelacompétitivité,
del?industrieetdesservicesetDirectiongénéraledelaconcurrence,delaconsommationetde
larépressiondesfraudes
? MinistèredesOutreMer
Gestionnairesderéseauxetacheteursobligés
? Association Nationale des Régies de service public et des Organismes constitués par les
Collectivitéslocales?ANROC
? EDF?Directiondel?optimisationamontavaltradinget
? EDFSystèmesélectriquesinsulaires
? ERDF
? FédérationNationaledesSociétésd?IntérêtCollectifAgricoled?Electricité?FNSICAE
? RTE
? Unionnationaledesentrepriseslocalesdel?électricitéetdugaz?UNELEG
Acteursdel?électricitéetdesénergiesrenouvelables
? ANODE
? CONSUEL
? EDF
? E.ON
? GDFSuez
? OfficeFrancoAllemanddesEnergiesRenouvelables?OFAENR
? SaintGobain
? SolaireDirect
? TOTAL
? UnionFrançaisedel?Electricité?UFE
Syndicatsprofessionnels
? AssociationFrançaisedesProfessionnelsduPetitÉolien?AFPPE
? CLER
? ENERPLAN
? HESPUL
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? FranceHydroElectricité
? Groupementdesmétiersduphotovoltaïquede laFédérationFrançaiseduBâtiment?GMPV
FFB
? GroupementdesParticuliersProducteursd'ElectricitéPhotovoltaïque?GPPEP
? SyndicatdesEnergiesRenouvelables?SER
? SyndicatdesEntreprisesdegénieélectriqueetclimatique?SERCE
? Syndicatdupetitéolien?SYPEO
Acteursdustockagedel?électricitéetdelagestiondessystèmesélectriques
? ALSTOM
? Associationtechniqueénergieenvironnement?ATEE
? GroupementdesIndustriesdel?équipementélectrique?GIMELEC
? SAFT
? SchneiderElectric
Organismesderecherche
? CentreScientifiqueetTechniqueduBâtiment?CSTB
? Institutnationaldel?énergiesolaire?INES
Pôlesdecompétitivité
? Capenergies
? DERBI
Acteursdufinancement
? BanquePopulaireCaissed?Epargne?BCPE
? BanquePubliqued?Investissement?BPI
? Caissedesdépôtsetconsignations
? LumoFrance
Collectivitéslocales
? AssociationAMORCE
? AssociationdesRégionsdeFrance?ARF
? Fédérationnationaledescollectivitésconcédantesetrégies?FNCCR
? RéseauPUREAVENIR
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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ANNEXE2
PROGRAMMEDETRAVAILETTHEMATIQUESABORDEESPARLE
GROUPE
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Programmeetthématiquesdugroupedetravail
Réuniondu7décembre2013?Réuniondelancement
Réuniondu8 janvier 2014? Autoconsommation / autoproductionet systèmes électriques:
étatdeslieux,opportunitésetdéfis
? Quelledéfinitiondel?autoconsommation/autoproduction?
? Opportunités et défis de l?autoconsommation / autoproduction pour le réseau électrique et le
systèmeélectrique
? Impactdudéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionetdustockagesurlepilotage
duréseauetlesystèmeélectrique(enpuissanceetenénergie)
? CasspécifiquedelaCorseetdesDOM
? Impactsurlescoûtsderéseau(analyseenpuissanceetenénergie)?Sontilsréduits,inchangés
ouaugmentés?
? Quellesdistinctionsentresituationd?autoconsommation/autoproductionchezleparticulier,dans
letertiaire,l?industrieletlelocal?
? Conséquencesdudéveloppementdustockage(résidentiel/tertiaire)surleréseauélectrique
? Commentmaximiserleprofildeconsommationetceluidelaproduction?
Réuniondu22janvier2014?Présentationsdesexpériencesétrangères
Réuniondu5février2014
1. Présentationdecasd?écoledesystèmesd?autoconsommation/autoproduction
2. Impact de l?autoconsommation/autoproduction sur le financement des taxes, de la
CSPEetdesréseaux
? Impact de l?autoconsommation / autoproduction sur l?assiette et le taux des prélèvements
finançant le réseau (TURPE), lesENR (CSPE), les taxes locales, la participation aux services
systèmes
? Transfert des coûts de réseau entre les autoconsommateurs/autoproducteurs et les autres ?
analysepuissance/énergie
? Commentfinancerlescoûtsdusystèmeélectrique?
Réuniondu19février2014?Lestockageetdelamaîtrisedel?énergie?Lesenjeuxentermes
deR&Detd?innovation
? Lesdifférentestechnologiesdestockage:présentationmulticritère
o Technologiesetservicerendu
o Echelle:résidentiel,local,global
o Timetomarket
o Pertinenceéconomique
o LesenjeuxdeR&D
? Présentationsdesexpérimentationsencours:INES,NiceGrid,ATEE
? QueldimensionnementoptimalpourlesinstallationsPV?
o Intégrationaubâtiment
o Problématiquesdesécurité
o Modalitésdemiseenoeuvre
Réuniondu5mars2014?Réuniondepointd?étape
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Réunions du 19 mars 2014 et du 2 avril 2014 ? Quel modèle économique pour
l?autoconsommation/autoproduction?
? Lemodèleéconomiqueactuel,enFranceetàl?étranger
? Impactdesdifférentsmodesdesoutienàl?autoconsommation/autoproduction(tarifd?achat,net
metering,aucunsoutienspécifique,etc.)
? Commentaccompagnerlatransitionaveclemodèleactuel?
? Quelmodèle d?intégration ausystèmeélectrique (servicessystèmes, stockage)? Analyseen
puissanceetenénergie
? Rappel de la clé de lecture: bâtiments résidentiels vs bâtiments tertiaires, industriels, voire
groupedebâtiments,systèmeslocaux?
? Quelsmodèleséconomiquespourréduirelesbesoinsdedéveloppementduréseauélectrique?
pourquellesapplications(sitesisolés?sitesdisposantd?unstockagecompétitifdetypefroidou
chaleur?),pourquelsegmentdemarché(résidentieloutertiaire)?Aquelleéchéance?
? Lesinitiativesdescollectivitéslocales
Réunion du 16 avril 2014 ? Quel cadre réglementaire et quel financement pour
l?autoconsommation/autoproduction?
? ProblématiquedelaGouvernance:articulationentrelocal,territorial,nationaletglobal
? Statut juridiqueet fiscalde l?autoconsommateur/autoproducteur: situationactuelleetévolutions
nécessaires
? Problématiquesassurantielles
? Problématiquesliéesàlasécurité
? Quellesévolutionsrèglementairesnécessaires?*
? Questiondelabancabilité,desrisquesetdescoûtsdegestion
? Lefinancementparticipatif
Réuniondu30avril2014?RéunionconsacréeaucasspécifiquedesZNI
Réunion du 7 mai 2014 ? Quel modèle économique pour l?autoconsommation/
autoproduction(suites)?
Réuniondu28mai2014 ?Modèleéconomiquede l?autoconsommation /autoproductionet
relecturedudocumentdesynthèse
Réuniondu9juillet2014?Réuniondesynthèse
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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ANNEXE3
CONTRIBUTIONSDESMEMBRESDUGROUPEDETRAVAIL
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
92/94
Contributions
? Association technique énergie environnement ? ATEE
? Groupement des métiers du photovoltaïque de la Fédération Française du Bâtiment ?
GMPV-FFB
? Groupement des Particuliers Producteurs d'Electricité Photovoltaïque ? GPPEP
? HESPUL
? Syndicat des énergies renouvelables
? Union Française de l?Electricité ? UFE
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
1
ATEE ? Association technique énergie environnement
47, Avenue LAPLACE ? 94117 ARCUEIL
Janvier 2014
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au
Groupe de travail « autoconsommation »
du Ministère de l?Ecologie, du Développement
Durable et de l?Energie
sur la filière « cogénération basse tension »
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
2
Contexte
Le groupe de travail « autoconsommation» qui a été lancé par le Ministère en charge de
l?énergie en décembre 2013, s?inscrit dans les objectifs clairement assignés par les Pouvoirs
publics en matière de systèmes énergétiques :
? maîtrise de la sécurité d?approvisionnement de la France,
? respect des impératifs européens du paquet Climat-Energie,
? maitrise de la consommation d?énergie.
Dans ce contexte, il a pour objet de mener une réflexion technique sur les enjeux (en termes
d?opportunités et de défis) de l?autoconsommation/autoproduction. Il s?agit également d?évaluer
l?impact de l?autoconsommation/autoproduction sur les réseaux électriques.
La présente note représente la contribution du Club Cogénération de l?ATEE à cette réflexion.
Quel intérêt représente la cogénération raccordée en basse tension et
fonctionnant en autoconsommation ?
On observe trios tendances fortes pour les systèmes énergétiques (chaleur/électricité) une
dynamique croissante de décentralisation, qui permet (i) d?améliorer l?efficacité
énergétique globale de ces systèmes par une production des énergies (chaleur, électricité) au
plus près des consommateurs finals, (ii) de limiter les pertes de transport et (iii) de sécuriser
l?approvisionnement électrique du consommateur. Cette dynamique se traduit notamment par la
démultiplication du nombre de petits producteurs grâce au développement de micro systèmes
autonomes : modules photovoltaïques, micro-éoliennes, micro-cogénération.
La seconde tendance correspond au déploiement de dispositifs interactifs incitant à une
réappropriation de la question énergétique par les consommateurs finals via la mise
en oeuvre de réseaux de distribution intelligents.
La troisième et dernière tendance correspond à un développement de nouveaux usages
stationnaires de l?électricité (en complément des usages mobiles), et ce dans les différents
secteurs consommateurs : secteurs résidentiels collectifs et individuel, petite/moyenne industrie
et tertiaire. En particulier, la France présente une croissance forte et atypique des usages
thermosensibles : Le gradient de consommation est en effet passé de 1500 MW/°C en 1996 à
2400 MW/°C en 2013 (selon le dernier rapport publié par RTE le 23/01/2014), et continue de
progresser avec le recours aux Pompes à chaleur.
Dans un contexte de fort déploiement des productions intermittentes renouvelables, ces trois
tendances sont de nature à infléchir significativement la forme et les fonctionnalités des
systèmes électriques de demain et à favoriser des logiques d?autoconsommation (part de
la production d?énergie consommée par le site1 où elle est produite), voire d?autoproduction
(part de la consommation de l?énergie produite par le site, rapportée à la consommation totale
du site).
Dans ce contexte, les technologies de micro & mini cogénérations2 (dénommées
« cogénérations BT (basse tension) » dans le reste du document) représentent une
1 Le « site » consommateur et producteur peut représenter : un logement ou un ensemble de logements, des
immeubles de bureaux, une PME, un bâtiment administratif, etc.
2 Le segment des « micro & mini cogénérations », ou « cogénérations basse tension », se caractérise en
France par d?une part son niveau de puissance électrique (inférieur à 36 kVA pour la micro-cogénération et entre
36 et 250 kVA pour la mini-cogénération), et d?autre part son niveau de tension de raccordement en basse
tension (BTA ou BTB).
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
3
réponse adaptée à ces trois tendances, plus particulièrement lorsqu?elles sont
opérées en logique d?autoconsommation.
En effet, ces technologies associent les qualités d?une chaudière individuelle ou collective
performante à une production d?électricité totalement décentralisée, en apportant un triple3
bénéfice à la collectivité (et le consommateur final), sur les plans :
? Energétique, en réduisant les consommations de ressource primaire, la cogénération à haut
rendement (Ep>10%) étant promue par la Commission européenne, notamment dans la
Directive efficacité énergétique et la feuille de route de la DG TREN « Energy 2030 ». La
production autoconsommée de l?électricité et de la chaleur sur le site consommateur
permet de limiter au strict minimum les pertes de transport, de distribution et de
transformation (pour l?électricité) de ces énergies ;
? Des réseaux électriques, en sécurisant l?alimentation électrique des consommateurs finals
sur la boucle de distribution en en contribuant de façon efficace à l?effacement de la pointe
de consommation d?électricité avec une disponibilité élevée4 ;
? Economique, en réduisant les investissements dans les infrastructures électriques, gazières
et les moyens de production de pointe avec la réduction des pertes réseaux et l?effacement
de la pointe électrique.
Fort d?une filière professionnelle déjà présente en France, la cogénération basse tension (BT) se
développe largement à l?étranger avec des technologies matures (cf. Annexe 2). Elle est source
d?emplois non délocalisables dans ces pays, dans les différents domaines d?activités de la
filière : R&D, formation, conception, installation et maintenance, fabrication des unités.
La France a fait un effort conséquent au cours des 17 dernières années pour structurer, faire
émerger et maintenir une offre de cogénération de moyenne et grosses capacités (le parc
compte à ce jour 4,5 GW électriques de cogénérations de 1 MW à 125 MW industrielles et
climatiques, qui s?est développé à partir de 1997 pour un coût global d?environ 5 G¤). Ce
développement a été conduit dans la lignée des initiatives menées par nos voisins européens,
comme la Grande Bretagne et les Pays Bas (plusieurs milliers d?unités en service dans ces deux
pays) ou l?Allemagne (près de 30 000 unités de micro-cogénération installées).
Les produits ont largement prouvé leur faisabilité technique sur le marché Français, à l?issue de
nombreuses opérations de démonstration initiées en 2010 par GrDF et l?ADEME, mais aussi
plusieurs fournisseurs d?énergie, dans des conditions d?installation et d?exploitation comparables
à celles de chaudières utilisant les mêmes combustibles. En effet, la plupart de ces acteurs
commercialisent ou déploient également des chaudières individuelles et collectives, et disposent
donc de réseaux d?installateurs et de SAV appropriés.
D?autres perspectives d?avenir s?ouvrent aujourd?hui à la cogénération, avec le recours au
biométhane et aux huiles végétales dans les installations classiques, et le développement de
nouvelles technologies comme la biomasse, ou les Piles à combustible.
3 On peut même prendre en compte un quatrième bénéfice, environnemental cette fois, lié au fait que la
cogénération BT réduit significativement les émissions de GES en déplaçant les capacités de production de pointe
par thermique à flamme (charbon, fioul, gaz), impact qui est amplifié par l?utilisation de cogénérations alimentées
en biogaz, bois énergie ou huile végétale pure.
La cogénération pourrait à ce titre permettre à court terme de valoriser efficacement le surplus de production
d?origine renouvelable, grâce à l?injection dans les réseaux de gaz de biométhane ou d?hydrogène produits à partir
de ces énergies.
4 Cet avantage est conféré par le caractère thermosensible du parc de production d?électricité français, la
cogénération étant pilotée par les besoins de chaleur du site, qui sont concomitants des périodes de forte
demande électrique.
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autoconsommation/autoproduction
4
Etat des lieux des technologies et conditions de soutien actuelles
Technologies mises en oeuvre et performances
Les différentes technologies de cogénérations BT couvrent toutes les plages de puissance et de
rendements. Cinq principales technologies sont présentes sur le marché, à un degré plus ou
moins grand de maturité, en partant des moteurs à combustion interne, très largement
déployés depuis 50 ans, aux piles à combustibles dont le développement est actuellement
surtout réalisé au Japon.
Le Tableau 1 présente les principales caractéristiques des différentes technologies. On
constate que les rendements de ces installations sont très élevés, ce qui fait de la micro-
cogénération base Stirling la technologie actuelle de production combinée de chaleur et
d?électricité la plus efficace.
Tableau 1: Technologies de cogénérations BT
Pour plus d?informations, on se référera également à l?Annexe 2.
Conditions actuelles de soutien de la filière cogénération BT
Les mécanismes d?incitation actuels pour le déploiement des cogénérations basse tension
reposent pour l?essentiel en France sur le mécanisme de l?obligation d?achat (tarif d?injection),
complété par un crédit d?impôt de 15% pour les installations de moins de 3 kW.
Ce mécanisme est porté par deux contrats types.
- Le contrat petites installations pour la plage de puissance de 0 à 36 kVA (BTA), mis en
oeuvre en 2001 ;
- Le contrat C13 (ou l?avenant C01), actualisé en novembre 2013, est applicable aux
cogénérations de puissances électriques inférieures à 12 MW, mais qui en pratique s?applique
aux seules installations de plus de 250 kVA en raison des contraintes de comptage et de
disponibilité qu?il impose.
NB : La rémunération du contrat « Petites installations », qui n?a pas été révisé depuis sa mise
en oeuvre en 2001, n?a jamais permis le développement d?un parc de micro-cogénérations car
aucun prémium n?est prévu par rapport aux tarifs de l?électricité.
Le : Modalités des mécanismes de soutien de la cogénération en FranceTableau 2 ci-après
récapitule les conditions d?application et de rémunération de ces deux contrats d?achat.
Technologie
Moteur à
combustion
interne (MCI)
Moteur Stirling
Moteur
Rankine
Turbines à
combustible
Pile à
combustible
Maturité ++++ +++ ++ ++++ +
Gamme de puissance en kW
électrique dans la plage BT
2-250 1-35 1-35 1-250 1-250
Combustible
GN-biogaz-
Huile végétale
GN-biogaz-
bois
GN-biogaz-
bois
GN-biogaz
Rendement global sur PCI (Ep)
75-90%
(10-20%)
95-98%
(15-25%)
90-95%
(10-23%)
75-90% (10-
20%)
85-90%
(20-30% de ?élec)
Prix (en k¤/kW) 1,5-3 10-15 10-25 3-5 5-15
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autoconsommation/autoproduction
5
Tableau 2 : Modalités des mécanismes de soutien de la cogénération en France
Compte tenu du niveau des tarifs domestiques de l?électricité proposés en France (tarif bleu à
environ 13 c¤/kWh), le modèle économique de l?autoconsommation n?est pas rentable
pour une installation qui consomme 60% de l?énergie produite pendant environ 2500 heures5.
La filière cogénération BT est naturellement adaptée à l?autoconsommation
L?autoconsommation est en effet totalement pertinente pour la cogénération basse tension, car
les unités sont toujours dimensionnées suivant le profil de besoins de chaleur
6
.
Sauf cas particuliers (serristes, logements collectifs), la production combinée d?électricité est
consommée par le bâtiment avec un taux d?autoconsommation élevé. Ce taux est d?autant plus
élevé que le ratio Chaleur/Electricité est contractuellement supérieur à 50% (condition du
contrat Pi).
La production simultanée d?électricité et de chaleur a particulièrement du sens en France en
raison de la forte sensibilité thermique des consommations d?électricité : c?est quand il fait froid
que le réseau électrique est le plus sollicité. La France est donc le pays où le service rendu par
cette technologie se régule naturellement.
Notons également que les matériels sont désormais totalement compatibles avec le smart home
: les installations se pilotent à distance, et même automatiquement en cas d?appel de puissance
par le gestionnaire de réseau (RTE).
5 Ces valeurs ont été établies sur un parc de 40 micro-cogénérations de 1 kW électrique, implantées en résidentiel
individuel.
6 Ce dimensionnement repose sur la courbe monotone des besoins de chaleur (puissances thermiques appelées
versus nombre d?heures sur l?année), et est donc réalisé dans une logique d?autoconsommation intégrale de la
chaleur produite par la machine, valorisée pour la production d?eau chaude sanitaire et les besoins de chauffage
du site.
< 36 kVA 36 kVA<P<250 kVA
Contrat d'achat petites
installations (Pi)
Contrat d'achat C13 (et avenant
C01)
Injection totale Oui (9 c¤HT/kWh) (1) oui (~13 c¤/kWh au 1/1/2014) (3)
Autoconsommation (AC)
avec revente du surplus
Oui (1) + effacement tarif TTC
pour l'énergie autoconsommée)
(~12 c¤/kWh en tarif bleu) (2)
oui revente au tarif (3)
(suivant conditions)
Autoconsommation sans
revente du surplus
Oui (2) Non
2000-2500 heures
3623 heures (1/10 au 31/3) et
suivant demande de chaleur en
AC (fonctionnement jours ouvrés
seuls possible)
Non (5%)
Oui (10% ou 5% pour l'avenant
C01)
Compteur d'injection pour (1) Compteur à courbe de charge
Engagement de disponibilité de puissance garantie
pendant les "périodes d'appel" (et obligation d'Ep en %)
Conditions de comptage
Conditions de
remunération
(rémunération de l'énergie
en c¤/kWh)
Plage de puissance
Mécanisme de soutien
Durée de fonctionnement
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autoconsommation/autoproduction
6
De plus, le surdimensionnement de ces installations n?est pas possible, car une telle situation
conduirait à des gaspillages qui empêcheraient d?atteindre un seuil de 10% d?économies
d?énergie primaire (5% actuellement imposés par le contrat Pi). Une logique d?autoproduction
ne serait pas pertinente, pour ces mêmes raisons, car entrainant une surdimensionnement de la
puissance thermique.
Notons également enfin que la mise en oeuvre complémentaire d?un stockage de chaleur
permet d?augmenter ce taux d?autoconsommation et de garantir un fonctionnement régulier et
à pleine charge de la cogénération. Avec la mise en oeuvre éventuelle de tarifs horo-
saisonnalisés, ce stockage optimise même le pilotage de la cogénération en fonction du prix de
l?électricité, indépendamment de la demande de chaleur qui peut alors être déstockée en
période de forte demande.
Enfin, relever le taux d?autoconsommation par l?augmentation de la consommation totale du
bâtiment serait contraire à la logique économique, car le coût marginal du kWh électrique
autoconsommé reste supérieur à celui de l?électricité effacée.
Recommandations du Club Cogénération pour le déploiement des offres de
cogénérations BT fonctionnant en autoconsommation
Recommandation n°1 : Dispositions tarifaires
Le Club Cogénération propose un enrichissement du contrat « Petites installations » pour tenir
compte des bénéfices de ces technologies. Il s?agit de réviser ce contrat dans l?esprit des
«Guidelines on environmental and energy aid for 2014-2020», cadre de cohérence Européen en
matière d?aide aux énergies renouvelables.
Les conditions proposées de ce nouveau contrat « C14BT » seraient les suivants :
- Périmètre d?éligibilité :
? cogénérations raccordées en basse tension, englobant donc les mini-cogénérations de
36 à 250 kVA (qui pourraient également opter pour le contrat C13 lorsque la production
peut être continue) ;
? exigence d?un niveau d?Ep > 10% suivant les conditions du contrat C13 ;
? exigence d?un taux d?autoconsommation > 50%.
- Rémunération décomposée en trois termes :
? Rémunération de la Puissance garantie identique à celle du contrat C13 (~160
¤/kW), moyennant le respect d?un critère de disponibilité pendant les « périodes de
disponibilité » suivant des conditions à définir ;
? Rémunération de l?efficacité énergétique identique à celle du contrat C13, donnée
par la formule suivante : 13*(Ep-10%). Cette rémunération pourrait être relevée pour la
plage de puissance 0-36 kVA et en cas d?utilisation d?un combustible renouvelable (bois,
huiles végétales, biométhane).
? Rémunération de l?énergie injectée en surplus au tarif bleu 6 kVA hors taxes
(comparable aux conditions du contrat Pi pour un consommateur au tarif équivalent).
Ces nouvelles conditions économiques seraient de nature à accompagner le lancement en
France des offres cogénérations basse tension les plus compétitives, avec le nécessaire
rééquilibrage de la rémunération actuelle du contrat petites installations par rapport au contrat
C13, seulement appliqué à l?heure actuelle à quelques rares mini-cogénérations de plus de 200
kVA.
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autoconsommation/autoproduction
7
Recommandation n°2 : Dispositions fiscales
Il est souhaitable de maintenir pendant 5 années les crédits d?impôt pour les micro-
cogénérations dont la puissance par logement est inférieure à 3 kW électriques, au
titre des moyens permettant une production d?électricité et de chaleur à haut rendement. Une
réactualisation annuelle pourrait être envisageable en fonction des statistiques de déploiements
effectifs des matériels commercialisés l?année précédente.
Recommandation n° 3 : Aspects réglementaires en matière de raccordement et de
mesure des performances
Pour toute micro ou mini-cogénération raccordée en autoconsommation avec
revente éventuelle du surplus, il faut prévoir :
? Pour les conditions de raccordement : le raccordement d?une cogénération basse
tension à la seule installation intérieure ne modifiant pas cette installation électrique, la
visite de contrôle (CONSUEL) n?est pas réalisée. Des délais inférieurs à 3 mois - à compter
de la date de la demande ? doivent être respectés pour l?établissement de la convention
d?exploitation entre le producteur et le distributeur (ErDF ou ELD), avec une mise en
service anticipée possible de la chaudière pour les besoins de chauffage et d?ECS du
bâtiment, à l?issue de la réception technique par l?exploitant. La réduction des coûts de
raccordement doit être systématiquement recherchée, avec mise en concurrence en
particulier des installateurs agréés par le gestionnaire de réseau. Ces dispositions
doivent être généralisées à la cogénération BT de puissance supérieure à 36
kVA, dès lors qu?elles ne sont raccordées qu?à l?installation intérieure (cas de
l?autoconsommation avec revente du surplus).
? Pour la spécification de compteurs communicants électriques et leur gestion : Il
est nécessaire de disposer de plusieurs index tarifaires en natif et de plusieurs bornes
d?injection/soutirage (avec plages horaires cumulant la production électrique cogénérée en
période de disponibilité et hors périodes).
Il s?agit également de valoriser de manière différenciée les productions sur les sites multi-
équipés (notamment dans la perspective d?une généralisation des bâtiments BEPOS après
2020).
Le comptage doit dans tous les cas permettre de mesurer la quantité d?électricité
autoconsommée et celle qui est injectée. Comme la mesure de l?autoconsommation rend
nécessaire l?implantation d?un comptage de l?électricité produite par la machine qui est
raccordée à l?installation intérieure, il est nécessaire de faire évoluer la réglementation
actuelle pour le respect du contrat en confiant à un opérateur indépendant la mesure de
l?électricité produite in situ.
Il est proposé qu?une expertise soit menée sur ce point avec ErDF/ELD et EDF
DOAAT, pour mettre en place une métrologie adaptée et garantissant à la fois (i)
des conditions de gestion simple et rigoureuse du contrat d?achat par EDF-
DOAAT, (ii) un comptage fiable par ErDF ou l?ELD concernée de la production
d?électricité produite/exportée/autoconsommée et (iii) une réduction des frais
de pose et de location de compteur(s) pour le producteur.
Dans le même temps, l?homologation par ErDF de dispositifs de
comptage/cumul de l?électricité nette produite par la cogénération, incorporés
aux unités de production et communicants, doit être privilégiée.
? Pour le calcul de l?efficacité énergétique :
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autoconsommation/autoproduction
8
? pour les installations de moins de 36 kVA, il est proposé de procéder à des
essais de performance en laboratoire agréé, dans le cadre d?une homologation
de type, afin de mesurer le niveau d?efficacité énergétique à charge nominale pour
l?éligibilité de la cogénération au contrat C14BT (soit Ep>10%).
? Pour les mini-cogénérations, il est proposé de s?inspirer des conditions
actuelles du contrat C13 en matière de mesure et de contrôle des performances de
l?installation, qui doivent cependant être allégées.
Recommandation n°4 : Actions de R&D
Il s?agit d?amplifier et de dynamiser les programmes de R&D sur la filière, ciblés plus
particulièrement sur les moteurs à combustion externe (Stirling, Rankine, Ericsson) et les piles à
combustible, ainsi que les technologies hybrides (cogénération + solaire).
Ces programmes de R&D doivent de préférence être réalisés dans un cadre européen, d?une
part parce que de nombreux pays (A, UK, NL, D) sont parvenus à un stade de R&D très avancé
sur les moteurs et les PAC et pourraient tirer vers le haut une filière d?excellence européenne.
Enfin, le besoin de formation va croître rapidement avec le déploiement en France des
différentes technologies, en matière de conception, d?exploitation et de maintenance des
installations.
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9
Annexe 1
Enjeux et atouts du développement
d?une filière cogénération basse tension en France
La politique énergétique de la France a pris depuis ces 5 dernières années une nouvelle
inflexion que le Grenelle de l'Environnement a confortée, et se concrétise maintenant par des
engagements, des textes législatifs et des mesures nouvelles. Cette politique réaffirme le socle
de l'apport de l'énergie nucléaire tant pour la politique de sécurité énergétique que de la lutte
contre les GES.
Elle vise également des objectifs ambitieux en termes d'efficacité énergétique, de
développement des énergies renouvelables (ENR) dans la consommation finale (23% en 2020)
et de réduction des GES. Ces développements doivent s'accompagner de la montée en
puissance de filières industrielles nationales fortes tant sur le marché domestique qu'à
l'exportation (nucléaire notamment mais aussi renouvelables et stockage d?énergies).
Dans un tel contexte, les atouts de la cogénération sont multiples :
Un quadruple bénéfice pour la collectivité : énergétique, environnemental,
économique et sécurité d?approvisionnement en électricité
Concomitante aux périodes de forte consommation électrique où le parc thermique à flamme
est fortement sollicité, la production saisonnière des cogénérations BT offre une réelle
complémentarité avec la production centralisée peu carbonée en base (parc nucléaire et
éolien).
Ainsi, ces machines apportent au réseau électrique un soutien saisonnier et journalier lors des
pointes de consommation (vagues de froid par exemple, fortement consommatrices d?électricité
en France du fait de la thermosensibilité élevée du parc de production électrique), s?inscrivant
en droite ligne des propositions du rapport de MM. Sido et Poignant sur la pointe d?électricité du
1er avril 2010 et des objectifs visés par la loi portant nouvelle organisation des marchés de
l?électricité (loi NOME).
Bénéfice énergétique
La production combinée de chaleur et d?électricité se révèle toujours plus efficace que des
productions séparées. La cogénération représente la technologie de production d?électricité par
voie thermique de loin la plus efficace, car proche des lieux de consommations d?électricité et
de chaleur et utilisant des technologies à haute efficacité.
De plus, la production distribuée permet de s?affranchir des pertes du réseau de transport et de
distribution (allant jusqu?à 14% pour l?électricité autoconsommée), d?où un gain de 15 à 25%
en énergie primaire par rapport aux meilleures technologies de chauffage disponibles (pompes
à chaleur électrique et chaudières à condensation) et un appel au système centralisé électrique.
Cette solution constitue un levier pertinent pour respecter la réglementation thermique actuelle,
tant en logement neuf qu?en logement existant, en raison de ses performances énergétiques.
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10
Tableau 3 : Comparaison des consommations d?énergie primaire entre une production
décentralisée et une production centralisée.
Un calcul détaillé d?économie d?énergie primaire réalisé par l?ATEE aboutit à une économie
d?énergie primaire comprise entre 250 et 300 Tep (tonnes équivalentes de pétrole) par an et
par MW électrique installé cogénérations BT.
Bénéfice environnemental
Comme pour l?énergie primaire, les cogénérations BT réduisent dans la même proportion
(15% à 25%) les émissions de gaz à effet de serre par rapport aux meilleures
technologies disponibles, en effaçant majoritairement, pendant les périodes de forte
demande en hiver, un parc thermique à flamme alimenté en combustibles fossiles gaz, fioul et
charbon. Les autres impacts (acidification atmosphérique, eutrophisation des eaux?) sont
également réduits.
Le développement de la cogénération BT en secteur résidentiel contribue fortement à
l?amélioration du bilan environnemental, le bâtiment restant le plus gros émetteur de CO2, avec
un contenu carbone de 180 g/kWh électrique pour le chauffage des locaux. En marginal, ce
contenu peut atteindre 900 g (données RTE/ADEME) ;
La figure suivante illustre concrètement la concomitance entre la production électrique
d?une cogénération et la pointe électrique hiver pour un parc de cogénérations BT
représentatif (les mesures ont été réalisées sur un parc de 40 unités suivies en 2008 et 2009
par le Centre de recherches de GDF SUEZ).
Ce graphique illustre le fait que les cogénérations BT déplacent majoritairement des centrales
thermiques à flamme sollicitées pour la production électrique marginale en hiver.
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11
Bénéfice économique
Le coût d?investissement cible pour les cogénérations BT est variable car il dépend fortement du
type de technologie concernée, de la nature du combustible utilisé (et de son tarif d?achat) et
du secteur d?implantation (résidentiel collectif ou individuel).
Par exemple, pour les micro-cogénérations individuelles alimentées au gaz naturel (on parle
également « d?écogénérateur »), ce coût d?objectif se situera entre le coût d?une chaudière à
condensation et celui d?une pompe à chaleur électrique de puissances thermiques équivalentes.
Pour les marchés visés ? la construction neuve ou la rénovation haut de gamme (voir plus loin)
? le coût d?investissement du produit doit être comparé à celui d?autres systèmes aboutissant à
la même réduction de consommation, correspondant souvent à un couplage de plusieurs
solutions ou à l?association d?un traitement poussé du bâti et d?un générateur performant.
Une indication sur les coûts des Capex (investissements) et Opex (charges d?exploitation fixes
et variables) pour les différentes technologies est donnée en Annexe 2.
Comparé à ce coût supporté pour les filières de cogénérations BT, le bénéfice économique pour
la collectivité est important : production d?électricité de pointe à très haut rendement grâce à la
valorisation de la chaleur in situ, optimisation des infrastructures gazières dont l?investissement
a déjà été consenti, baisse des besoins de renforcement des infrastructures électriques (lignes,
câbles, transformateurs de distribution publique, postes sources?), notamment dans les zones
rurales non desservies par les énergies de réseau.
Le bénéfice est de plus particulièrement important pour des régions dont les
infrastructures électriques sont fragiles comme la Bretagne ou la région PACA
(Provence Alpes Côte d?Azur), voire dans les ZNI (Zones non interconnectées) avec la mise
en oeuvre de cogénérations utilisant des sources ENR (granulés bois en particulier,
biogaz, huiles végétales pures, couplage avec une cogénération du solaire thermique ou du
solaire PV).
Bénéfice en termes de sécurité et qualité de fonctionnement des réseaux
La cogénération BT contribue, en raison de sa production très décentralisée proche du
consommateur final, à sécuriser les approvisionnements des réseaux de distribution
d?électricité.
De plus, les cogénérations largement implantées dans le tissu local contribueront efficacement à
la gestion active des réseaux intelligents (cf. travaux ADEME-GrDF-RTE-Armines sur
l?effacement électrique à partir de technologie gaz, dont l?écogénérateur).
Un produit performant, largement fiable et maitrisé
Les technologies de cogénération BT sont multiples et ont été développées par de nombreux
constructeurs. Le tableau de l?Annexe 2 présente les matériels en développement ou en cours
de commercialisation, ainsi que leurs caractéristiques principales et leurs coûts indicatifs (CAPEX
& OPEX).
Perspectives de développement de la cogénération BT ? Les actions de R&D à
promouvoir
Parmi les moteurs à combustion externe, le renouveau des machines à vapeur alternative est
en cours pour les petites puissances : des recherches existent, tant en France qu'en Italie.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
12
En micro-cogénération, par ailleurs très délocalisée, la cogénération solaire n'est pas exclue.
Elle peut même revêtir 2 formes, la cogénération thermo-mécano-électrique, puis la
cogénération photovoltaïque. Des recherches sont en cours dans ces 2 directions. Une autre
association prometteuse pourrait être la cogénération avec le convertisseur chimio-électrique
Pile à Combustible (PACo) : de nombreuses expérimentations en site et en laboratoire existent
dans ce domaine, mais de nombreux progrès restent à réaliser avant une utilisation à grande
échelle.
Si les mini-turbines sont déjà largement développées et performantes, on commence à voir
apparaitre des micro-cogénérations à base de micro-turbines, dont la R&D porte surtout sur
l?amélioration des performances thermodynamiques en les opérant à haute température grâce à
l?emploi de matériaux céramiques et d?échangeurs de chaleur à haute efficacité7.
Les gains pour la France
Compétitivité industrielle, croissante et emplois préservés et nouveaux
Utilisant les fondamentaux d?une chaudière individuelle consommant le même combustible, la
cogénération BT s?appuie sur des filières gaz, fioul, bois énergie, HVP (Huile Végétale Pure) déjà
présentes en France : Constructeurs (une cinquantaine d?entreprises, 20 000 emplois directs, 3
milliards d?euros HT de CA environ), sociétés d?installation et de maintenance (~50 000
entreprises), filière gazière, filière fioul, filière biomasse (bois énergie), filière huiles végétales
pures, filière biogaz.
Elle offre ainsi la possibilité à ces acteurs de continuer à proposer des solutions techniques
performantes capables de répondre aux défis environnementaux de demain, et de gagner en
compétitivité dans un contexte fortement concurrentiel, dans un domaine marqué par la
présence de nombreux leaders internationaux : Allemagne pour les chaudières, Europe (GB, D,
NL) pour les moteurs Stirling, Japon pour les piles à combustible et les moteurs à combustion
interne, etc.
Ces constats accentuent le violent contraste occasionné par le très faible développement en
France de la cogénération BT, à l?exception des actions de R&D menée sur les moteurs à
combustion externe dans le cadre de projets développés par le CNRS et d?autres laboratoires de
renom (projet CETI par exemple) et de la présence de quelques constructeurs français soucieux
de déployer des micro-cogénérations dès 2012 (Baxi France, Vaillant, De Dietrich France et
Viessmann pour le marketing, la distribution de l?écogénérateur et la formation des
professionnels8?).
L?agence nationale de la recherche a lancé un nouveau programme SEED (Systèmes
énergétiques efficaces et décarbonés) qui déploie un axe de recherche sur la micro-
cogénération.
Les produits basés sur la technologie Stirling existent d?ores et déjà et leur production et leur
commercialisation à grande échelle ont débuté en 2012. En terme de R&D, des perspectives
d?évolution sont identifiées avec le passage dans les 5 à 10 ans à la technologie pile à
7 On peut signaler à ce sujet l?existence du projet AGATCO (« advanced gas turbine for cogeneration ») : ce projet
a été déposé dans le cadre d?un appel à projet ANR portant sur les systèmes énergétiques efficaces décarbonés
(SEED) et a pour objet le développement d?une micro-turbine céramisée développant 2,5 kW électriques et
fonctionnant à haute température (1350°C), avec un objectif de rendement porté à 30%.
8 La société Exoès, jeune startup basée à Bordeaux, qui se préparait à déployer en France une micro-cogénération
innovante alimentée aux granulés bois, a décidé de reporter ce développement compte tenu du contexte français
peu porteur de la micro-cogénération.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
13
combustible, identifiée comme un « domaine prioritaire » de l?efficacité énergétique (Stratégie
nationale sur la recherche dans le domaine de l?énergie - DGEMP 2007).
Aspects environnementaux : Contribution à la croissance des ENR et à la réduction
des émissions de CO2
Le club cogénération a évalué l?impact des installations de cogénérations BT sur la réduction
des émissions de CO2, et les a évaluées entre 1 et 1,4 tonnes de CO2 par MW électrique
installé. La simulation compare dans le détail les émissions de C02 rapportées aux cogénérations
BT à celles des parcs électrique (mix moyen de production électrique français) et thermique
(meilleures technologies de chaudières substituées et utilisant le même combustible) pour des
productions équivalentes d?électricité et de chaleur alimentant le consommateur final.
Dans ces conditions, la réduction spécifique des émissions de CO2 est portée en
moyenne à 0,50 tonnes CO2/MWh électrique produit, bilan optimisé par l?impact des
cogénérations EnR mentionnées précédemment, qui déplacent dans les mêmes conditions des
tranches de production thermique à flamme en périodes de pointe et semi pointe hiver.
Réduction des investissements réseaux / sécurisation du système électrique
La production d?électricité des cogénérations BT, par définition « climatiques », est directement
liée au besoin thermique du bâtiment, et donc aux températures moyennes hivernales. Comme
la température est le critère dimensionnant de la sécurité du réseau électrique en hiver
(rappelons qu?une chute de température de 1°C nécessite une augmentation de production
et/ou de transit d?électricité de 2 400 MW), la cogénération BT contribue à la sécurisation du
système électrique en produisant à pleine charge pendant les périodes de forte consommation
d?électricité.
Cette technologie est donc particulièrement intéressante dans les régions où le déséquilibre
production-consommation entraîne une saturation des capacités de transit des réseaux
électriques nationaux et régionaux de RTE comme en région Bretagne ou en PACA. Comme
mentionné précédemment, la mise en oeuvre dans les ZNI (Zones non interconnectées) de
cogénérations BT utilisant du biogaz, du solaire ou de la biomasse, sera pour cette raison
particulièrement recommandée.
La concomitance de la production des cogénérations BT avec les pointes de consommation
électrique permet une consommation locale et optimisée de l?électricité produite. Les
cogénérations ne font pas subir aux réseaux de distribution de contraintes de congestion en
heures creuses (contrairement à d?autres types de production décentralisée d?électricité), et
peuvent garantir leur puissance pendant les périodes de pointe avec de multiples avantages :
Pas d?impact sur la tenue du plan de tension, pas de création d?harmoniques de fréquence, une
sécurité de découplage intégrée?
Les résultats des expérimentations au Royaume-Uni ou en région Rhône-Alpes confirment une
baisse de l?ordre de 20% de la puissance unitaire appelée au poste source, ce qui permet
d?éviter, de réduire ou de reporter les investissements pour les renforcements des ouvrages
destinés à pallier la hausse des consommations sur les réseaux basse tension. Cette externalité
positive n?est pas chiffrée dans le contrat « petites installations ».
Une évaluation des économies réseaux doit également prendre en compte des pertes réseaux
évitées, qui ont été établies par la Directive cogénération respectivement à 7,5% et 14% pour
l?électricité injectée localement et celle autoconsommée (voir Tableau 4)
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
14
Tableau 4 : Annexe IV de la Décision de la commission du 19/12/2011 - rendements de
référence
En prenant en compte un taux de 7,5%9 de pertes évitées, sans même intégrer
l?autoconsommation effective mais non comptabilisée, les pertes évitées peuvent
être chiffrées à près de 200 MWh par an et par MW installé de cogénérations (soit
une économie d?environ 12 k¤ par an pour RTE).
Pour 1 MW de cogénérations BT, on peut également estimer à près de 60 k¤ les
investissements évités à la collectivité et aux opérateurs pour la réalisation de
centrales de pointe.
Il faut cependant noter que l?impact positif de la cogénération sur les économies réalisées sur
les réseaux électriques (réduction ou report des investissements réseaux), reste délicat à
évaluer, alors que le prix très élevé du KWh défaillant devrait également être pris en compte.
De plus, par rapport à des solutions de production de chaleur centralisée, les cogénérations
raccordées en BT permettent de s?affranchir des pertes de distribution de chaleur des réseaux
de chaleur de grosse puissance (15 à 20% de pertes estimées sur les réseaux de chaleur
français).
Les conditions actuelles du déploiement des cogénérations BT en France. Une
première étape de démonstration
Le Club Cogénération accompagne les actions de ses membres, tous acteurs de la filière (GDF
SUEZ, GrDF, Constructeurs et distributeurs de matériels de micro ou mini cogénérations, etc.)
afin de créer un environnement socio-économique plus favorable au déploiement de cette filière
sur le marché français.
Une première étape a été réalisée pour l?écogénérateur à travers la réalisation de tests en
laboratoire et sur le terrain. On peut noter que l?ADEME et GrDF se sont associés au travers
d?un accord-cadre pour l?instrumentation et le suivi de près de 50 sites pilotes équipés
d?écogénérateurs et ont tiré des conclusions positives de cette première expérimentation de
différents produits. Le calendrier des campagnes d?expérimentation a pu globalement être
respecté.
9 En effet, nous prévoyons un raccordement direct des unités de micro-cogénération au réseau de distribution
compte tenu de la structure tarifaire proposée, imposant la revente totale.
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autoconsommation/autoproduction
15
De plus, ces opérations de démonstration ont permis de tester la solidité et la réactivité des
équipes de maintenance, tout en éprouvant les conditions de raccordement avec ErDF, dont les
retours sont jugés globalement positifs par les installateurs.
Ces filières sont donc fin prêtes à être déployées en termes de systèmes et de
services associés.
Cependant, nous rappelons que les conditions économiques de ce déploiement ne
sont pas encore réunies, compte tenu du niveau insuffisant du mécanisme actuel de
soutien, constitué par le crédit d?impôt pour certaines filières seulement (gaz), et un
contrat d?obligation d?achat (contrat dit « petites installations »).
Pour la cogénération BT alimentée en bois-énergie, le coût plus élevé de ces technologies
impose de bonifier plus encore les incitations au développement. En contrepartie, le potentiel
de réduction de ce coût en valeur absolue est également plus important.
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Annexe 2 : Caractéristiques des différentes technologies cogénérations basse tension (micro & mini cogénérations)
et constructeurs associés
MCI Stirling Rankine PAC
Maturité ++++ +++ ++ +
Puissance électrique 1 kW à 36 kVA 1-5 kW 3-50 kW 1-200 kW
Rendement global
(PCI)
75 à 90% >105% 100% 85-90%
Ratio E/C 1/3 ou 1/2 1/8 à 1/5 1/10 à 1/8 ? à 3
Forces/Faiblesses ? Bon marché (produit
auto-dérivé).
? Non instantané.
? Plus de maintenance que
les moteurs à
combustion externe.
S?intègre très bien dans une chaudière.
Compact.
Rendement sur PCI élevé.
Maintenance réduite.
Faible puissance.
Bonne polyvalence combustible.
Larges gammes de puissances.
Coût des machines actuellement élevé
(bien que les moteurs Rankine soient
en théorie moins coûteux que les
Stirling.
Rendement légèrement plus faible que
ceux du Stirling (12%)
Ratio E/C intéressant.
Silencieux.
Durée de vie limitée du
coeur de pile.
Constructeurs micro-
cogénérateurs gaz
(ou H2 pour les PAC)
? Sénertec (D)
? Ecogen (SP) (7,5 à 237
kWe)
? CogenCo (B) (30 à 250
kW)
? Viessmann (D) (18 à 400
kWe)
? Honda (JPN)
? Yanmar (JPN) (5-25 kWe)
? 2G (D) (25 à 50 kW)
? Remeha - De Dietrich (D) (1 kWe/28
kWth) ? 2011
? Baxi (F) (Chappée, Ideal Standard) (1
kWe/27 kWth) ? 2011/2012
? Vaillant (D) (1 kWe/28 kWth) ?
2011/2012
? MTS (D) (1 kWe/28 kWth) ?
2011/2012
? Viessman(D) (1 kWe/24 kWth) ?
2011/2012
? Budérus (D) (1 kWe/24 kWth) - 2012
? Viessmann
? Bosch
? Baxi/Innotech
? Hexis
? Vaillant
? SOFC Power
? Hélion
? PaxiTech
? Axane (Air Liquide)
Constructeurs micro-
cogénérations bois
(pellets)
? Sunmachine (D) (3 kWe)
? Mawera (AUT) (35kW)
? Stirling Power (AUT) (1 KWe/15 kWth)
? Hoval (D) 1 kWe
? ÖkoFEN (D) (1 kWe)
Prix estimatifs (valeur
2010) en ¤/kW
? 2000-3000 ? 5000-15000 ? 10000-25000 ? 5000-15000
Coût de maintenance
en c¤/kWh
? 0,8-2 ? 0,35-1,7 ? Non connu ? 0,2-0,4
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Annexe 3 : Volet formation et information
L?intérêt de la formation
Pour le bon déploiement d?une technologie, la formation et l?information sont des aspects
prioritaires à mettre en place. Elles permettent aux clients finaux comme aux professionnels du
secteur de connaître le produit, son utilité et son intérêt.
Aujourd?hui, beaucoup de gens connaissent la fonction d?une éolienne ou d?un panneau solaire,
mais très peu savent ce qu?est un cogénérateur et son principe de fonctionnement. Cette
situation vaut aussi bien pour le grand public que pour les professionnels (installateurs :
artisans, donneurs d?ordre : architecte, bureau d?études) et pour les décideurs politiques sur le
plan technique, environnemental et économique.
La bonne installation d?un produit permet de véhiculer une image « vertueuse » de la
technologie. Le contraire est rapidement désastreux.
Structure présente et future
Aujourd?hui les constructeurs forment eux même leurs installateurs dans leur réseau de
connaissances. Certains constructeurs vont même sur les chantiers accompagner l?installateur,
si ce n?est pas les constructeurs eux même qui se déplacent pour réaliser l?installation.
Hormis les formations proposées par les constructeurs, il existe aussi des organismes de
formation qui en proposent (~5). Au niveau des universités et écoles d?ingénieur en passant par
les IUT, on remarque ces deux dernières années un engouement pour la cogénération
raccordée en basse tension. Les filières énergie et thermique intègrent ce programme à leur
cursus. Beaucoup d?entre elles s?équipent de micro/mini-cogénérateurs (moteurs gaz, bois - pile
à combustible) afin de réaliser des travaux pratiques et de la recherche. Ce dernier secteur
reste d?ailleurs assez actif en France.
En termes de compétences, la France possède le potentiel et le savoir-faire requis. Les
premières formations dans le secteur ont été réalisées à travers des partenariats ou des
collaborations avec nos voisins allemands, belges, autrichiens,? lors d?installations de
démonstration, et chez des précurseurs. Nous avons donc en France les compétences et le
potentiel pour bien développer cette filière.
Il existe des sites internet français de vulgarisation pour le grand public de cette technologie.
On retrouve par exemple celui de GDF SUEZ ou de www.microcogeneration.info/.
L?intérêt économique de ce secteur
Le développement d?une « nouvelle » technologie crée nécessairement de l?emploi. Dans un
contexte de crise, l?innovation et la diversification des offres restent un moyen pérenne de se
développer.
Avec l?intégration des micro-cogénérateurs dans la réglementation thermique 2012, de plus en
plus de monde commence à s?intéresser à cette technologie.
Dans un premier temps, il n?y aura pas de création d?un nouveau métier d?installateur de micro-
cogénérateur mais plutôt une diversification des connaissances des chauffagistes. En effet, bien
qu?un micro-cogénérateur ne soit pas une chaudière, cela s?en rapproche. Il y aura donc
amélioration des compétences des employés. Cela permet d?avoir une main d?oeuvre qualifiée à
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autoconsommation/autoproduction
18
valeur ajoutée dans un contexte international où les pays européens, dont la France, sont
reconnus pour la qualité et leur savoir-faire.
On peut citer comme exemples des entreprises françaises qui proposent des formations pour
des cogénérateurs à des clients de pays étrangers tel qu?en Afrique et au Moyen-Orient.
En France, le développement de la filière va créer des emplois dans les secteurs annexes à
l?installation, à proprement dite, comme le commercial, la formation, l?ingénierie,
l?entretien/maintenance et l?assurance.
Proposition
Pour favoriser le bon développement de la filière, il est essentiel d?avoir une formation
labellisante qui permette à l?installateur de connaître les règles de base d?une installation de
cogénération raccordée en basse tension réussie, des points de vue technique et sécurité.
L?objectif est de ne pas avoir des installateurs improvisés « spécialistes » dans le domaine. Une
contrainte de formation parmi les exigences auprès des compagnies d?assurances ou pour
l?obtention par le client du crédit d?impôt pourrait permettre d?atteindre cet objectif.
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Préambule
Cette contribution vise à rappeler le rôle central des entreprises de bâtiment dans la conception,
mise en oeuvre et maintenance des installations photovoltaïques.
L?entreprise de bâtiment doit demeurer à sa juste place, au centre de l?acte de construire et de
rénover. La compétence technique des entreprises de bâtiment est l?assurance de réaliser des
ouvrages solides et étanches, dont la performance est éprouvée et mesurée dans le temps.
Le GMPV-FFB, acteur incontournable auprès des pouvoirs publics, est l?instance nationale qui
porte la voix de ces professionnels au sein de la Fédération Française du Bâtiment. Ce
groupement représente près de 20 000 entreprises de bâtiment aptes à aborder de manière
transversale les spécificités du photovoltaïque dans le bâtiment de par leurs compétences
métiers.
Le GMPV-FFB est l?Union nationale d?expertise technique dédiée aux métiers du
photovoltaïque dans le bâtiment.
Les atouts du passage de l?enveloppe passive à l'enveloppe active du bâtiment, sont majeurs
et créateurs de valeur ajoutée pour les entreprises françaises. Les matériaux de construction
multifonctionnels combinent matériaux traditionnels et production d?énergie, l?enveloppe du
bâtiment devient alors « active ». Le photovoltaïque dans le bâtiment est créateur d?innovation,
outil de valorisation patrimoniale et générateur d?emplois. Il s?intègre dans l?architecture des
bâtiments et améliore leur performance énergétique.
La combinaison de l?incitation réglementaire induite par la Réglementation Thermique 2020 (RT
2020) et de la compétitivité de l?électricité photovoltaïque, conduit à un développement
croissant de l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment.
La réglementation thermique est un moteur du développement du photovoltaïque dans le
bâtiment.
Face aux enjeux de la transition énergétique, la compétence technique est un passage
obligatoire vers l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment. Le respect des
règles de l?art de la construction ainsi que les règles techniques spécifiques au photovoltaïque
dans le bâtiment est essentiel afin d?assurer la réalisation d?ouvrages de qualité, pérennes dans
le temps, et assurant la sécurité des biens et des personnes.
Afin de sécuriser le modèle de l?autoconsommation dans le bâtiment, le GMPV-FFB plaide en
faveur d?une prime à l?autoconsommation assujettie à la mise en oeuvre par les entreprises de
bâtiment.
Le GMPV-FFB porte des propositions concrètes en faveur de l?autoconsommation de
l?électricité photovoltaïque dans le bâtiment au service de la qualité des ouvrages.
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Sommaire
? L?entreprise de bâtiment....................................................................................4
? Le GMPV-FFB..............................................................................................................6
? L?enveloppe active du bâtiment......................................................................9
? La réglementation thermique.........................................................................10
? La compétence technique..................................................................................11
? Une prime à l?autoconsommation ...............................................................16
? Les propositions du GMPV-FFB......................................................................18
? Annexe 1: Les relais de croissance pour le développement du
photovoltaïque dans le bâtiment???????????????????..20
? Annexe 2: Photovoltaïque dans le bâtiment : les signes de qualité?..21
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L?entreprise de bâtiment
Au centre de l?acte de construire et de rénover
Le bâtiment est un domaine spécifique, formé et structuré. Les entreprises de bâtiment ont comme
dénominateur commun les spécificités du bâti avant même de parler de photovoltaïque:
- En termes de transmission de l?expérience et du savoir-faire acquis au fil des années et au fil
des chantiers réalisés
- En termes d?apprentissage (des formations spécifiques).
- En termes de pratique (des femmes et des hommes de méthode, travaillant avec des
références, des documents techniques unifiés ? DTU -, des règles professionnelles, des
normes voire des règlementations).
- En termes de signes de qualité (QUALIBAT, QUALIFELEC, QualiPV).
- En termes d?assurance : en particulier, tout équipement lié ou fixé au bâti doit être couvert
par une garantie décennale quand il participe au clos et au couvert.
La maitrise et le respect des règles de l?art de la construction relèvent de la compétence et du
savoir faire des professionnels du bâtiment.
Les entreprises du bâtiment sont qualifiées, assurées, et font appel à des compagnons disposant de
pré-requis métiers et formés aux particularités du photovoltaïque. Les produits sont mis en oeuvre
dans le respect des règles de l?art de la construction (techniques traditionnelles / techniques
courantes ? TC) et des évaluations techniques (techniques non traditionnelles / techniques non
courantes ? TNC).
Les professionnels du bâtiment interviennent lors de la conception, de la mise en oeuvre et de la
maintenance des installations photovoltaïques.
Les professionnels du bâtiment ne conçoivent pas les produits des systèmes installés. Ils
conseillent le maître d?ouvrage et effectuent le choix des produits adaptés.
L?entreprise de bâtiment a une connaissance approfondie du support sur lequel elle intervient, c?est-
à-dire l?enveloppe du bâtiment. Elle interagit avec tous les acteurs de la construction.
L?entreprise de bâtiment doit demeurer à sa juste place, au centre de l?acte de construire
et de rénover. Elle effectue le choix, la fourniture, la conception, la mise en oeuvre et la
maintenance des installations.
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L'entreprise de bâtiment:
au centre de l'acte de construire et de rénover
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Le GMPV-FFB
L?Union nationale d?expertise technique dédiée aux métiers du photovoltaïque
dans le bâtiment
Le GMPV-FFB est l?Union nationale des métiers traditionnels de la Fédération Française du
Bâtiment dédiée à l?activité photovoltaïque.
L?installation de systèmes photovoltaïques dans le bâtiment s?appuie avant tout sur les compétences
et le savoir-faire des métiers traditionnels du bâtiment :
Le GMPV-FFB représente près de 20 000 entreprises de bâtiment aptes à aborder de manière
transversale les spécificités du photovoltaïque dans le bâtiment de par leurs « compétences
métiers ».
Le photovoltaïque dans le bâtiment:
à la croisée des métiers traditionnels du bâtiment
Légende : FFIE : Fédération française des entreprises de génie électrique et énergétique
UNCP : Union nationale de la couverture plomberie
CSFE : Chambre syndicale française de l?étanchéité
Union des Métalliers
UECF : Union des entreprises de génie climatique et énergétique
SNFA : Syndicat national de la construction des fenêtres, façades et activités associées
FFPV : Fédération française des professionnels du verre
Les entreprises de bâtiment sont « en ordre de marche », et participent d?ores et déjà à la mise en
place de la transition énergétique.
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Les métiers traditionnels du bâtiment ont toujours su intégrer des techniques et des produits
nouveaux, y compris les équipements utilisant les énergies renouvelables. Cette intégration s?est
toujours faite après une phase d?apprentissage plus ou moins longue, au terme de laquelle les
professionnels du bâtiment ont acquis la maîtrise de ces nouvelles techniques.
Ainsi, les professionnels du bâtiment se sont appropriés les techniques de mise en oeuvre du
photovoltaïque, qui sont devenues une composante à part entière de l?acte de construire et de
rénover.
Les professionnels du GMPV-FFB sont appelés à être les acteurs des métiers de demain en maîtrisant
ces nouvelles compétences multi métiers et en participant activement au développement raisonné et
cohérent du photovoltaïque dans l?enveloppe du bâtiment.
Les principes défendus par les professionnels du bâtiment en France, tels que savoir-faire,
engagements, contrôles, responsabilités, doivent permettre de garantir un ouvrage solide et
étanche, dont la performance est éprouvée et mesurée dans le temps.
Les entreprises représentées par le GMPV-FFB interviennent sur tous les types de bâtiment :
résidentiels, tertiaires, industriels ou encore agricoles.
Le GMPV-FFB a pour mission de promouvoir le développement du photovoltaïque dans le
bâtiment de façon raisonnée, responsable et respectueuse des règles et pratiques des
métiers de la construction.
Le GMPV-FFB se mobilise au quotidien pour accompagner les entreprises du bâtiment, participer
activement aux travaux de normalisation et assurer la pérennité de l?activité photovoltaïque dans le
bâtiment.
Les domaines d?expertise technique du GMPV-FFB sont :
Photovoltaïque dans le bâtiment
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Illustrations de différentes techniques d?intégration du photovoltaïque dans
l?enveloppe du bâtiment
© GMPV-FFB - Coframenal
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© GMPV-FFB - Francewatts
© GMPV-FFB - Solardis
© GMPV-FFB - Izeo © timsaxonphoto - Fotolia.com
© gare de Perpignan - ISSOL - photos : Lacombr
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L?enveloppe active du bâtiment
Créatrice de valeur ajoutée pour les entreprises françaises
Le photovoltaïque dans le bâtiment dispose de nombreux atouts en termes de :
? création d?emplois locaux non délocalisables pour des compagnons formés et en activité
dans des entreprises qualifiées/certifiées pour l?installation de systèmes photovoltaïques
intégrés au bâtiment ;
Ce sont des dizaines de milliers d?emplois qui ont vocation à être créés dans les prochaines
années grâce au développement du photovoltaïque dans le bâtiment.
? savoir-faire reconnu et exportable, capitalisé et spécifique à la France ;
Les métiers impliqués concernent de nombreux domaines de la construction, de la conception
à la maintenance en passant par l?ingénierie et la mise en oeuvre. Les compétences existent et
ces métiers d?avenir ne demandent qu?à se développer.
? assurabilité des installations et conformité aux règles de l?art de la construction
(conception, mise en oeuvre et maintenance) ;
La France est l?un des rares pays d?Europe dans lequel les entreprises disposent d?une garantie
décennale assurée, pour les travaux réalisés dans l?enveloppe du bâtiment. Elle garantie la
pérennité des ouvrages dans le temps.
? intégration architecturale des installations dans le paysage urbain ;
Les installations photovoltaïques deviennent des matériaux de construction multifonctionnels,
éléments de l?enveloppe active du bâtiment (éléments de couverture, toiture avec étanchéité,
verrières, vitrages, bardages, murs-rideaux, allèges, brise-soleils ou encore garde-corps
photovoltaïques). Elles combinent esthétisme, performance et proximité vis-à-vis des lieux de
consommation.
? valorisation du patrimoine immobilier ;
Les bâtiments acquièrent une fonction de production d?énergie qui s?ajoute à leurs fonctions
traditionnelles de confort et de protection des biens et des personnes.
? transformation de l?enveloppe passive en enveloppe active du bâtiment par la stimulation
de l?innovation.
Le photovoltaïque dans le bâtiment favorise l?innovation en terme de Recherche &
Développement : utilisation de nouveaux matériaux de construction multifonctionnels,
valorisation combinée de l?électricité et de la chaleur solaire, stockage de l?électricité,
construction d?éco-quartiers, création de territoires à énergie positive (TEPOS), pilotage
optimisé des équipements électriques, développement des réseaux intelligents (smart-grids),
ou encore participation au développement des véhicules électriques?
En résumé
Le photovoltaïque dans le bâtiment constitue un véritable levier de croissance et participe
activement à la transition énergétique. Il est moteur de l?innovation, outil de valorisation
patrimoniale et générateur d?emplois. Il s?intègre dans l?architecture des bâtiments et
améliore leur performance énergétique.
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La réglementation thermique
Moteur du développement du photovoltaïque dans le bâtiment
L?application prochaine de la Réglementation Thermique 2020 (RT 2020) conduira à la banalisation
de la construction de BEPOS (Bâtiment à énergie positive), c?est-à-dire de bâtiments produisant plus
d?énergie qu?ils n?en consomment.
La production d?énergie locale deviendra indispensable, et la mise en oeuvre d?équipements
photovoltaïques sur bâtiments sera un levier essentiel pour l?équilibrage des consommations et des
apports énergétiques.
En combinant les avantages de l?intégration architecturale, de l?assurabilité, de l?acceptabilité
environnementale, et d?un fort potentiel énergétique, le photovoltaïque s?imposera comme une
solution incontournable pour la construction des bâtiments de demain.
Dans le cadre de cette évolution réglementaire, c?est un volume conséquent d?installations
photovoltaïques qui seront mis en oeuvre sur bâtiment. En anticipation de la RT 2020, de nombreux
maîtres d?ouvrage construisent d?ores et déjà des bâtiments performants et compétitifs en vue
d?atteindre un haut niveau de performance énergétique.
Les installations photovoltaïques sur bâtiments produiront une électricité locale, au plus près des
lieux de consommation, dans une logique de sobriété énergétique.
Par ailleurs, l?électricité photovoltaïque est en passe de devenir pleinement compétitive vis-à-vis de
l?électricité issue du réseau de distribution. Cette compétitivité s?accentuera avec la poursuite de la
chute du coût des installations photovoltaïques et de l?augmentation prévisible du prix de l?électricité
réseau1.
L?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque constitue un modèle économique d?avenir.
L?autoconsommation est un modèle logique et cohérent :
- Il place le photovoltaïque au service des besoins électriques du bâtiment par des installations
adaptées.
- Le photovoltaïque devient une solution pour réaliser des économies sur ses factures
d?électricité.
En résumé :
La combinaison de l?incitation réglementaire induite par la Réglementation Thermique
2020 (RT 2020), et de la compétitivité de l?électricité photovoltaïque, conduit à un
développement croissant du photovoltaïque dans le bâtiment. Ce développement repose
sur le modèle économique de l?autoconsommation.
1
« Le fonctionnement des marchés de détail français de l?électricité et du gaz naturel - Rapport 2011-2012 »
publié par la Commission de régulation de l?énergie (CRE) le 18 février 2013.
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La compétence technique
Passage obligatoire vers l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment
L?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque constitue un changement important de modèle
économique, mais ne doit en aucun cas remettre en cause le respect des règles techniques
existantes.
A ce jour, dans la filière photovoltaïque, les acteurs du bâtiment sont structurés. Ils s?appuient sur les
règles de l?art de la construction, et dispose de normes, de règles professionnelles, et de guides
techniques spécifiques à la mise en oeuvre des systèmes photovoltaïques dans l?enveloppe du
bâtiment.
Ces acteurs sont issus des métiers traditionnels de la construction : électricité, couverture,
étanchéité, génie climatique, métallerie, verre, façades aluminium. Ils maitrisent l?ensemble de ces
règles techniques.
Ces règles techniques sont essentielles pour assurer la qualité des ouvrages et la sécurité des biens et
des personnes.
Quelque soit le modèle de développement du photovoltaïque dans le bâtiment, il est
essentiel de respecter les règles de l?art de la construction ainsi que les règles techniques
spécifiques au photovoltaïque dans le bâtiment afin de poursuivre la réalisation
d?ouvrages de qualité, pérennes dans le temps, et assurant la sécurité des biens et des
personnes.
Assurer la qualité et la durabilité des ouvrages :
L?ensemble des installations photovoltaïques mises en oeuvre dans le bâtiment assurent le respect :
- des normes produits
- des certifications
- des préconisations des fabricants (notices, formations)
- des Documents Techniques Unifiés (DTU) pour la mise en oeuvre dans le cas des techniques
traditionnelles :
o DTU 31 (Construction en bois)
o DTU 33 (Façades rideaux)
o DTU 36 et 37 (Menuiserie)
o DTU 39 (Miroiterie ? Vitrerie)
o DTU 40 (Couverture)
o DTU 43 (Etanchéité)
- des évaluations techniques propres aux procédés photovoltaïques dans le cas des
techniques non traditionnelles :
o Avis Techniques (ATec) sur liste verte de la C2P et valide
o Pass?Innovation « Vert » et valide
o Appréciations Techniques d?Expérimentation (ATEx)
o Enquêtes de Techniques Nouvelles (ETN)
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Assurer la sécurité des biens et des personnes :
L?ensemble des installations photovoltaïques mises en oeuvre dans le bâtiment respectent les
normes liées à la partie électrique.
- NF C 14-100 « Installations de branchement à basse tension »
- NF C 15-100 « Installations électriques à basse tension »
- UTE C 15-712 (-1 -2 -3) « Installations PV »
- DIN VDE 0-126-1-1 « Protection de découplage »
- NF C 18-510 « Habilitations électriques »
Les entreprises de bâtiment ont une connaissance approfondie des systèmes photovoltaïques qu?ils
mettent en oeuvre et du support sur lequel ils interviennent. Ils sont formés aux spécificités du travail
en hauteur et prennent de fait toutes les mesures de sécurité nécessaires lors des travaux.
Les professionnels sont habilités selon la norme NF C 18-510 pour les travaux d?installations
électriques (habilitation B0, BP, BR selon la nature des opérations réalisées).
Respecter les règles professionnelles et les guides techniques du GMPV-FFB et des acteurs
de la construction :
Les professionnels s?appuient sur des guides techniques développés par la filière du photovoltaïque
dans le bâtiment, et en particulier par le GMPV-FFB :
- Règles de bonne conduite pour le développement du photovoltaïque
dans le bâtiment (GMPV-FFB)
Ces règles s?attachent à la formation des intervenants, à la qualité des
produits mis en oeuvre et à la cohérence de la prestation. Elles s?adressent
aux entreprises de bâtiment, mais aussi aux maîtres d?ouvrage, maître
d?oeuvre, et toute autre partie prenante d?un projet d?installation
photovoltaïque sur bâtiment.
- Photovoltaïque : guide de rédaction des descriptifs de travaux (GMPV-
FFB)
Ce document constitue des préconisations pour la rédaction de pièces de
marché concernant des installations photovoltaïques sur bâtiment
réalisées dans le cadre de marchés publics et privés. Il s?adresse aux
maîtres d?oeuvre (économistes, architectes, bureaux d?études?) mais
également aux maîtres d?ouvrage et entreprises du bâtiment.
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/regles-de-bonne-conduite-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/regles-de-bonne-conduite-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/photovoltaique-guide-de-redaction-des-descriptifs-de-travaux.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/photovoltaique-guide-de-redaction-des-descriptifs-de-travaux.html
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- Recommandations professionnelles pour la mise en oeuvre de procédés
d?étanchéité photovoltaïque avec modules souples / de capteurs
solaires rapportés sur revêtement d?étanchéité en toiture-terrasse
(CSFE, membre du GMPV-FFB)
Ces recommandations constituent un socle commun de dispositions liées à
la conception, à la réalisation et à l?entretien des ouvrages
photovoltaïques mis en oeuvre sur toiture-terrasse. Elles complètent les
normes NF DTU dans la mesure où les questions spécifiques liées aux
ouvrages photovoltaïques n?y sont pas traitées directement. Ces
documents constitunte des recommandations à destination des maîtres
d?ouvrage, maîtres d?oeuvre, bureaux d?études techniques et
entrepreneurs.
- Guide RAGE 2012: Systèmes photovoltaïques par modules rigides en
toitures inclinées (le GMPV-FFB a contribué activement à sa rédaction)
Il s?agit d?un guide complet de conception, mise en oeuvre et maintenance
des installations photovoltaïques en couverture. Il s?adresse en priorité aux
entreprises de bâtiment, mais également aux autres parties prenantes
d?un projet d?installation photovoltaïque.
RAGE : Régles de l?Art Grenelle de l?Environnement 2012
- Guide PROMOTELEC-FFIE « Installations solaires photovoltaïques » (FFIE,
membre du GMPV-FFB)
Edité par la FFIE, ce guide a fait l?objet d?une refonte complète. Ce
document, à destination des installateurs de systèmes photovoltaïques,
dresse un état de l?art pour les professionnels, et traite en particulier de la
partie électrique des installations photovoltaïques. Il peut également être
abordé par les maîtres d?ouvrage.
- Plaquette AQC « Le photovoltaïque raccordé au réseau dans le
bâtiment » (le GMPV-FFB a contribué activement à sa rédaction)
Cette plaquette d?information de l?Agence Qualité Construction (AQC), à
destination des professionnels du bâtiment, concerne les installations en
toiture raccordées au réseau, en maison individuelle et en petit collectif.
Elle détaille les points d?attention à respecter en 4 étapes:
o La conception de l'installation
o Les produits
o La mise en oeuvre
o La maintenance et l'entretien
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.reglesdelart-grenelle-environnement-2012.fr/regles-de-lart/detail/guide-rage-2012-systemes-photovoltaiques-par-modules-rigides-en-toitures-inclinees-guide.html
http://www.reglesdelart-grenelle-environnement-2012.fr/regles-de-lart/detail/guide-rage-2012-systemes-photovoltaiques-par-modules-rigides-en-toitures-inclinees-guide.html
http://www.promotelec.com/professionnels/dossiers-techniques/securite-qualite-globales-des-installations-electriques/l-energie-solaire-photovoltaique-panneaux-solaires-installations-photovoltaiques.html
http://www.promotelec.com/professionnels/dossiers-techniques/securite-qualite-globales-des-installations-electriques/l-energie-solaire-photovoltaique-panneaux-solaires-installations-photovoltaiques.html
http://www.qualiteconstruction.com/fiche-publication/collection/les-plaquettes-developpement-durable/publication/le-photovoltaique-raccorde-au-reseau-dans-le-batiment.html
http://www.qualiteconstruction.com/fiche-publication/collection/les-plaquettes-developpement-durable/publication/le-photovoltaique-raccorde-au-reseau-dans-le-batiment.html
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Etre attentif à l?écriture des recommandations professionnelles spécifiques à chaque
métier :
En vue des perspectives de croissance du photovoltaïque dans le bâtiment, le GMPV-FFB poursuit
l?écriture de recommandations professionnelles, de guides techniques dédiés à chaque métier et
mène des études de Recherche & Développement. Ces travaux visent à couvrir l?ensemble des
techniques de conception, mise en oeuvre et maintenance des installations photovoltaïques dans
l?enveloppe du bâtiment.
Les guides thématiques suivants sont en cours d?écriture :
- Systèmes photovoltaïques surimposés en couverture (GMPV-FFB / UNCP)
- Systèmes solaires hybrides (photovoltaïque, thermique/aéraulique) (GMPV-FFB / UECF et
UNCP)
- Systèmes photovoltaïques sur toiture-terrasse (GMPV-FFB / CSFE)
- Solutions architecturales pour l?intégration du photovoltaïque au bâtiment (GMPV-FFB /
Union des Métalliers et FFPV)
- Les ombrières photovoltaïques et leurs usages (GMPV-FFB / FFIE)
Les études de Recherche & Développement en cours sont les suivantes :
- Etude sur la ventilation en sous-face des modules photovoltaïques (GMPV-FFB / CNEES)
- Valorisation de la chaleur en sous-face des modules photovoltaïques (GMPV-FFB / CNEES)
CNEES : Centre National de l?Expertise de l?Enveloppe et de la Structure
Modifier l?approche du dimensionnement des installations photovoltaïques et être attentif
à l?écriture des règles spécifiques à l?autoconsommation :
L?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque implique une nouvelle approche du
dimensionnement des installations photovoltaïques. Les économies réalisées grâce au
photovoltaïque dépendent fortement du taux d?autoconsommation. Afin d?évaluer ce taux, il
convient de calculer la production électrique de l?installation, mais il est également nécessaire
d?évaluer les profils de consommation électrique du bâtiment ainsi que la concordance entre
production et consommation locale. Cette étude doit tenir compte de la durée de vie de l?installation
photovoltaïque, c?est-à-dire au moins 20 ans.
Le bon dimensionnement d?une installation photovoltaïque en autoconsommation est conditionné
à la réalisation d?une pré-étude permettant d?évaluer, au cas par cas, le taux d?autoconsommation
de l?électricité photovoltaïque. Cette pré-étude est nécessairement spécifique à chaque bâtiment.
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Le GMPV-FFB accompagne d?ores et déjà les entreprises de bâtiment vers l?autoconsommation, au
moyen :
- d?un logiciel technico-économique d?aide à l?établissement d?offres en autoconsommation,
permettant d?évaluer les profils de consommation et leur concordance avec la production
photovoltaïque ;
- de fiches pratiques fournissant des exemples concrets de dimensionnements d?installations
photovoltaïques en autoconsommation pour différents types de bâtiments (résidentiels,
tertiaires, industriels?) et les résultats énergétiques, économiques et environnementaux.
Le GMPV-FFB prévoit la rédaction de guides pratiques de dimensionnement, mise en oeuvre et
maintenance des installations photovoltaïques en autoconsommation dans le bâtiment.
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Une prime à l?autoconsommation
Assujettie à la mise en oeuvre par les entreprises de bâtiment
L?autoconsommation est le modèle d?avenir pour le développement du photovoltaïque dans le
bâtiment. Ce modèle présente de nombreuses opportunités en termes :
- d?autonomie énergétique
- de sobriété énergétique
- d?innovation technologique
- de transition écologique
- de croissance économique
L?autoconsommation est adaptée à tous les bâtiments consommateurs d?électricité : résidentiel,
tertiaire, industriel ou encore agricole, ainsi qu?à toutes les tailles d?installations photovoltaïques
dans le bâtiment.
Il convient d?anticiper et d?accompagner le développement de ce nouveau modèle. Dans l?attente de
la pleine compétitivité de l?électricité photovoltaïque, la mise en place d?un mode de soutien
provisoire à l?autoconsommation est un moyen pertinent d?encadrer la mise en place de ce nouveau
modèle conformément aux règles de l?art de la construction et d?éviter de la sinistralité. L?objectif est
la poursuite d?un développement cohérent et responsable du photovoltaïque dans le bâtiment.
Un mode de soutien provisoire à l?autoconsommation permettra de soutenir la croissance du
photovoltaïque dans le bâtiment et d?afficher une bonne visibilité pour les marchés à venir.
Le GMPV-FFB plaide en faveur de la mise en place d?un mode de soutien provisoire à
l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment afin de sécuriser ce nouveau modèle et
dynamiser les marchés.
Le mode de soutien choisi doit respecter un certain nombre de critères :
- simplicité de mise en oeuvre du mode de soutien
- visibilité totale pour les acteurs
- absence d?effet d?aubaine et d?impact négatif sur la CSPE
- absence d?incitation à un comportement anti-MDE (maîtrise de la demande d?énergie)
Le soutien de type « autoconsommation + prime symétrique » réunit l?ensemble de ces conditions.
Le système de « prime symétrique » consiste à fournir une prime complétant les économies réalisées
lorsque l?électricité est autoconsommée, et une prime de même niveau rémunérant le producteur
lorsque l?électricité est injectée sur le réseau. Ce système présente l?intérêt de favoriser
l?autoconsommation sans pousser à une surconsommation d?électricité.
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Schéma d'illustration du soutien de type "autoconsommation + prime symétrique"
Source : ADEME
L?exemple fourni ci-dessus illustre ce mode de soutien dans le cas d?un bâtiment résidentiel : lorsque
l?électricité est injectée sur le réseau, le producteur obtient une prime de 110 ¤/MWh. Lorsque
l?électricité est autoconsommée, il obtient cette même prime de 110 ¤/MWh, et réalise de surcroît
l?économie de l?électricité qui n?a pas été achetée, soit 151 ¤/MWh. Cela permet de reconstituer un
niveau de revenu de 262 ¤/MWh.
Cette prime est fixée selon le type de contrat de consommation du producteur, et n?est donc pas
soumise à un plafond. Cette solution fournit une bonne visibilité pour le producteur et ne présente
pas de risque de sous-rémunération, ni de sur-rémunération.
Le GMPV-FFB plaide en faveur de la mise en oeuvre d?un système de type « autoconsommation +
prime symétrique ».
Ce mode de soutien doit continuer à s?inscrire dans le respect des règles de l?art de la construction
et des recommandations spécifiques au photovoltaïque.
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Les propositions du GMPV-FFB
En faveur de l?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque dans le bâtiment :
Le GMPV-FFB plaide en faveur d?une refonte du mode de soutien du photovoltaïque dans
le bâtiment, permettant de :
? Remplacer le système actuel de tarifs d?achat par un système de soutien à
l?autoconsommation, basé sur un mécanisme de type « autoconsommation + prime
symétrique » tel que développé par l?Ademe.
? Conditionner l?obtention de toute prime :
o à la production par l?entreprise de bâtiment des documents suivants, avant
la réalisation des travaux :
? attestation d?assurance à jour couvrant sa responsabilité civile et sa
responsabilité décennale pour l?activité photovoltaïque et pour le
système photovoltaïque mis en oeuvre, compatible avec la taille du
chantier.
? attestation à jour de qualification / certification de l?entreprise de
bâtiment réalisant la conception et la mise en oeuvre de l?installation
photovoltaïque. Cette qualification / certification doit correspondre
au type d?installation réalisée et à la taille du chantier (cf. annexe 2).
o à la production par l?entreprise de bâtiment des documents suivants, à
l?issue des travaux :
? attestation de conformité électrique de l?installation photovoltaïque
visée par un organisme agréé (CONSUEL?).
? attestation sur l?honneur garantissant que l'installation
photovoltaïque a été conçue et réalisée de manière à satisfaire
l'ensemble des exigences auxquelles elle est soumise, notamment les
règles de conception et de réalisation visées par les normes NF DTU,
les règles professionnelles et les évaluations techniques.
? fiche explicative contresignée par le maître d?ouvrage, soulignant la
nécessité d?un suivi de l?installation photovoltaïque à travers un
contrat de maintenance (reconductible).
o au fait que le propriétaire, l?exploitant et l?autoconsommateur, soient une
seule et même personne (physique ou morale).
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? Définir plusieurs niveaux de primes :
o une prime de base pour la mise en oeuvre d?une installation photovoltaïque
sur bâtiment uniquement, dans le but de valoriser le savoir-faire acquis par
les entreprises de bâtiment et d?assurer une production au plus près des
lieux de consommation.
o une prime bonifiée selon la technique de mise en oeuvre afin de privilégier
avant tout les procédés respectant les règles d?intégration / intégration
simplifiée au bâti, valorisant l?esthétisme de l?ouvrage et son intégration
architecturale dans le paysage urbain.
Les entreprises du GMPV-FFB maîtrisent les spécificités techniques de
l?enveloppe du bâtiment et se tiennent à la disposition des pouvoirs publics
pour faire évoluer les critères d?intégration / intégration simplifiée au bâti,
sur la base de leurs retours d?expérience.
? Supprimer les procédures d?appels d?offres, excessivement longues et complexes,
auxquelles les entreprises de bâtiment (artisans, PME) ne peuvent répondre.
? Supprimer tout plafond de puissance pour l?allocation d?une prime, mis à part la
limite réglementaire de 12 MWc.
? Prévoir une révision non pas trimestrielle mais annuelle de ces primes, afin
d?assurer une visibilité acceptable aux entreprises de bâtiment.
Le niveau de révision doit être connu avant la date de son entrée en vigueur.
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Annexe 1
Les relais de croissance pour le développement du photovoltaïque dans le
bâtiment
Le GMPV-FFB a effectué des travaux de prospective sur le thème des « relais de croissance pour le
développement du photovoltaïque dans le bâtiment », qui ont fait l?objet d?une campagne de
communication nationale. Cette campagne porte sur des sujets d?avenir, leviers de développement
des marchés d?aujourd?hui et de demain.
Les objectifs de la campagne sont les suivants :
- assurer la promotion des solutions innovantes pour le développement du photovoltaïque dans
le bâtiment et l?information sur les fantastiques opportunités de marchés qu?offre l?activité
photovoltaïque quel que soit l?usage du bâtiment (résidentiel, tertiaire, industriel, agricole?) à
grande échelle (quartier, ville, territoire) ;
- accompagner dans leur choix, non seulement nos concitoyens, mais d?abord nos entreprises et
compagnons, en démontrant la valeur ajoutée du photovoltaïque sur l?enveloppe du bâtiment
(valorisation du patrimoine foncier, nouveau matériau de construction multifonctionnel et
nouvelle source d?énergie compétitive) ;
- sensibiliser les maîtres d?ouvrage publics et privés et les informer au mieux pour leurs choix de
prescription.
Deux guides informatifs ont notamment été développés, et portent sur les thèmes phares de cette
campagne de communication :
- « Le photovoltaïque au service de la performance énergétique dans le bâtiment en France »
Ce guide vise à informer les différentes parties prenantes sur la place du photovoltaïque dans
la réglementation thermique, et sa valeur ajoutée dans l?amélioration de la performance
énergétique du bâtiment ;
- « Les solutions d?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque dans le bâtiment en
France »
Ce guide vise à sensibiliser les parties prenantes au principe de l?autoconsommation de
l?électricité photovoltaïque, à son intérêt et à son avenir dans le cadre des bâtiments et des
territoires de demain.
Les deux guides visent également à informer les différents acteurs sur les solutions photovoltaïques
existantes, leurs modes d?intégration au bâti et les corps de métiers concernés. Ils rappellent que
l?entreprise de bâtiment occupe une place centrale dans l?acte de construire et de rénover.
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/1-guides-dinformation-les-relais-de-croissance-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/1-guides-dinformation-les-relais-de-croissance-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/1-guides-dinformation-les-relais-de-croissance-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
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Annexe 2
Photovoltaïque dans le bâtiment : les signes de qualité
Typologies des signes de qualité
Les signes de qualité qui concernent les entreprises de bâtiment sont de trois types : appellations,
qualifications et certifications. Le tableau ci-dessous détaille les exigences de ces différents types de
signes de qualité.
- Les appellations sont d?un niveau d?exigence variable en fonction du contenu de leur
référentiel.
- Les qualifications constituent des signes de qualités solides et peuvent être délivrés ou non
par un organisme accrédité par le COFRAC.
- Les certifications sont liées à un haut niveau d?exigences, et s?accompagnent d?audits sur
chantier et en entreprise. L?organisme d?attribution peut également être accrédité par le
COFRAC.
= organisme reconnu par le COFRAC
= qualification « Reconnu Garant de l?Environnement »
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Signes de qualité dans la filière photovoltaïque
Il existe trois organismes délivrant des signes de qualité pour les entreprises d?installation de
systèmes photovoltaïques :
- Qualit?ENR : délivre les qualifications
o « QualiPV module Bât » pour la partie « bâtiment »
o « QualiPV module Elec » pour la partie « électricité »
Ces qualifications sont réservées à l?habitat individuel (quelques kWc).
Elle s?obtient soit sur la base de la présentation de références récentes, soit en réalisant une
formation dans un centre agréé par Qualit?ENR (durée de 2 à 3 jours). L?entreprise s?engage à
respecter la charte de qualité QualiPV. Des contrôles de réalisation peuvent être effectués.
- Qualifelec : délivre la qualification
o « Installations électriques mention SPV
(Solaire Photovoltaïque) »
Cette qualification est destinée aux installateurs électriciens. Elle peut concerner des locaux
à usage résidentiel, agricole, tertiaire ou industriel.
Elle s?obtient sur la base de présentation d?installations électriques photovoltaïques de
référence. Des contrôles de réalisation sont effectués.
- QUALIBAT : délivre les qualifications de la série 81
o « Modules en intégration »
o « Modules de substitution ou en surimposition »
et délivre les certifications de la série 81
o « Modules photovoltaïques intégrés »
o « Modules photovoltaïques surimposés ou de substitution »
o « Modules souples »
Ces qualifications et certifications se destinent aux entreprises de bâtiment capables de gérer
dans sa globalité l?installation des systèmes mis en oeuvre : étude de faisabilité, conception,
mis en oeuvre conforme aux spécifications, respect des règles de sécurité, mise en service,
maintenance. Les entreprises effectuent la fourniture et la pose du système photovoltaïque.
Un seuil de sous-traitance de 30% maximum est fixé. Il n?y a pas de limitation de puissance.
? Les qualifications (jusqu?à 250 kVA) s?obtiennent sur la base de l?étude d?un dossier
associé à des références d?installations photovoltaïques, suivie d?un contrôle.
? Les certifications (au-delà de 250 kVA) s?obtiennent sur base du respect d?un
référentiel exigeant combiné à plusieurs audits sur chantier et en entreprise.
L?évaluation s?attache à la régularité de la situation administrative et juridique, aux
moyens matériels et financiers et surtout aux compétences techniques des
entreprises ainsi qu?à la qualité du matériel mis en oeuvre. Ces certifications sont
particulièrement adaptées aux réalisations sur grandes toitures.
COFRAC RGE
RGE
COFRAC RGE
COFRAC
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Lançons
l?autoconsommation
citoyenne
État des lieux et
propositions
Table des matières
1° Préambule
2° Introduction : les bases
3° Restaurer la confiance
4° Définition, situation actuelle
5° L'autoconsommation simple
6° L'autoconsommation avec Net Metering
7° Vente du surplus, vente en totalité
8° Cas passif = déplacement de certaines consommations
9° Cas actif = batteries, STEP, hydrogène?
10° Pic du soir et pic de nuit : l?impact sur le réseau
11° Financement du réseau
12° Les particuliers : investissement citoyen !
13° Les maîtres mots : simplicité et sécurité
14° Conclusion technique
15° Au coeur des politiques territoriales*
16° Inciter les collectivités à investir dans leurs propres installations
17° Conclusion
1° Préambule
Les documents concernant l?autoconsommation sont pléthoriques et de
bonne qualité, même si certaines propositions sont discutables. Notre association,
le GPPEP, va simplement donner la vision des citoyens ; car ce sont bien eux les
principaux intéressés et nous sommes peut-être les seuls à bien les connaître.
Nous nous appuyons sur notre expérience de producteurs et de citoyens, les
retours que nous avons de nos nombreux adhérents (plus de 2 500) et les liens
étroits que nous avons avec les autres acteurs de la filière photovoltaïque. Sans
oublier les résultats de nos actions de terrain lors de nos participations aux
foires-expositions de dimension nationale (Marseille, Nantes, Mulhouse?).
2° Introduction : les bases
Grâce aux panneaux solaires photovoltaïques (modules PV), il est
possible de produire directement de l'électricité. Une fois produite, cette
électricité doit être utilisée, sans quoi elle est perdue pour le producteur. Ce sont
les consommateurs les plus proches de la source de production qui seront les
premiers servis, donc le producteur lui-même en premier, puis ses voisins
immédiats.
Il y a trois moyens d?utiliser cette électricité :
? Par un contrat de vente en totalité (on vend tout ce qu'on produit).
? Par un contrat de vente du surplus (on vend ce que l'on n'a pas
consommé).
? Sans contrat de vente (on consomme tout ce qu'on produit).
Ce dernier cas correspond à ce que l'on appelle abusivement
« autoconsommation ». Le gain se fait donc ici par une économie sur sa
facture d'électricité.
3° Restaurer la confiance
Après une explosion des installations de centrales photovoltaïques dès le
début 2008 et jusqu?au moratoire de 2010, le marché s?est replié sur lui-même,
pour de nombreuses raisons :
? Les baisses du tarif d?achat.
? Le manque de visibilité suite aux brusques changements de cap des décideurs.
? La mauvaise publicité des sociétés éco-délinquantes.
? Les « affaires », comme Scheuten, et les liquidations judiciaires en série.
? Les mauvais choix techniques privilégiés (intégration au bâti, etc.).
? Une vision à long terme peu compatible avec les finances des particuliers.
? Une politique de discrédit sur le PV : panneaux chinois, CSPE?
C?est à l?État, avec l?aide des acteurs du terrain, de restaurer la confiance
dans les énergies renouvelables, non seulement en étant intransigeant envers les
éco-délinquants, mais aussi en redonnant aux citoyens le désir de participer
activement à la transition énergétique.
L?autoconsommation
par et pour le citoyen
4° Définition, situation actuelle
Le diagramme présente l'éventail des possibilités offertes à un producteur.
C'est un bon moyen de présenter la situation actuelle (= les 2 premiers choix :
vente totale et vente du surplus), la situation de transition (= autoconsommation
simple) et les possibilités futures.
Remarque : le diagramme ne présente que l'aspect financier et ne montre pas les
économies qu'on peut faire par un déplacement de charges.
On insistera sur le fait que le réseau est présent dans tous les cas.
Également, on ne manquera pas de rappeler que le producteur est
toujours le premier consommateur et que, par conséquent, l'énergie qu'il produit
est toujour s, en partie, consommée par lui-même.
? Vente totale : la totalité de la production est vendue.
Cela nécessite la création d'une ligne d'injection dédiée et, par conséquent,
un compteur de production (et un de non-consommation afin de s'assurer
qu'il n'y a pas de consommation sur la ligne).
Cette solution est la plus utilisée vu le niveau du tarif d'achat.
? Vente du surplus : seul le surplus est vendu, si la production est supérieure
à la consommation.
L'injection se fait sur la ligne de consommation. Seule la pose d'un compteur
d'injection est nécessaire (tête-bêche par rapport au compteur de
consommation). Les frais de raccordement sont réduits. La partie consommée
par la maison vient en déduction de l'apport du réseau, on peut donc l'assimiler
à une vente au tarif du réseau (réduction de la facture d'électricité).
? Autoconsommation sans stockage (situation actuelle) : la totalité de la
production est consommée. Si on a un peu de surplus, ce dernier va sur le
réseau gratuitement.
Pas de pose de compteur, pas de modification de l'installation électrique
de la maison. On peut assimiler le branchement de l'installation au
branchement d'un grille-pain. L'amortissement de l'installation se fait donc
juste par les économies sur sa facture électrique.
? Autoconsommation avec stockage.
Outre les coûts supplémentaires, une partie de l'énergie est perdue dans la
phase de stockage, le rendement de l'opération stockage/déstockage étant
inférieur à 1.
? Autoconsommation avec stockage et vente : non autorisé par la
réglementation actuelle.
Plutôt pour une échelle collective (quartier, commune?) qu'individuelle.
5° L'autoconsommation simple
Avantage : un maître mot, la simplicité.
Inconvénient : puissance modérée.
Le principal avantage de cette forme d'autoconsommation est sa simplicité.
En effet, il n'y a aucune modification à faire sur l'installation électrique, aucun
tarif d'achat à demander. Les démarches se résument à une déclaration préalable
en mairie dans le cas d'une pose en toiture et d'une convention d'exploitation
avec ERDF. On est complètement dans une démarche citoyenne de production
d'énergie verte sans but lucratif.
L'inconvénient est que, généralement, on ne peut pas mettre une puissance
importante car cela générerait trop de surplus. Un peu de surplus lors de la
pointe de production n'est pas gênant, et même plutôt souhaitable pour les EnR.
Mais trop pourrait nuire à l'amortissement du matériel. Une étude du profil de
consommation est nécessaire afin de déterminer la puissance adéquate et d'éviter
un projet trop coûteux par rapport aux besoins.
Afin de permettre une augmentation de la puissance de l'installation de
production, et donc une meilleure utilisation des surfaces de toiture disponibles,
plusieurs pistes sont envisageables :
? le Net Metering,
? le déplacement de charges,
? le stockage simple,
? la vente du surplus (tarif d'achat ?),
? le stockage et vente.
6° L'autoconsommation avec Net Metering
Simplicité :
Net Metering = Consommation ? Production injectée
Pas de tarif d?achat spécifique
Le Net Metering est la réduction de la facture de consommation?
Il s'agit simplement de regarder le solde Consommation ? Production en
fin de période.
Techniquement, un simple compteur mécanique suffit (il tourne à l'envers en cas
de surplus) ! Mais ce type de compteur ne permet pas de comptabiliser la partie
qui a été temporairement envoyée sur le réseau (et donc l'effort à
l'autoconsommation qui a été fait). À terme, il conviendra de disposer de
compteurs double flux mais, en attendant leur déploiement, une tolérance serait
souhaitable pour les usagers disposant encore d'un compteur mécanique.
Autre avantage, cela évite l'introduction d'un tarif d'achat spécifique. Le
risque est potentiellement un abus avec une installation de puissance très
largement surdimensionnée par rapport aux besoins, ainsi que l?absence d'effort
pour mettre sa consommation en phase avec sa production. Lorsque les
compteurs double flux (genre Linky) seront disponibles, il conviendra
probablement de mettre une limite sur l'énergie injectée en fonction de la
puissance installée afin d'inciter à maximiser son autoconsommation.
Avantages : simplicité, pas de problème de dimensionnement et pas d'impact
pour le réseau (donc pas de PTF), incitation à l'autoconsommation, mise en
oeuvre immédiate. Les personnes auront le choix pour minimiser les surplus
injectés, soit de déplacer des charges, soit d'installer un système de stockage
(plus onéreux).
? Proposition 1 (dans le cadre du Net Metering) : pour limiter la puissance
installée (et pour éviter les abus et les frais sur le réseau), on ne rémunérera
pas un éventuel surplus en fin de période de comptage (comptage annuel).
Suivant les compteurs, on aura :
? Compteur électromécanique : surplus décompté du compteur de
consommation, tolérance en attendant un changement de compteur.
? Compteur électronique simple : surplus non comptabilisé, « donné » au
réseau. Ce don pourrait compenser la tolérance pour les compteurs
mécaniques.
? Compteur électronique double flux (Linky) : les surplus comptabilisés
seront donnés à un fonds public (précarité énergétique, développement
MDE?) qui pourra les vendre aux fournisseurs d'énergie pour financer
ses actions.
Incitations : pas de contrainte sur le type d'installation, bien entendu pas de
Consuel (d'autant plus que la puissance installée est inférieure ou égale à la
puissance de l?abonnement). Mise en place d'une PTF simplifiée (juste à vérifier
la conformité de l'onduleur choisi). Également, très important, ne faire aucun
frais au niveau des compteurs tant qu'on n'a pas le compteur Linky. Inutile de
faire poser un compteur de production provisoire et ainsi générer des frais
supplémentaires. Au contraire, les personnes ayant un compteur électronique
simple seront d'autant plus incitées à faire des déplacements de charge. Quant à
ceux qui ont encore un compteur mécanique, tant mieux pour eux, cela les
encouragera à faire réaliser une installation photovoltaïque?
On le voit, cette solution ne demande aucun tarif d'achat particulier. Elle
n'a donc aucun impact sur la CSPE.
Ce type d'autoconsommation est au final un effort d'économie d'énergie
par rapport à l'effet sur le réseau. Ce type de projet devrait donc bénéficier des
mêmes facilités de mise en oeuvre que les autres types de projets d'économie
d'énergie (isolation, chauffage, eau chaude).
? Proposition 2 : Rendre éligibles les installations en autoconsommation aux
mêmes aides ou incitations que les autres travaux d'économies d'énergie.
? Éco-prêt à taux zéro (Eco-PTZ).
? Certificats d?économie d?énergie (CEE).
? Proposition 3 : Pour inciter à faire travailler les professionnels locaux tout
en restant dans la logique de projet d'économie d'énergie.
? TVA à taux réduit 5,5 % sur le matériel et la main-d'oeuvre.
7° Vente du surplus, vente en totalité
Le système des contrats d'achat peut garder son intérêt pour continuer à
développer une production importante d'EnR.
? Vente totale : pour les locaux collectifs ou ceux dont le propriétaire n'est
pas l'occupant.
? Vente des surplus : pour ceux qui veulent maximiser leur installation de
production sur toute la toiture disponible pour produire plus d'EnR.
Ils obtiendront donc une production largement supérieure à leurs besoins.
Mais il faut réduire l'impact de ces contrats sur la CSPE. On peut poursuivre le
système existant, mais en supprimant la contrainte d'intégration au bâti, qui
représente la plus grande partie du coût du tarif d'achat, sans avoir montré
d'impact sur le développement d'une technologie nationale.
(Nous pourrions reprendre l'idée initiale de prime à l'intégration versée en une
fois au début de l'installation, par exemple 0,50 ¤/Wc, si on souhaite maintenir
ce système).
8° Cas passif = déplacement de certaines consommations
Le stockage passif consiste à simplement déplacer des charges pour faire
en sorte qu'elles se déclenchent et consomment au moment de la production. Ces
charges sont la production de chaleur (eau chaude sanitaire, pompe à chaleur) ou
de froid, ainsi que certains appareils électriques comme le lave-vaisselle, le lave-
linge ou les pompes de filtration des piscines. La seule difficulté avec ces
charges, c'est qu'elles ne sont généralement pas conçues pour fonctionner avec
des puissances variables (typiquement, un chauffe-eau a une résistance de 2 à 3 kW).
Néanmoins, il est possible de rajouter un contrôleur de puissance dans certains cas.
Il y a pour les industriels un gros potentiel à fournir des appareils
pilotables en puissance dont on pourra ajuster la consommation en fonction des
surplus disponibles.
9° Cas actif = batteries, STEP, hydrogène?
Le stockage actif consiste à utiliser des batteries dans le but de stocker
l'énergie pour une utilisation ultérieure. À une échelle individuelle, ce moyen est
encore extrêmement onéreux. Il est également difficile à dimensionner
correctement. On peut aussi se demander si c'est vraiment une solution
judicieuse, car l'énergie chèrement stockée aurait certainement pu être utilisée en
direct par les voisins immédiats. Nous ne sommes donc pas sûrs que cela rende
vraiment service au réseau mais, si c'était le cas, il serait logique de rémunérer le
particulier pour le service qu'il rend. Cela veut dire qu'il faudrait, soit un tarif
d'achat pour les kWh stockés, soit une prime « à la batterie ». Cela ne paraît pas
très pertinent. Par conséquent, il ne semble pas intéressant d'inciter (par des
primes ou autres) ce type d'installation.
En revanche, lorsque les véhicules électriques seront disponibles, ce mode de
stockage prendra tout son sens.
À une plus grande échelle (quartier ou agglomération), on peut faire appel à
d'autres technologies plus efficaces et proportionnellement moins coûteuses.
10° Pic du soir et pic de nuit : l?impact sur le réseau
Le réseau enregistre un pic de consommation le soir, lorsque les gens rentrent
chez eux. Ce pic est dû à la mise en route des appareils électroménagers mais
également à la remontée en température des appareils de chauffe. Si les appareils de
chauffe disposent d?un moyen de stockage (accumulation, plancher chauffant?), il
devient aisé de décaler la consommation effective au-delà de 18 h/19 h.
On pourrait penser que le micro-stockage chez le particulier permettrait de
limiter ce pic. En fait, ce n'est pas vraiment le cas, car cela présuppose au moins
deux choses : que le stockage soit plein et qu'il se déclenche au bon moment. De
plus, les appels de puissance importants qui sont générés (par exemple, le four
ou la plaque de cuisson) ne sont pas très favorables pour la durée de vie de la
batterie.
Ce problème de pic de puissance en soirée n'a rien à voir avec les EnR,
c'est un problème de réseau et de maîtrise de l?énergie. Ce qu'il faudrait, c'est
plutôt de disposer d'espace de stockage de moyenne puissance (niveau quartier
ou petite ville). Dans un premier temps, ce stockage serait alimenté par le réseau
et les moyens conventionnels. Petit à petit, au fur et à mesure de l'augmentation
des surplus des EnR, ces dernières prendront la relève. On autorise ainsi une
transition en douceur tout en permettant déjà une réduction des moyens
conventionnels (puisque le pic sera atténué).
À noter que les déplacements de charges permettent également de réduire le pic
du soir (en programmant le lave-vaisselle pour fonctionner à midi, en
préchauffant la maison ?).
Nous avons souvent droit à la remarque « perfide » qu'il ne fait pas toujours beau !
C'est une lapalissade, mais à cela nous pouvons répondre plusieurs choses :
? D'abord, il ne fait jamais totalement mauvais partout ? !
? Ensuite, on voit tout le potentiel du stockage de moyenne échelle, qui peut
être alimenté par le réseau (il y a toujours un endroit où une EnR est
active, sans parler des stockages de masse comme les STEP, CAES,
hydrogène ?).
? Également, le déploiement du Smart Grid et la transmission des
informations sur les ressources du réseau à brève échéance (2 à 3 jours)
permettront d'avertir le particulier de l'opportunité de lancer telle ou telle
charge.
? Enfin, ne pas sous-estimer les actions citoyennes de délestage du réseau
(réseau ÉcoWatt, exemple PACA : http://www.ecowatt-paca.fr/)
? Proposition 4 : Inciter le stockage de moyenne puissance plutôt que le
micro-stockage. Inciter le déplacement de charges pour le particulier.
11° Financement du réseau
Un auto-consommateur n'utilise pas le réseau quand il auto-consomme !
C'est une évidence, mais il est bon de le rappeler. Il continue cependant d'utiliser
le réseau normalement quand sa production est insuffisante ou quand il injecte
un surplus. La question du financement du réseau reste donc d'actualité. Il y a
deux choix possibles pour son financement (et donc son entretien) : on peut
facturer en fonction de la puissance de raccordement ou bien en fonction de la
consommation. On doit également réfléchir sur les « pics » de consommation
qui posent problème au réseau.
La première solution aurait plutôt la faveur des institutionnels, car ce serait un
moyen de limiter les pics en obligeant les consommateurs à réduire leur
abonnement et à mettre en place un système de lissage (batterie). Cependant,
nous pensons que ce n'est pas le bon choix et que la deuxième solution
(contribution sur les kWh consommés) lui est préférable, car cela ?:
? incite à réduire sa consommation (d'où MDE, isolation, déplacement de
charges),
? incite à faire de l'autoconsommation (développement de production
citoyenne),
? incite le réseau à se moderniser et à préparer sa transition (stockage de
« quartier »),
? prépare le futur Linky (tarif kWh élevé en pointe, entre autres, ce qui
traite le problème du pic d'ERDF),
? ne crée pas d'obstacle pour les futurs producteurs (c?est un investissement
financier personnel),
? ne fait pas payer au consommateur la mise en place d'un système coûteux
et moyennement efficace (cf. chapitre n° 10) alors que ces efforts sont du
ressort de la collectivité et donc d?ERDF. Ce n'est pas au citoyen d'être au
service d'EDF/ERDF en tant que variable d'ajustement, c?est l'inverse.
Comme nous proposons une participation au kWh et qu'en même temps
on vise la réduction de la consommation, on voit qu'à long terme se posera la
question du financement. Nous estimons souhaitable de basculer petit à petit le
financement du réseau vers une contribution payée par l'ensemble des citoyens.
Ce concept prend tout son sens quand on imagine le réseau comme bien plus qu'un
simple tuyau amenant l'électricité ? Ce réseau sera l'artère vitale de notre future
société qui, à terme, verra l'électricité devenir le principal vecteur d'énergie
(développement des EnR, essor du parc de véhicules électriques, etc ...).
Le réseau étant un bien collectif, il est logique qu'il devienne citoyen et soit
financé par tout le monde, consommateur, producteur, simple utilisateur.
Proposition 5 : Assurer le financement du réseau par une participation sur
l'énergie consommée ou injectée (donc sur le kWh). Il faut dès à présent
anticiper et réfléchir sur un futur financement collectif.
12° Les particuliers : investissement citoyen !
De plus en plus de projets d?énergies renouvelables se montent grâce à
l?investissement citoyen. L?objectif n?est pas de créer une entreprise qui veut
simplement faire du bénéfice, mais de réunir des citoyens, habitant à proximité,
voulant s?investir dans un équipement local et collectif. Cela permet aux
habitants de mieux s'approprier le projet et de se rendre compte concrètement de
ce qu?est l?énergie.
L?investissement citoyen est très généralement couplé avec un volet
éducatif et, quand il se fait avec des municipalités, l?installation peut être
rétrocédée gratuitement à la commune en fin de contrat.
Le principal objectif n?est pas de réaliser un bénéfice indécent (taux de 1 à 3 %),
mais bien de participer à un projet d?intérêt pour la collectivité.
Certaines entreprises se sont créées en surfant sur cette vague. Elles ont
pour objectif de regrouper des personnes ou entreprises qui amènent des fonds
dans un projet mais ne se l?approprient pas.
Le GPPEP voit plusieurs inconvénients à ce type de montage :
? Des investisseurs non concernés localement peuvent intégrer ces structures.
? Pas de participation aux décisions.
? Côté éducatif non mis en oeuvre.
? Le don de l?installation à la fin du contrat d?achat n?est pas systématique.
? De plus, le citoyen n?a pas forcément la possibilité d?investir au capital de
la société mais peut uniquement prêter (par exemple, sous forme
d?obligations) lui retirant ainsi toute capacité d?inflexion de la stratégie de
l?entreprise.
? Proposition 6 : Favoriser l?investissement citoyen en lui réservant une part
de capital dans tous les projets d?énergie et en particulier d?EnR.
? Proposition 7 : Inciter les propriétaires de biens publics (communes,
administrations ?) à mettre à disposition leurs toitures pour des projets
d?investissement citoyen.
13° Les maîtres mots : simplicité et sécurité
L?autoconsommation vue par le citoyen est une démarche qui paraît
complexe, car nous avons été habitués à ce que l?État nous apporte notre
approvisionnement énergétique de manière continue et peu onéreuse.
L?idée d?investir sur le long terme pour réduire sa facture énergétique n?est pas
« naturelle ». Il faut donc faire évoluer les modalités (État, Régions, associations
de terrain) mais aussi limiter au maximum l?investissement nécessaire.
En ce qui concerne le Consuel, par exemple, le décret n°72-1120 du 14
décembre 1972, consolidé le 24 mars 2010, précise bien que cette attestation de
conformité n'est demandée qu'en cas de création de nouvelle ligne, de
modification ou de rénovation de l'installation existante. Une installation en
autoconsommation n'est clairement pas de cet ordre et se rapproche plutôt du
simple branchement d'une pompe à chaleur ou d'un frigo.
? Proposition 8 : Simplification des contraintes administratives.
? Suppression du Consuel puisqu?il n?y a pas modification du comptage (cf
ci-dessus)
? Simplification de la procédure administrative pour obtenir la convention de
raccordement ERDF ; la fourniture de la certification du matériel (en
particulier la VDE 0126-1-1/A1 pour l'onduleur) devrait suffire au dossier.
? Pas de frais de raccordement réseau.
14° Conclusion technique
L'autoconsommation est bénéfique sur plusieurs plans :
? Elle réduit la charge du réseau en puissance (grâce au déplacement de
charges ainsi qu'aux futurs stockages de « quartier »).
? Son utilisation diffuse évite les perturbations sur le réseau (dans le cas des
puissances « résidentielles »).
? Elle permet une meilleure pénétration des EnR au plus près des lieux de
consommation.
? Elle incite à la mise en place de moyens de stockage de moyenne capacité,
ce qui est de toute façon nécessaire pour le réseau, et cela augmente sa
résilience.
? Elle amène les personnes à la prise de conscience de l'importance de la MDE.
? Elle prépare et anticipe le déploiement du futur Smart Grid .
? Elle est génératrice de création d'emplois.
15° Au coeur des politiques territoriales*
? Sur 10 emplois créés dans le photovoltaïque, 8 au moins le sont ou peuvent
l'être à proximité du lieu d?installation ? et 10 installations sur les toits des
particuliers par an correspondent à un emploi à plein temps en France.
? Ce gisement de plusieurs dizaines de milliers d'emplois et d'activité
économique non délocalisable participe au potentiel de croissance induit
par l'engagement de la société française dans une démarche de sobriété et
d'efficacité énergétiques.
? L?électricité photovoltaïque contribue à sécuriser l?approvisionnement,
mais aussi à favoriser l?équilibre des réseaux de distribution, du moins
tant qu?elle reste de dimension potagère.
? Les collectivités locales doivent être incitées à s?impliquer dans
l?organisation d?activités de production photovoltaïque cohérentes
avec la gestion des réseaux dont elles sont propriétaires, dans le cadre de
leur politique territoriale.
* Cf. document photovoltaïque citoyen de 2012 http://gppep.org/node/77
16° Inciter les collectivités à investir dans leurs propres installations
? Les inciter à participer en capital dans les projets photovoltaïques
réalisés sur leur territoire, et systématiser cette participation pour leurs
projets bénéficiaires de l?obligation d?achat. Le recours à la simple
location de toiture ou de terrain doit être limité.
? Fournir une boîte à outils juridique, administrative et financière aux
collectivités souhaitant investir dans des projets photovoltaïques sur les
sites leur appartenant, via l'ADEME.
? Imposer la création d?au moins une permanence mensuelle de
personnels des GRD qualifiés, dans toutes les collectivités, afin de
renforcer le lien avec les élus, techniciens des collectivités et producteurs
ou consommateurs d?électricité, et faciliter l?information, le conseil et la
résolution des conflits.
? Réorganiser les réseaux publics de distribution d?électricité créés ou
modifiés à l?occasion de nouvelles opérations d?aménagement foncier,
pour pouvoir y injecter la production d?électricité intermittente
(photovoltaïque, éolienne) représentant au moins 20 % de la capacité de
distribution.
17° Conclusion
Nous sommes tous conscients des dysfonctionnements de l?obligation
d?achat, qui a conduit à la destruction de milliers d?emplois et mis des milliers
de « petits producteurs » dans des situations critiques.
Nos propositions actuelles se situent résolument dans une optique d?avenir
et de développement avec des propositions justes, économes en deniers publics
et simples, telles que le stockage de quartier, le financement collectif du réseau,
la simplification des dossiers?
Nous avons raté le photovoltaïque citoyen ? ne loupons pas
l?autoconsommation citoyenne !
Glossaire :
PTF : Proposition Technique et Financière
MDE : Maîtrise de l'Énergie ou Maîtrise de la Demande d'Énergie
CSPE : Contribution au Service Public d'Électricité
PTZ : Prêt à Taux Zéro
EnR : Énergie Renouvelable
STEP : Station de Transfert d'Énergie par Pompage (exemple : barrage
hydraulique)
CAES : Compressed Air Energy Storage = stockage d'énergie par air comprimé
GRD : Gestionnaire Réseau de Distribution
Groupement des Particuliers Producteurs d?Électricité Photovoltaïque (GPPEP) :
Association loi 1901 reconnue d?intérêt général, créée en 2009 par des particuliers, pour des
particuliers possédant une installation photovoltaïque ou sympathisants, ayant comme partenaires
le très actif http://forum-photovoltaïque.fr, la plus importante base de données sur le
photovoltaïque en France www.bdpv.fr et l?association souhaitant regrouper l?ensemble de la
filière du photovoltaïque résidentiel du fabricant au producteur en passant par l?installateur
www.insoco.org.
L?association regroupe à ce jour plus de 2 500 membres sur tout le territoire français et représente
légitimement les milliers de particuliers producteurs.
En coopération avec L. Reynaud de "Mices" (Mini Centrale Electrique Solaire)
Président Joël Mercy
Contact ca@gppep.org
Tel : 0970 440 345
Autoconsommation : opportunité ou vraie fausse piste ?
Note de décryptage et de positionnement ? décembre 2013
________________________
L'autoconsommation est de plus en plus souvent présentée comme une solution pour le
développement futur des énergies renouvelables électriques « de proximité » en général et du
photovoltaïque en particulier. Ses promoteurs mettent en avant le fait qu'elle permettrait de soulager la
CSPE acquittée par les consommateurs et de limiter l'impact de la production sur le réseau de
distribution, notamment en termes de besoin de renforcement.
Toutefois, une lecture attentive des nombreuses déclarations et présentations sur le sujet montre que
la défnition de cette notion n'est pas homogène et que la compréhension de toutes les implications
d'un système qui la favoriserait est loin d'être partagée par tous les interlocuteurs.
La présente note a pour objectif d'éclairer le débat afn d'orienter les éventuelles mesures incitatives
dans une direction qui ne soit pas contre-productive pour les différents acteurs de la flière : l'industrie,
les installateurs et autres professionnels, les producteurs, mais surtout les consommateurs qui auront
à en assumer le coût fnancier via la CSPE et les gestionnaires des réseaux qui auront à gérer les
conséquences concrètes de son éventuel développement.
Les réfexions présentées ici s'inscrivent dans le contexte actuel, mais elles pourraient être modifées
par des évolutions à venir comme une accélération de la pénétration du photovoltaïque sur le réseau,
une augmentation sensible des prix de vente, régulés ou non, de l'électricité, le développement de
nouveaux usages comme les véhicules électriques ou encore l'émergence de nouvelles technologies
de stockage (hydrogène, méthanation).
1. Considérations préalables
Rappels de quelques principes physiques
Du point de vue de la physique, l?électricité suit toujours le chemin le plus court de moindre résistance
pour aller du point où elle est produite vers le point de consommation le plus proche.
Lorsqu'un système photovoltaïque produit de l'électricité, ce sont toujours les appareils en
fonctionnement au même moment à proximité immédiate qui seront alimentés en priorité,
indépendamment du type de raccordement et de l'existence ou non d'un contrat d'achat.
Dans le cas d'un système installé sur un bâtiment équipé d'un compteur électrique de consommation,
trois situations peuvent se présenter :
? le producteur bénéfcie d'un contrat d'achat en « vente de la totalité » : le système est
raccordé directement au réseau public de distribution via un compteur de production posé
par le gestionnaire de réseau (ERDF ou ELD) en parallèle du compteur de consommation
(un nouveau raccordement est créé), toute la production est mesurée ;
? le producteur bénéfcie d'un contrat d'achat en « vente de surplus » : le système est
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raccordé au tableau du circuit électrique intérieur et un compteur de production est posé
en série sur le raccordement existant, tête-bêche par rapport au compteur de
consommation, seule la partie de la production qui n'est pas directement consommée à
l'intérieur du bâtiment est mesurée ;
? le producteur ne bénéfcie d'aucun contrat d'achat et est en schéma
d'« autoconsommation totale »: le système est raccordé en un point quelconque du circuit
intérieur, les frais de raccordement sont nuls, la production n'est pas mesurée par le GRD1
et les éventuels excédents sont donnés gratuitement au réseau. Le système étant raccordé
au réseau, il reste soumis à une convention d'exploitation avec le gestionnaire de réseau
Dans le premier cas, l'électricité qui est injectée dans le réseau public revient instantanément dans le
circuit intérieur pour être consommée immédiatement par le premier appareil en fonctionnement
qu'elle rencontre : d'un point de vue physique, il n'y a donc aucune différence avec les deux autres
cas, seul le mode de valorisation économique varie, notamment dans le cadre de l'obligation d'achat
et des tarifs associés dont il est important de rappeler qu'ils ont été mis en place pour offrir aux
producteurs d'électricité renouvelable une visibilité et une stabilité suffsante pour leur permettre
d'investir sans risque dans une flière dont le développement a été jugé d'intérêt général.
Qu'est-ce que l'autoconsommation ?
L'autoconsommation peut se défnir en première approche comme la part de la production qui est
consommée dans le bâtiment où elle est produite.
On peut considérer qu'il existe toujours une part d'autoconsommation « spontanée » correspondant
au fonctionnement naturel (sans intervention particulière) des appareils durant les périodes de
production, qui dépend des équipements et des activités des occupants.
Pour une production donnée, cette part sera d'autant plus élevée qu'un plus grand nombre d'appareils
seront en fonctionnement dans le bâtiment au moment où la production est la plus importante, c'est-
à-dire en journée et plutôt en été.
Ainsi, pour des systèmes dimensionnés pour produire l'équivalent de la consommation annuelle du
bâtiment, le taux moyen annuel d'autoconsommation spontanée est de l'ordre de 20% dans un
logement en l'absence de pilotage2 , mais ce pourcentage peut être plus bas, de l'ordre de 10 à
15 % dans le cas, courant en France, de maisons individuelles avec chauffage et ECS électriques (cf
la fgure 1 ci-dessous qui montre que le pilotage des ballons d'ECS tel qu'effectué actuellement en
« heures pleines/heures creuses » est en contradiction avec la logique d'autoconsommation ).
Le taux moyen d'autoconsommation spontanée peut aller jusqu'à 40 % si une gestion intelligente est
mise en place via une « box énergie » associée à des actionneurs et programmateurs pour les
différents appareils3 ; dans le secteur tertiaire, cette part peut s?élever à 70 % voire 100 % du fait de la
meilleure synchronisation de la consommation et de la production4. Dans le cas présenté en fgure 2,
le taux d'autoconsommation spontanée sur l'année complète est de 100 % lorsque le potentiel
photovoltaïque de la toiture est maximisé.
1 Le producteur est toutefois tenu pour des raisons de sécurité de déclarer l'existence de son système au GRD.
2 Ces chiffres sont issus de l'étude allemande de l?Institut de recherche en économie écologique de Berlin (IOW 2011,
Effects of self-consumption and grid parity of photovoltaic systems qui a évalué l?autoconsommation des ménages
de 2 à 4 personnes, avec des installations PV de 3 à 5 kWc (800 à 1000 kWh/kWc annuels), sans stockage. Ces
chiffres sont donc à utiliser av ec précaution en France .
3 Idem.
4 Idem.
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http://www.ioew.de/en/publication-single/Effects_of_self_consumption_and_grid_parity_of_photovoltaic_systems/?tx_t3ukioew_pi1%5Bpointer%5D=3&cHash=0993f2a124eb1ebb10f10bdb189dc348
Figure 1. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour une maison individuelle type avec
chauffage et ECS électriques (suivant un signal heures pleines/heures creuses) au mois de mars lorsque consommation et production
photovoltaïque sont fortes. Source : Hespul.
Figure 2. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour un site commercial avec stockage de
froid au mois de mars lorsque consommation et production photovoltaïque sont fortes . Source : Hespul.
Il est possible d'augmenter le taux d'autoconsommation de trois façons différentes :
? limiter la puissance du système photovoltaïque pour qu'une part plus importante de la
production soit consommée dans le bâtiment : on va dans ce cas doublement à l'encontre du
but recherché de développement des énergies renouvelables à moindre coût, puisque des
systèmes plus petits produisent moins et coûtent plus cher ;
? augmenter le nombre et/ou la puissance des appareils en fonctionnement en période de
production pour favoriser l'autoconsommation instantanée : on peut dans ce cas s'interroger
sur l'utilité de cette consommation supplémentaire, ainsi que sur son coût ;
? stocker une partie de la production dans le bâtiment pour la consommer plus tard dans une
logique d'autoconsommation différée : se pose alors la question de l'effcacité technique,
économique et écologique des solutions disponibles à l'échelle considérée, qui est loin d'être
avérée dans l'état actuel des choses.
Si aucune de ces solutions n'apporte de réponse satisfaisante, c'est peut-être que la question est mal
posée, à tout le moins que les objectifs d'une stratégie visant à favoriser l'autoconsommation n'ont
pas été clairement défnis.
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Autoconsommation ou autoproduction ?
Les deux notions semblent à première vue très proches, mais il est important de bien comprendre les
implications respectives d'une démarche visant à favoriser l'une plutôt que l'autre, qui sont très
différentes.
Comme on l'a vu précédemment, chercher à augmenter le taux d'autoconsommation conduit
généralement à une désoptimisation du couple production-consommation, soit en limitant une
production qui autrement viendrait se substituer à une énergie non-renouvelable, soit en augmentant
inutilement une consommation dont on sait qu'elle doit au contraire être réduite, soit en incitant à
s'équiper de moyens de stockage aux performances médiocres.
À l'inverse, chercher à augmenter le taux d'autoproduction, qui se défnit comme la part de la
consommation qui est produite sur place et non importée du réseau public, conduit à des
comportements vertueux, en incitant à la fois à réduire la consommation d'énergie et à augmenter la
production d'énergie renouvelable.
Prenons un exemple concret et réel, celui d'une maison équipée d'un toit photovoltaïque de 4 kWc,
avec une consommation journalière, un jour de printemps, de 12 kWh (usages spécifques de
l'électricité uniquement) et d'une production de 18 kWh dont 4,3 kWh sont consommés sur place : le
taux d'autoconsommation sera de 24 % tandis que le taux d'autoproduction sera de 37 % (voir
tableau ci-dessous). Dans ce cas (consommation inférieure à la production), la quantité d'électricité
soutirée au réseau a été diminuée de 37 % (et non de 24%) grâce à la production photovoltaïque :
c'est donc bien l'augmentation du taux d'autoproduction qui permet de réduire la facture
d'électricité importée du réseau.
Consommation 12kWh
Production 18kWh
kWh consommé sur place 4,3kWh
Taux d'autoconsommation 4,3/18 = 24 %
Taux d'autoproduction 4,3/12 = 37 %
Tableau 1 : Comparaison autoconsommation / autoproduction
A noter que lorsque l'autoconsommation atteint 100 %, il n'y a pas d'électricité excédentaire à injecter
dans le réseau puisque tout est consommé sur place, tandis que lorsque l'autoproduction atteint
100 %, il peut encore y avoir de l'électricité excédentaire qui est alors injectée dans le réseau .
Enfn, autoconsommation et autoproduction ne sont équivalentes que lorsque la production et la
consommation annuelles d'électricité sont égales sur un périmètre donné (maison individuelle,
bâtiment collectif d'habitation, quartier, etc.).
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Figure 3. Distinction entre autoconsommation (part de la production totale qui est consommée sur place) et autoproduction (part de la
consommation totale qui est fournie par la production sur place). Source : Hespul.
La différence entre autoconsommation et autoproduction est cruciale : maximiser l'une ou l'autre ne
revient pas au même dans de nombreux cas, chacune répondant à une problématique différente.
? Maximiser l'autoconsommation peut entraîner une surconsommation d'électricité, inciter au
sous-dimensionnement de l'installation photovoltaïque en toiture, et décourager des initiatives
d'effcacité énergétique, de manière à éviter toute injection sur le réseau.
? Maximiser l'autoproduction a tendance au contraire à encourager l'effcacité énergétique des
équipements et l'utilisation optimale de la toiture, le réseau permettant de garantir que toute la
production pourra être utilisée, même si ce n'est pas dans le bâtiment où elle a lieu.
2. Tirer les leçons de l'expérience allemande
Le cas allemand : de la « prime à l'autoconsommation » au « programme de soutien du réseau »
En Allemagne, l'autoconsommation a bénéfcié entre janvier 2009 et mars 2012 d'un mécanisme de
soutien qui valorisait pour les installations de moins de 500 kWc la part de la production
autoconsommée à différents tarifs selon le taux d'autoconsommation (en-deçà ou au-delà de 30 %).
Cette prime avait été mise en place pour encourager la diminution de l'injection sur le réseau de
manière à résoudre des problématiques techniques (notamment la capacité d'accueil du réseau)
liées au développement très rapide du photovoltaïque.
La prime a été supprimée en avril 2012 suite à de nombreuses critiques sur la complexité de sa mise
en oeuvre et sur l'exonération de fait, pour la part de la production autoconsommée, de taxes diverses
et surtout de participation au fnancement du développement des EnR (l'équivalent de la CSPE) et aux
frais d?utilisation du réseau public de l?électricité (l'équivalent du TURPE)5 ; elle a été remplacée par un
mécanisme de soutien aux installations équipées d'unités de stockage conçues pour soutenir le
réseau public et réduire les besoins de renforcement6, dont la rémunération est conditionnée par un
5 En effet, l'étude de l'IOW (2011), montre que la mise en place d'une prime à l'autoconsommation se traduit non par
un gain net pour la collectivité mais par un simple transfert de charge entre consommateurs et contribuables d'une part,
et entre consommateurs et gestionnaires de réseaux d'autre part.
6 En Allemagne, la majorité des coûts de raccordement et de renforcement sont payés par le gestionnaire de réseau
et non par les producteurs qui eux, paient seulement le coût de branchement. Cette répartition incite le gestionnaire
à optimiser ses investissements et à mutualiser les infrastructures.
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dimensionnement et un pilotage des batteries permettant de limiter la puissance injectée dans le
réseau à 60 % de la puissance maximale. En outre, les batteries peuvent fournir des « services
système » au réseau (plan de tension, fréquence).
Le cas français : u ne bouée de sauvetage pour une filière en difficulté ?
En France, la situation est tout autre : avec tout juste 4 GW de puissance photovoltaïque installée à
l'été 2013 contre 34 GW en Allemagne, le photovoltaïque ne génère pratiquement aucune contrainte
sur le réseau de distribution sauf dans des cas particuliers (installation photovoltaïque de taille
importante en bout de réseau, éloignée de points de consommation) .
La flière photovoltaïque française continue à souffrir des conséquences du moratoire de la fn 2010,
auxquelles s'ajoute régulièrement une nouvelle étape de complexification comme la bonifcation des
tarifs d'achat pour la provenance européenne des panneaux. De plus, les récents changements des
règles de calcul du plan de tension imposés par ERDF (diminution des marges admissibles d'élévation
de tension au secondaire des postes HTA/BT) ont induit une augmentation très significative des
coûts de raccordement pour les installations d'une puissance supérieure à 36 kVA.
Dans ces conditions, les producteurs pourraient être tentés d'opter pour un schéma de raccordement
en « autoconsommation totale » afn d'obtenir un coût de raccordement nul en contrepartie d'un
engagement à autoconsommer toute l'électricité produite. Si ce schéma dans lequel l'électricité
éventuellement injectée n'est pas comptée devait se développer, l'absence d'étude d'impact et de
moyens techniques de mesurer l'injection dans le réseau pourraient poser rapidement des
problèmes aux gestionnaires de réseau de distribution.
D'autre part, dans le contexte réglementaire français actuel, l'association d'un dispositif de stockage
d'électricité avec une installation photovoltaïque ne permet pas à cette dernière de bénéfcier du tarif
d'achat, ce qui limite fortement la rentabilité de ces systèmes.
3. Éléments de réflexion sur la mise en place d'un soutien à
l'autoconsommation
Les discussions autour de la mise en place d'un mécanisme de soutien à l'autoconsommation arrivent
dans un contexte où la volonté de maîtrise de la CSPE gonfée par des tarifs d'achat excessivement
élevés entre 2006 et 2010 a conduit à un fort repli puis à une stagnation du secteur photovoltaïque du
fait de tarifs d'achat trop bas auxquels s'ajoutent des coûts de raccordement de plus en plus élevés.7.
Les éléments ci-dessous visent ainsi à expliciter dans quel cadre un mécanisme de soutien à
l'autoconsommation ou à l'autoproduction peut être conçu pour l'intérêt général.
Favoriser avant tout l'autoproduction « collective » en milieu urbain et périurbain ...
Le soutien à l'autoconsommation, s'il n'encourage pas dans le même temps l'autoproduction, peut
avoir l'effet pervers de mener à une « exploitation insuffsante du potentiel en surfaces de toit » (IOW,
2011). Le graphique ci-dessous issu d'une étude de cas réel illustre bien ce problème : si un
pourcentage d'autoconsommation de 100 % est recherché, l'installation PV sera dimensionnée à 500
Wc (taux de couverture annuelle de la consommation de 5%) alors que la toiture peut accueillir
9,2kWc (taux de couverture annuelle de la consommation de 84%) .
7 Nous n'insisterons jamais assez pour dire que ce ne sont pas les tarifs d'achat très bas d'aujourd'hui qui sont à
l'origine de l'augmentation importante de la CSPE mais bien le niveau très élevé des tarifs entre 2006 et 2010 !
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Figure 4. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour une maison individuelle type avec
chauffage et ECS électrique (suivant un signal heures pleines/heures creuses) au mois d'août. Deux cas d'installations sont simulées :
une installation de 9,2kWc qui correspond au potentiel maximal de la toiture et une de 0,5kWc qui permet d'atteindre un taux
d'autoconsommation physique de 100 % à chaque heure de l'année. Source : Hespul.
En effet, en milieu urbain où vivent et travaillent plus de 80 % de nos concitoyens, la contrainte la plus
forte ne porte pas sur la capacité d'accueil du réseau, mais sur la possibilité de trouver des surfaces
de toitures adéquates pour accueillir le photovoltaïque (bonne orientation, compétition avec d'autres
usages, zones protégées, etc).
Il est donc important dans la perspective d'une optimisation de la production et des systèmes d'aide
qui la soutiennent que chaque toiture soit utilisée au maximum de son potentiel et non une partie
seulement au prétexte que la puissance installée excéderait les besoins du bâtiment en question à
certains moments de l'année.
Le soutien à l'autoproduction permet également d'encourager une démarche systémique consistant
en premier lieu à chercher à réduire les consommations avant de penser à installer un système de
production renouvelable.
? et revoir les conditions de raccordement en milieu rural
La question se pose différemment en milieu rural, où la production d'électricité renouvelable peut
poser des contraintes de tension, voire être refoulée sur le réseau de transport si le niveau de
consommation est trop faible à un moment donné.
On notera toutefois que les règles actuelles de fnancement du raccordement au réseau qui est à la
charge du seul producteur incitent déjà fortement ce dernier à dimensionner correctement son
installation pour ne pas générer de contraintes sur le réseau .
Quoiqu'il en soit, plutôt que brider le potentiel de production renouvelable en dimensionnant « au plus
juste » par rapport à la consommation si un mécanisme de soutien à l'autoconsommation est mis en
place, il conviendrait de revoir les règles de dimensionnement et de conduite des réseaux de façon à
en augmenter la capacité d'accueil sans pour autant générer de risques de contrainte ni imposer des
travaux de renforcement importants.
Favoriser l'autoconsommation et autoproduction dans le secteur tertiaire
Comme dit précédemment, il y a fort à penser que de nombreux sites tertiaires pourraient atteindre un
taux d'autoconsommation de quasiment 100 % sans pilotage, surtout en présence d'équipements de
froids qui génèrent une demande synchrone avec la production PV, sauf dans le cas de bâtiments à
très faible consommation d'énergie.
L'espace disponible en toiture et la performance thermique du bâtiment seront décisifs pour obtenir un
taux important d'autoproduction. Le graphique suivant présente un profl type hebdomadaire d'un
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bâtiment commercial avec stockage de froid dont la puissance crête de l'installation PV dépasse de
25 % la puissance maximale annuelle appelée par le site. La période choisie est critique puisqu'il y a
forte production et relativement faible consommation (même site que pour la fgure 2).
Figure 5. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour un site commercial avec stockage de
froid au mois d'août lorsque consommation et production photovoltaïque sont fortes . Source : Hespul.
I nciter au stockage seulement lorsqu'il permet d'augmenter la capacité d'accueil du réseau
Une étude du Fraunhofer Institute publiée en 20138 s'est intéressée à l'impact sur le réseau de
distribution de moyens de stockage associés à des systèmes photovoltaïques à partir de la
modélisation de différents types de réseaux, avec pour objectif principal la stabilité de la tension.
La conclusion est que « l'utilisation d'une batterie photovoltaïque axée sur les besoins du réseau
permet de réduire le pic d'injection de tous les systèmes d'environ 40 % », ce qui permet
d'augmenter d'autant la capacité d'accueil et de créer une situation « gagnant-gagnant ».
A l'inverse, la gestion « traditionnelle » d'une batterie axée sur l'optimisation pour le producteur-
consommateur dans le cadre de la prime d'autoconsommation ne permet pas de soulager le réseau
électrique du fait que la batterie est en général déjà chargée au maximum avant même que
l'installation n'atteigne son pic de production.
Les deux schémas ci-dessous illustrent clairement tout l'intérêt que peut avoir pour le gestionnaire de
réseau un stockage « intelligent » basé sur une logique de coopération entre les acteurs.
8 Fraunhofer Institute, ÉTUDE SUR LE STOCKAGE 2013 Courte analyse sur l?estimation et le classement des effets
énergétiques, économiques et autres d?un soutien aux dispositifs de stockage électrochimique localisés, Traduction
de janvier 2013 par le bureau de coordination franco-allemand des énergies renouvelables.
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Scénario 1 : stockage dès que
l'installation produit
Dans les systèmes actuels « PV+
stockage », l'unité de stockage se
charge dès que la production
photovoltaïque produit et se décharge
dès que la consommation dépasse la
production. Aucune incitation tarifaire
n'encourage l'utilisation du stockage
pour diminuer le pic d'injection ni le pic
de soutirage. Dans cet exemple, le
stockage a permis de réduire le pic
journalier d'injection de 3,2kW à
2,7kW (16% de réduction) et la
puissance de soutirage de 1,2kW à
0,75kW.
Scénario 2 : stockage du pic de
production PV
Le stockage peut aussi être utilisé de
manière à stocker prioritairement le pic
de production : dans cet exemple, le
pic d'injection est ainsi réduit de 3,2kW
à 1,4kW (56 % de réduction). L'unité
est déchargée un peu plus tard le
matin pour réduire la puissance
maximale de soutirage de 1,2kW à
0,5kW. Dans cet exemple, la réduction
du pic d'injection est plus importante
que la réduction du pic de soutirage
parce que la consommation est faible
vis-à-vis de la production. Par contre,
ceci nécessite d'intégrer des données
de prévision de la production
photovoltaïque.
Figure 6. Pilotage de l'unité de stockage pour maximiser les bénéfces du réseau (Capacité de stockage : 8 kWh, Puissance de charge
maximale : 2 200 W). Source : Hespul
Utiliser le stockage existant sur le réseau électrique de distribution
La modulation d'une partie de la consommation peut être faite de manière automatique en modifant
simplement les plages des heures creuses de manière à démarrer les ballons d'eau chaude sanitaire
au moment du pic d'injection du photovoltaïque. Ceci pourrait d'ores et déjà être fait à coût zéro par
les gestionnaires de réseau de distribution dans des zones à forte pénétration photovoltaïque.
Par ailleurs, le déploiement des compteurs communicants devrait permettre d'individualiser la
modulation du ballon d'ECS pour les utilisateurs ayant une installation photovoltaïque en utilisant un
signal avant compteur paramétré par l'utilisateur, par un agrégateur ou par le gestionnaire de réseau.
Les unités de stockage électrique: un équipement onéreux qui doit être multifonctionnel
L'IOW conclut également que l'autoconsommation sans dispositif de stockage reste aujourd?hui
la formule la plus économique. Dans les conditions allemandes, les meilleurs systèmes dans les
gammes de puissance adaptées à une utilisation résidentielle ont un coût d'environ 500 euros par kWh
de capacité de stockage pour une durée de vie de 5 à 10 ans alors qu'un coût de 300 à 400 euros par
kWh et une durée de vie de 20 ans seraient nécessaires pour obtenir la même rentabilité qu'une
installation sans stockage.
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En France, le fossé est d'autant plus grand que les tarifs régulés de consommation sont deux fois
moins élevés que le prix moyen de l'électricité pour les particuliers en Allemagne.
Pour avoir un réel intérêt économique, les unités de stockage devraient remplir plusieurs fonctions :
? éviter le renforcement des réseaux en augmentant leur capacité d'accueil de la production
? fournir des services-systèmes au réseau (puissance réactive, fltrage d'harmoniques, etc.)
? contribuer à diminuer la pointe de consommation dans une logique d'autoproduction
? lisser les fuctuations parfois rapides du photovoltaïque.
Chacun de ces gisements de valeur obéit à une logique spécifique qui peut être contradictoire
avec les autres, et la possibilité de les exploiter dépend de règles de dimensionnement, de
fonctionnement et de rémunération des équipements : celles-ci doivent donc être élaborées
avec le plus grand soin dans un contexte de collaboration entre toutes les parties prenantes.
4. Analyse comparative des mécanismes de soutien à l'autoconsommation
Différents mécanismes de soutien sont comparés dans le tableau page suivante ; cette analyse
comparative doit être considérée comme une première grille de réfexion, qui sera enrichie des
échanges futurs avec les autres acteurs de la flière.
5. Recommandations
1. L'autoconsommation et plus encore l'autoproduction sont à encourager en priorité dans
le secteur tertiaire où les pointes de consommation et de production coïncident, où des outils
de pilotage des charges et de suivi de la production photovoltaïque sont fréquemment
présents (GTC), et où la compétitivité directe du PV (« parité-réseau ») sera plus rapidement
atteinte, avec notamment la fn dès 2015 des tarifs réglementés au-delà de 36 kVA.
2. Il convient en second lieu de favoriser les démarches répondant à une logique
d'autoconsommation collective plutôt qu'individuelle, le cas échéant en adaptant la
réglementation et en formalisant une procédure facilitatrice, à travers par exemple une
réfexion autour d'une fonction d'« agrégateur » pour gérer la production diffuse répartie sur
chaque boucle locale de distribution.
3. Le soutien à l'autoconsommation n'est pas souhaitable pour les particuliers à l'heure
actuelle du fait que la marge de manoeuvre pour augmenter la part d'autoconsommation est
très faible. En outre, l'autoconsommation n'est pas un sujet prioritaire pour les réseaux urbains
qui sont très peu contraints.
4. Pour les particuliers, la généralisation des compteurs communicants et la mise en place
d'une tarification horo-saisonnière ou dynamique encourageront de fait
l'autoconsommation et la diminution de la pointe de consommation par l'effcacité
énergétique et/ou le déplacement de charges dans le temps.
5. Un mécanisme de soutien à l'autoconsommation quel qu'il soit ne doit pas venir en
contradiction avec les objectifs généraux de maîtrise de la demande en électricité. Une
solution possible est de le combiner avec des exigences de performance énergétique ou de
diminution de la consommation d'électricité spécifque. Il ne doit pas non plus avoir pour
conséquences de limiter les puissances installées au détriment de l'optimisation des
surfaces disponibles en toiture, notamment en milieu urbain.
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Juin 2014
RECOMMANDATIONS RELATIVES
À L?AUTOCONSOMMATION DE
L?ÉNERGIE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE
2
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
3
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
1. RÉSUMÉ ............................................................................................................................................ 4
2. CONTEXTE ET OBJET DE LA NOTE ......................................................................................... 5
3. DÉFINITION DE L?AUTOCONSOMMATION PHOTOVOLTAÏQUE ............................... 7
4. L?AUTOCONSOMMATION À DIFFÉRENTES ÉCHELLES ................................................. 8
? 4.1. L?autoconsommation à l?échelle d?un bâtiment ............................................................................................................... 8
4.1.1. Installation photovoltaïque sur une maison ................................................................................................... 8
4.1.2. Installation photovoltaïque sur un bâtiment tertiaire ............................................................................. 9
? 4.2. L?autoconsommation à l?échelle d?un « îlot urbain » ....................................................................................................... 9
5. RECOMMANDATIONS POUR LA MÉTROPOLE ........................................................... 10
? 5.1. Principes généraux ......................................................................................................................................................................... 10
? 5.2. Mécanisme de soutien de la phase expérimentale ..................................................................................................... 11
5.2.1. Le net-metering ............................................................................................................................................................... 11
5.2.2. Les primes au kWh produits, consommés et/ou injectés ........................................................................ 11
5.2.3. Préconisations relatives au mécanisme de soutien .......................................................................................... 14
5.2.4. Evolution des conditions économiques du raccordement
au réseau des autoconsommateurs photovoltaïques ........................................................................................... 15
6. RECOMMANDATIONS POUR LES OUTRE-MER ........................................................ 16
7. CONCLUSION ................................................................................................................................ 18
SOMMAIRE
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
4
1. RÉSUMÉ
Le coût de production de l?électricité photovoltaïque
poursuit depuis plusieurs années une courbe
d?apprentissage particulièrement rapide. Afin
d?anticiper le développement spontané de
l?autoconsommation chez les clients finaux,
SER-SOLER recommande de mettre en place un
mécanisme de soutien à l?autoconsommation dans
le cadre d?une phase expérimentale d?une durée
de trois ans, en parallèle des mécanismes de
soutien actuellement en vigueur, et sans que cette
initiative se substitue à ces derniers. Cette phase
expérimentale aurait pour objectif d?anticiper et de
résoudre en amont les questions qui se poseront lors
du développement naturel de l?autoconsommation,
parmi lesquelles : l?intégration du photovoltaïque
autoconsommé au réseau électrique en termes
d?énergie et de puissance, et définition des services
système associés ; le développement des modèles
de pilotage de la demande et de la production en
fonction des segments de puissance concernés et de
la nature des sites équipés ; la sécurité électrique des
intervenants et des utilisateurs finaux ; l?acquisition
d?un savoir-faire et la construction de références
pour se positionner à l?export, dans un marché en
pleine croissance ; la gestion du risque en matière de
financement de ces nouveaux projets ; la résolution
des problématiques juridiques concernant l?achat
/ vente d?énergie de gré à gré.
Les volumes concernés par l?expérimentation, 300
MW/an au total, seraient limités par quota (segment
0-100kWc) et par appels d?offres simplifiés (segment
100-250kWc) et complets (segment supérieur à
250kWc). Ces volumes viendraient s?ajouter à la
programmation pluriannuelle d?appels d?offres que
SER-SOLER juge essentiel de mettre en place afin de
donner une visibilité optimale aux industriels : 1GW
par an a minima pendant 3 ans. Les sites visés en
priorité par l?expérimentation devraient être ceux du
segment professionnel et du résidentiel intégré dans
des îlots en cours d?aménagement, pour lesquels il
peut exister une adéquation « naturelle » des courbes
de consommation et de production photovoltaïque.
SER-SOLER recommande de tester, dans le cadre
de l?expérimentation souhaitée, une prime globale
à l?autoconsommation, composée de primes aux
kWh photovoltaïques autoconsommés ou injectés
sur le réseau, et modulée en fonction de la puissance
maximale injectée sur le réseau en regard de la
puissance souscrite par l?autoconsommateur.
Les modèles économiques valorisant l?auto-
consommation font intervenir l?économie de facture
évitée : l?analyse du risque des projets est dépendant
d?un nouveau risque lié au client, portant à la fois sur sa
consommation et sur la pérennité de ses engagements.
Il est par conséquent essentiel de mener une évaluation
rigoureuse de la bancabilité des projets dans cette
configuration, laquelle diffère très sensiblement de
l?obligation d?achat.
La définition du modèle économique de l?auto-
consommation doit être l?occasion d?intégrer une
révision des conditions économiques du raccordement
des autoconsommateurs au réseau. A ce titre, le
calcul de la quote-part du coût des ouvrages réseaux
à créer en application des schémas régionaux de
raccordement au réseau des énergies renouvelables
doit se faire à due proportion de la puissance maximale
susceptible d?être injectée sur le réseau et non pas en
fonction de la puissance totale de l?installation, et ce,
quel que soit le niveau de puissance de l?installation.
En ce qui concerne plus particulièrement les DOM,
SER-SOLER recommande la mise en place en urgence
d?un mécanisme de prime à l?autoconsommation
intégrant des actions de maîtrise de l?énergie, du
stockage et du service réseau. En matière de CSPE, le
modèle proposé par SER-SOLER a vocation à s?amortir
sur la durée de vie des systèmes, rendant ainsi positif
l?impact global. SER-SOLER demande que les DOM
puissent bénéficier de cette mesure d?urgence sur une
période de 3 ans, afin d?affiner le modèle proposé.
Les volumes seraient annuellement plafonnés à 100
MW/an pour l?ensemble des DOM.
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Graphique 1 : Compétitivité du photovoltaïque dans le monde (cas du marché résidentiel)
Source : SER-SOLER, 2013
2. CONTEXTE ET OBJET DE LA NOTE
Le solaire photovoltaïque est aujourd?hui la technologie
de production d?électricité qui connaît le plus fort
développement dans le monde. Le coût de production
de l?électricité photovoltaïque poursuit une courbe
d?apprentissage particulièrement rapide : il est
aujourd?hui sans commune mesure avec ce qu?il était
il y a encore quelques années, et son prix de revient
se situe désormais à un niveau proche des prix de
détail de l?électricité, dont la tendance est à la hausse.
Dans de nombreux pays, la technologie photovoltaïque
est dès maintenant compétitive avec l?électricité
produite de manière traditionnelle et acheminée
au client final : on assiste à un développement de
ce marché où des contrats de vente de l?électricité
photovoltaïque se concluent sans l?aide de systèmes
de soutien. C?est le cas notamment de la Californie,
du Chili, de l?Afrique du sud, et, en Europe, de l?Italie
et de l?Espagne.
En France, sur le seul plan du prix, les projections réalisées par SER-SOLER1 montrent que l?ensemble des
consommateurs professionnels devrait avoir intérêt à recourir à des installations de production d?électricité
photovoltaïque à l?horizon 2018.
1 http://enr.fr/docs/2013182253_
AnticiperledveloppementdesolairePVcomptitif.pdf
0,400
0,350
0,300
0,250
0,200
0,150
0,100
0,050
0,000
1000800 1200 1400 1600 1800 2000
Productible annuel associé à l?irradiation en (kWh/kWc)
Co
ût
s
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kW
h)
Mexique
Israël
Australie
Chili
Portugal
Espagne
Brésil
Italie
Danemark
Belgique
Suède
Allemagne
Hongrie
France Turquie
ChineCanada
Royaume-uni
5
LCOE PV 2012
Prix de l?électricité pour le client final en 2015 Prix de l?électricité pour le client final en 2012
LCOE PV 2015LCOE PV 2010
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Graphique 2 : Atteinte de la compétitivité vue du client final pour les installations photovoltaïques professionnelles
Source : SER-SOLER, 2013
Conscient que le modèle économique du solaire
photovoltaïque traverse actuellement une phase de
profonde évolution, les pouvoirs publics ont lancé
une réflexion sur le thème de l?autoconsommation.
Un groupe de travail piloté par la Direction Générale
de l?Energie et du Climat (DGEC) et qui rassemble
les acteurs concernés se réunit à intervalles réguliers
depuis décembre 2013. La date prévisionnelle de fin
des travaux de ce groupe de travail est fixée à juin
2014. Les thèmes traités par ce GT sont les suivants :
? autoconsommation/autoproduction et systèmes
électriques : états des lieux, opportunité et défis
de l?autoconsommation ;
? présentation des expériences étrangères ;
? présentation de cas d?école de systèmes d?auto-
consommation/autoproduction ;
? impact de l?autoconsommation/autoproduction
sur le financement des taxes, de la contribution
au service public de l?électricité (CSPE) et sur les
tarifs d?utilisation des réseaux publics d?électricité
(TURPE) ;
? stockage et maîtrise de l?énergie (MDE) ? Les
enjeux en termes de R&D et d?innovation ;
? modèles économiques et financement des projets
en autoconsommation ;
? cadre réglementaire pour l?autoconsommation ;
? cas spécifique des Zones Non-Interconnectées
(ZNI).
La présente note constitue la contribution de SOLER,
la branche photovoltaïque du SER, aux travaux du
groupe du travail. Les parties 3 et 4, ayant trait aux
définitions et aux principes généraux, reprennent
des éléments publiés par SER-SOLER en 2013 dans
son étude « Anticiper le développement du solaire
photovoltaïque compétitif »2.
¤u
ro
/k
W
h
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
6 2 http://enr.fr/docs/2013182253_
AnticiperledveloppementdesolairePVcomptitif.pdf
Coût professionnel surimposé
Nord de la France
Coût professionnel surimposé
Sud de la France
Tarif professionnel
- petit consommateur
Tarif professionnel
- grand consommateur
7
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Graphique 3 : Autoconsommation dans divers contextes
Source : AT Kearney. Traduction : SER-SOLER
3. DÉFINITION DE L?AUTOCONSOMMATION PHOTOVOLTAÏQUE
Par autoconsommation photovoltaïque, on entend
la possibilité donnée à tout type de consommateur/
producteur d?électricité de connecter une installation
photovoltaïque, dimensionnée selon ses besoins, soit
uniquement à son installation électrique, soit dans un
mode de partage entre son installation électrique et
le réseau local selon les fluctuations de la production
et de la consommation in situ.
L?objectif de l?installation photovoltaïque est donc plus
de répondre, soit à sa propre consommation, soit à la
consommation d?un ou plusieurs sites déterminés dans
son voisinage, que de produire et vendre en totalité
pour le réseau. L?électricité excédentaire continue
d?être injectée sur le réseau local, cette production
pouvant être valorisée de plusieurs manières.
Cette définition inclut tout type de consommateur et
tout type de segment de marché du photovoltaïque.
Elle inclut également tout type de raccordement
de l?installation, de la connexion au réseau public
à l?installation directement connectée à un réseau
privé, en passant par les installations de production
raccordées au consommateur par une ligne dédiée.
Notons qu?une installation photovoltaïque qui répond
à cette définition ne doit pas nécessairement être
la propriété du consommateur, elle peut appartenir
à un autre acteur lié de manière contractuelle
au consommateur. Tout type de producteur/
consommateur peut s?inscrire dans ce cadre, du
résidentiel à l?industriel en passant par le tertiaire.
Tout type d?application photovoltaïque peut également
être concernée, des installations intégrées aux
bâtiments jusqu?aux centrales au sol en passant par
les installations en surimposition. L?élément central de
la définition est le lien fort entre le dimensionnement
du système photovoltaïque et ses plages journalières
de production avec le besoin électrique du ou des
consommateurs.
La logique de l?autoconsommation n?est pas la
recherche de l?autonomie mais plutôt celle de s?inscrire
dans l?infrastructure locale du réseau associant
production photovoltaïque, gestion intelligente de la
demande et stockage. Cette orientation met donc en
avant une multitude de situations d?autoconsommation
à laquelle est associée une multitude de modèles
d?affaires possibles.
Service de fourniture
d?énergie pour
consommation sur site
Consommation sur site
par les occupants
Installation
propriétaire
Consommation partagée
via une ligne dédiée
Autoconsommation directe
Consommation sur site
par les occupants
Location d?une
toiture pour une
installation d?un
tiers
Production par le
consommateur, à proximité
du site de consommation
8
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
4. L?AUTOCONSOMMATION À DIFFÉRENTES ÉCHELLES
La technologie photovoltaïque est l?une des seules en
mesure de produire de l?électricité au plus près du
consommateur. Cela est vrai au niveau du bâtiment
mais également du quartier, de la commune, voire de
la communauté de communes.
La notion « d?énergie positive » fait aujourd?hui
référence à un bâtiment qui produit en moyenne plus
d?énergie qu?il n?en consomme. Initialement pensés
à l?échelle d?un bâtiment, les objectifs d?optimisation
de la consommation du parc bâti et de mobilisation
des ressources renouvelables locales qui sous-tendent
désormais la réglementation thermique, etc., ouvrent
la possibilité d?élargir l?échelle spatiale de ce concept
au-delà du bâtiment : à l?échelle de l?îlot, du quartier,
voire de la ville ou du périmètre de la concession.
Le passage à une plus grande échelle suppose
une gestion des équipements de production et de
consommation d?énergie. L?analyse des consommations,
la « répétabilité », ainsi que la supervision des installations
de productions/consommations constituent ainsi le
centre névralgique du système. Si cela passe par un
prestataire de services, la question de son modèle
d?affaires devient incontournable. Cette mutualisation
doit aussi prendre en compte les usages et les besoins
selon l?occupation des bâtiments : les horaires et les
besoins différents selon la destination du bâtiment
(écoles, logements, bureaux). Autant de possibilités
de dégager des marges de manoeuvre pour lisser
les pointes de consommation énergétique et mieux
dimensionner les équipements.
? 4.1. L?autoconsommation à l?échelle d?un
bâtiment
4.1.1. Installation photovoltaïque sur une
maison
De nombreuses études ont été réalisées afin de
déterminer la quantité d?électricité autoconsommée :
sans système de gestion de la consommation ou
de stockage, cette part varie entre 20 et 40 % de
la consommation de la maison. La mise en place
d?un système de gestion de la consommation et/ou
la mise en place d?un système de stockage peuvent
permettre une augmentation de la part de l?énergie
électrique autoconsommée et donc une réduction
sensible l?électricité soutirée du réseau.
Sans stockage toutefois, permettant la réinjection
le soir dans le circuit électrique domestique, de la
production photovoltaïque diurne, la pointe du soir
de soutirage du réseau ne peut pas être réduite. Par
ailleurs, à moins de réduire considérablement la taille
du système photovoltaïque, la majorité de la production
photovoltaïque est réinjectée sur le réseau pendant
la journée, la pointe d?injection d?été pouvant même
parfois être supérieure à la pointe de soutirage d?hiver.
Graphique 4 : Simulation d?un système photovoltaïque sur une maison individuelle
Source : SER-SOLER, 2013
Consommation électrique
domestique (W)
Production photovoltaïque
injectée dans le réseau (W)
Consommation domestique
vue du réseau (W)
Production photovoltaïque
(W)
1 000
0
-1 000
-2 000
-3 000
2 000
3 000
4 000
Pu
is
sa
nc
e
en
W
03H 10H 17H04H 11H05H 12H 19H06H 13H 20H00H 07H 14H 21H01H 15H 22H02H 16H 23H 00H
Heures
18H08H 09H
9
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Dans certains cas, la courbe de consommation du bâtiment est « naturellement » synchrone avec la production
photovoltaïque. Ce peut être le cas de bâtiments tertiaires (ex : centre commercial).
Dans ce cas, un dimensionnement adéquat permet d?autoconsommer la quasi-intégralité de l?électricité
produite, sans même prévoir de transferts de consommation ou de dispositifs de stockage, et de limiter les
pointes d?injection de la production photovoltaïque sur le réseau.
Lorsqu?on analyse la structure de la consommation électrique à l?échelle de zones commerciales et d?activités, campus
universitaires, quartiers résidentiels, sites industriels, etc., il convient de prendre en compte le foisonnement des
consommations individuelles. Dans le cadre de l?implantation de systèmes photovoltaïques sur des bâtiments, si le
bâtiment porteur du système n?a pas besoin d?électricité à l?instant où le système produit, il y a une forte probabilité
qu?un bâtiment voisin aura, lui, besoin d?électricité à ce moment précis. On peut alors parler d?autoconsommation
dans le périmètre d?un « îlot urbain ». Celui-ci peut même s?étendre au niveau d?une collectivité.
Graphique 5 : Simulation d?un système photovoltaïque sur un centre commercial
Source : SER-SOLER, 2013
Graphique 6 : Consommation d?une commune un jour d?été, parc photovoltaïque de 2500 kW
Source : SER-SOLER, 2013
4.1.2. Installation photovoltaïque sur un bâtiment tertiaire
? 4.2. L?autoconsommation à l?échelle d?un « îlot urbain »
Consommation électrique
centre commercial (kW)
Consommation centre
commercial vue du réseau
(kW)
Production photovoltaïque
[600 kWc] (kW)
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
kW
03H 10H 17H04H 11H05H 12H 19H06H 13H 20H00H 07H 14H 21H01H 15H 22H02H 16H 23H 00H
Heures
18H08H 09H
0
500
1500
2500
3500
1000
2000
3000
kW
h
1 5 9 13 17 202 6 10 14 18 213 7 11 15 19 224 8 12 16 23 24
Heures
Consommation électrique
de la commune soutirée
du réseau
Consommation de la
commune produite
par les installations
photovoltaïques
installées sur le réseau
local
10
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
5. RECOMMANDATIONS POUR LA MÉTROPOLE
? 5.1. Principes généraux
Afin d?anticiper le développement spontané de
l?autoconsommation chez les clients finaux, SER-SOLER
recommande de mettre en place un mécanisme de
soutien à l?autoconsommation dans le cadre d?une
phase expérimentale d?une durée de trois ans, en
parallèle des mécanismes de soutien actuellement
en vigueur, et sans que cette initiative se substitue
à ces derniers.
Cette phase expérimentale aurait pour objectif
d?anticiper et de résoudre en amont les questions
qui se poseront lors du développement naturel de
l?autoconsommation, parmi lesquelles :
? l?intégration du photovoltaïque autoconsommé
au réseau électrique en termes d?énergie et de
puissance, et définition des services système
associés ;
? le développement des modèles de pilotage de
la demande et de la production en fonction des
segments de puissance concernés et de la nature
des sites équipés ;
? la sécurité électrique des intervenants et des
utilisateurs finaux ;
? l?acquisition d?un savoir-faire et la construction
de références pour se positionner à l?export, dans
un marché en pleine croissance ;
? la gestion du risque en matière de financement
de ces nouveaux projets ;
? la résolution des problématiques juridiques
concernant l?achat / vente d?énergie de gré à gré.
SER-SOLER préconise de contrôler les volumes
d?installations concernées par l?expérimentation
par quota (segment 0-100kWc) et par appels d?offres
simplifiés (segment 100-250kWc) et complets (segment
supérieur à 250kWc). Afin que l?expérimentation soit
suffisante, sans pour autant entraîner un impact
significatif sur l?organisation du système électrique,
ces volumes devraient totaliser 300 MW par an
pendant trois ans. Ces volumes viendraient s?ajouter à
la programmation pluriannuelle d?appels d?offres que
SER-SOLER juge essentiel de mettre en place afin de
donner une visibilité optimale aux industriels : 1GW
par an a minima pendant 3 ans
Dans certains cas, le caractère autoconsommé de
l?électricité photovoltaïque sera apprécié en aval du
point de livraison du site équipé. Dans d?autre cas,
une réunion de sites prétendant à l?autoconsommation
pourra être considérée : le caractère autoconsommé
de l?électricité photovoltaïque sera alors apprécié en
amont des points de livraison de chacun des sites
concernés par l?opération, et en aval du poste de
transformation HTA/BT.
Les sites visés en priorité par cette expérimentation
devraient être ceux du segment professionnel pour
lesquels il peut exister une adéquation naturelle
des courbes de consommation et de production
photovoltaïque.
Pour le segment résidentiel, la marge de manoeuvre
des sites pour augmenter significativement le
taux d?autoconsommation sans intervention de
solution de stockage est trop faible. Néanmoins, le
photovoltaïque joue d?ores et déjà un rôle important
dans la réglementation thermique 2012 actuellement
en vigueur (prise en compte du photovoltaïque dans
la modulation du seuil de consommation d?énergie
primaire par m² et par an) et sera essentiel dans la
future réglementation thermique 2020 (bâtiment à
énergie positive). Il importe donc que la réflexion
sur l?autoconsommation porte également sur le
résidentiel. SER-SOLER recommande de traiter
ce segment dans l?un des deux cadres suivants
complémentaires :
? soit, prioritairement, par l?intégration de plusieurs
sites résidentiels dans un ensemble plus large de
type « îlot urbain » dans un appel d?offres simplifié
et/ou complet ;
? soit, dans les autres cas, par l?instauration d?une
prime égale à l?amortissement du volet stockage et
régulation de l?installation sur une durée à définir ;
l?ensemble ayant pour fonction de renvoyer en fin
de journée tout ou partie de la fourniture d?énergie
au bâtiment.
Dans le cadre d?appels d?offres simplifiés et complets,
il pourrait être envisagé plusieurs sous-familles
d?installation :
? autoconsommation « simple » ;
? effacement et décalage/écrêtage de la pointe
(pilotage consommation/production) ;
? stockage et service réseau ;
? « Îlot urbain » : le gestionnaire sélectionne et
impose un point d?injection unique dans l?antenne
BT de la production photovoltaïque mutualisée,
11
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
ce point d?injection étant optimisé par rapport
à la gestion du plan de tension. Exemples de
sites cibles visés par cette sous-famille (liste non-
exhaustive) : zones commerciales et d?activités,
campus universitaires, quartiers résidentiels,
sites industriels, sites de recharge de véhicules
électriques, etc.
Il convient que les procédés photovoltaïques en
surimposition au bâti soient éligibles à cette
expérimentation, en s?assurant qu?ils soient parallèles
au plan de la toiture, avec possibilité d?incliner les
modules sur les toits-terrasses équipés d?un acrotère,
à condition que le point haut des modules ne dépasse
pas le point haut de l?acrotère.
? 5.2. Mécanisme de soutien de la phase
expérimentale
De nombreux mécanismes de soutien à l?auto-
consommation peuvent être mis en place ; certains
sont plus complexes que d?autres et leurs impacts
sur le comportement des autoconsommateurs et sur
le système électrique sont variables. Le mécanisme
de soutien qui sera choisi dans le cadre de cette
expérimentation doit répondre à plusieurs objectifs,
dont les principaux sont les suivants :
? être lisible et garantir aux opérateurs économiques
une rentabilité cible au fil des années d?exploitation
de l?installation, en assurant une rémunération
normale des capitaux investis ;
? inciter à des comportements vertueux en
termes de maîtrise des consommations et de
leur adéquation temporelle avec la production
photovoltaïque ;
? inciter à limiter la puissance maximale de
l?injection de la production photovoltaïque de
manière à minimiser l?impact sur le réseau
électrique de distribution.
Nous présentons et analysons deux de ces mécanismes
ci-dessous.
5.2.1. Le net-metering
Dans le mécanisme dit de net-metering, le producteur/
consommateur reçoit un crédit pour chaque kWh qu?il
produit en sus de sa consommation propre et qu?il injecte
sur le réseau. A chaque fin de période de facturation, il est
fait un bilan de la production et de la consommation du
site : si la consommation est supérieure à la production
injectée, le consommateur paie les kWh supplémentaires
consommés. Dans le cas contraire, les crédits dus pour
les kWh injectés sont reportés à la période suivante.
Le kWh injecté est donc valorisé à hauteur du kWh acheté
au réseau, et peut tenir compte de la période de soutirage
et de la période d?injection. Dans certains pays, il est
possible de transférer le crédit non consommé à un autre
site raccordé à la même antenne basse tension locale et
ayant un contrat avec le même fournisseur d?électricité
(dans certains cas, une charge pour l?utilisation du
réseau de distribution peut être déduite des crédits).
Analyse :
Le net-metering, en particulier lorsque la
période de référence est supérieure à la
journée, n?incite pas à la mise en place
de démarches vertueuses ni en termes
de synchronisation de la consommation
du site avec la production photovoltaïque,
ni en termes d?injection sur le réseau.
Par ailleurs, en cas de production et/ou
de tarifs de l?électricité distribuée élevés,
les autoconsommateurs peuvent voir leur
facture complètement annulée. En cas
de fort développement d?une filière sur
ce principe (par exemple, en Californie),
les pertes de revenus pour l?exploitation
et le développement des réseaux peuvent
alors être significatifs, sans pour autant
présenter un avantage en termes de maîtrise
des pointes d?injection. Le mécanisme peut
certes être amélioré en diminuant la période
de référence mais il perd alors en lisibilité.
5.2.2. Les primes au kWh produits, consommés
et/ou injectés
Dans ce mécanisme, en plus de l?économie de facture
générée par l?autoconsommation, le producteur
consommateur reçoit des primes de manière à atteindre
une rentabilité cible pour l?installation photovoltaïque.
Ces primes peuvent être affectées :
? uniquement aux kWh produits par l?installation
et autoconsommés, le surplus de production étant
12
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
injectée sur le réseau et rémunéré au prix de marché ;
? uniquement aux surplus de production (système
analogue à un tarif d?achat du surplus) ;
? à tous les kWh produits, qu?ils soient consommés
ou injectés sur le réseau. Dans le cas d?une prime
identique affectée aux kWh consommés et injectés,
ces primes sont dites « symétriques » ; elles sont
dites « dissymétriques » dans le cas contraire.
Analyse :
Une prime affectée aux seuls kWh PV produits
et autoconsommés, et qui, combinée
à l?économie de facture de l?utilisateur,
pourrait être très supérieure à la valorisation
de l?électricité injectée au réseau, risque
d?inciter à des comportements anti-MDE
de la part des autoconsommateurs. En
effet, ceux-ci pourraient avoir un intérêt
économique à accroître leur consommation
d?électricité à la seule fin de maximiser
leur taux d?électricité autoconsommée et
la rémunération associée.
Graphique 7 : Prime au kWh PV autoconsommé
Source : SER-SOLER, 2014
Une prime affectée aux seuls kWh PV injectés sur le
réseau, assimilable de fait à un tarif d?achat du surplus
(principe d?ores et déjà en place), présente également
plusieurs inconvénients :
? l?atteinte de la rentabilité de l?installation par ce
biais suppose une valeur faciale élevée de la prime ;
? la taille de l?installation sera maximisée de manière
à injecter le maximum d?électricité sur le réseau.
Des actions de MDE pourraient éventuellement
être menées par l?opérateur pour accroître encore
cette part. Ces comportements sont contraires
avec l?objectif recherché de minimiser l?impact des
installations en autoconsommation sur le réseau
électrique ;
? en termes de communication et de compréhension,
un tel dispositif pourrait paraître contradictoire avec
le principe même de l?autoconsommation qui vise
bien à attribuer une valeur économique aux kWh PV
consommés et non à ceux injectés sur le réseau.
Graphique 8 : Prime au kWh PV injecté sur le réseau
Source : SER-SOLER, 2014
Une prime affectée à tous les kWh produits, qu?ils
soient consommés ou injectés, présente l?avantage
de neutraliser la plupart des effets non-désirables
évoqués précédemment. Ainsi, une prime symétrique
affectée aux kWh consommés et produits n?aura pas
d?effet anti-MDE et sera neutre par rapport au taux
d?autoconsommation, la maximisation de ce taux étant
incitée par la seule économie de facture réalisée par
l?opérateur. Une prime dissymétrique, donnant un léger
MWh
¤/MWh
Electricité PV produite
et consommée
Electricité PV
produite et injectée
sur le réseau
Vente au
prix de
marché
Economie de facture évitée
Prime au kWh PV
autoconsommé
MWh
¤/MWh
Electricité PV produite
et consommée
Electricité PV
produite et injectée
sur le réseau
Vente au
prix de
marché
Economie de facture évitée
Prime au
kWh PV
injecté
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
13
avantage économique à la recherche de l?amélioration
du taux d?autoconsommation, est également possible.
Cet avantage doit cependant pouvoir être mesuré
suffisamment finement pour de ne pas entraîner d?effet
anti-MDE ou de déplacements de consommation qui ne
seraient pas pertinents à l?échelle de l?économie globale
du système électrique.
Graphique 9 : Prime au kWh PV produit, autoconsommé ou injecté
Source : SER-SOLER, 2014
Les primes symétriques ou dissymétriques reposent
uniquement sur la rémunération de l?énergie
photovoltaïque produite, sans faire intervenir la notion
de puissance. Or, celle-ci est essentielle dès que l?on
cherche à intégrer à la réflexion l?impact de la production
photovoltaïque sur les réseaux électriques. A ce titre,
une réduction de la rémunération perçue en fonction de
la puissance injectée sur le réseau peut être introduite
dans le modèle économique afin d?inciter à limiter la
puissance maximale injectée sur le réseau.
Graphique 10 : Modulation au MW injectée
Source : SER-SOLER, 2014
Prime au kWh PV
autoconsommée
MWh
¤/MWh
Electricité PV produite
et consommée
Electricité PV
produite et injectée
sur le réseau
Vente au
prix de
marché
Economie de facture évitée
Prime au
kWh PV
injecté
Modulation au MW injecté
MW
¤/MW
Puissance maximale injectée
14
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
5.2.3. Préconisations relatives au mécanisme de soutien
Au vu des éléments qui précèdent, SER-SOLER recommande de tester, dans le cadre de l?expérimentation souhaitée
pour le segment professionnel, une prime globale à l?autoconsommation définie de la manière suivante :
Prime globale = A x Qconsommée + B x Qinjectée ? C x (Pinjectée max ? Psouscrite)
Formule dans laquelle :
? Qconsommée représente la quantité d?électricité PV
produite et autoconsommée
? Qinjectée représente la quantité d?électricité PV
produite et injectée sur le réseau
? A représente la prime affectée aux kWh PV
autoconsommés
? B représente la prime affectée aux kWh PV injectés
? Pinjectée max représente la puissance maximale PV
susceptible d?être injectée sur le réseau
? Psouscrite représente la puissance souscrite de
l?abonnement en soutirage de l?autoconsommateur
? C représente le facteur de réduction de la prime
globale en fonction de l?injection de puissance sur le
réseau. C vaut 0 si Pinjectée max ? Psouscrite ? 0.
Commentaires et mises en garde :
D?une manière générale, les modèles économiques valorisant l?autoconsommation font intervenir
l?économie de facture évitée : l?analyse du risque des projets est dépendant d?un nouveau risque lié
au client, portant à la fois sur sa consommation et sur la pérennité de ses engagements. Ce risque
est renforcé par la durée longue des projets. Il est par conséquent essentiel de mener une évaluation
rigoureuse de la bancabilité des projets dans cette configuration, laquelle diffère très sensiblement
de l?obligation d?achat. A ce titre, il conviendrait par exemple de trouver un mécanisme permettant de
minimiser le risque client (caution ou garantie).
La rémunération de l?électricité injectée au réseau sous la forme d?un prix de marché + prime introduit
un risque supplémentaire. A ce titre, SER-SOLER recommande que les plus petites installations
s?inscrivent dans un régime de tarif d?achat du surplus (jusqu?à un seuil de puissance qu?il convient
de définir), et que seules les plus grosses installations soient concernées par le mécanisme de prix
de marché + prime (déterminée ex-post).
Le niveau pour B doit être cohérent avec celui retenu pour A afin d?éviter les effets non-désirables.
SER-SOLER recommande de fixer A = B. Dans ce cas, A + économie de facture évitée > A + marché de
gros, ce qui favorise l?autoconsommation. Par ailleurs, A < A + prix de marché de gros, par conséquent
les effets anti-MDE sont évités.
Seule l?injection d?électricité photovoltaïque excédant la puissance souscrite par le consommateur
doit être prise en compte dans la réduction de la prime globale. Il convient d?affecter le coefficient C
à cette différence éventuelle.
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
5.2.4. Evolution des conditions
économiques du raccordement au réseau
des autoconsommateurs photovoltaïques
Le décret n°2012-533 du 20 avril 2012 relatif aux
schémas régionaux de raccordement au réseau des
énergies renouvelables (S3REnR) a institué une quote-
part régionale du coût des ouvrages réseaux à créer en
application des schémas régionaux de raccordement
au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) dont
doivent s?acquitter les producteurs.
Pour mémoire, les modalités de calcul de la quote-part
font porter aux producteurs EnR 85 % des coûts de
l?adaptation du réseau public « amont » qui, s?ajoutant
au coût de leurs ouvrages propres, entraînent une
augmentation significative des coûts de raccordement
par rapport au régime précédent. La mise en place
d?une mutualisation des coûts s?est accompagnée
d?une extension du périmètre de facturation des
producteurs, incompatible avec le niveau actuel des
tarifs d?achat.
Par ailleurs, le champ d?application choisi intègre
au dispositif des installations de production
décentralisées (raccordées en BT ou proche de lieux
de consommation) qui deviennent, dès lors, redevables
de coûts d?adaptation du réseau amont, alors même
que cette adaptation est dimensionnée pour l?accueil
de gisements de production EnR centralisés, aux
besoins fondamentalement différents.
La définition du modèle économique de l?auto-
consommation doit être l?occasion de réviser le mode
de calcul de la quote-part S3REnR, qui doit se faire à
due proportion de la puissance maximale susceptible
d?être injectée sur le réseau et non pas en fonction
de la puissance totale de l?installation, et ce, quel
que soit le niveau de puissance de l?installation. A
l?extrême, en cas d?absence d?injection de puissance
sur le réseau, il est légitime que l?autoconsommateur
n?ait pas à s?acquitter de la quote-part.
15
16
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
6. RECOMMANDATIONS POUR LES OUTRE-MER
Faute d?un soutien spécifique, le développement du
solaire photovoltaïque dans les DOM est aujourd?hui
quasiment à l?arrêt, malgré un énorme potentiel
dans ces territoires particulièrement ensoleillés. Le
photovoltaïque est désormais directement rentable
dans les DOM, mais, compte-tenu de la présence sur
les réseaux insulaires d?une puissance photovoltaïque
pouvant représenter jusqu?à 30 % de la puissance de
pointe (pour 5 % de l?énergie fournie), l?instabilité
potentielle soulignée par les gestionnaires de réseau
impose que son développement dans les zones non-
interconnectées passe par le stockage et le service
réseau, avec une forte dimension d?autoconsommation
et de maîtrise de l?énergie.
SER-SOLER recommande la mise en place d?un
mécanisme de prime à l?autoconsommation intégrant
des actions de maîtrise de l?énergie, du stockage
et du service réseau dans les DOM. En matière de
CSPE, le modèle proposé a vocation à s?amortir sur
la durée de vie des systèmes, rendant ainsi positif
l?impact global. De plus, afin d?intégrer les solutions
MDE et stockage, SER-SOLER s?appuie notamment
sur l?application de l?Article 60 du Code de l?énergie
et de son décret d?application en cours de publication
pour pouvoir intégrer dans l?assiette de la CSPE la
MDE et le stockage, sur la base de règles de calculs
qui seront élaborées par la CRE.
Graphique 11 : Evolution quotidienne consommation bâtiment B to B DOM ,
Situation MDE + Autoconsommation lissée + services système par time shifting
Source : SER-SOLER, 2014
1
5
0
10
15
20
25
30
32 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Pu
is
sa
nc
e
ap
pe
lé
e
ENJEU :
Passer de la courbe
de consommation
initiale en rouge ...
... à la
courbe
verte
Puissance résultante totale
avec autoconsommation
Puissance réinjectée sur le
réseau à la pointe
Puissance totale appelée
avant MDE et autoconso lissée
Puissance solaire
autoconso lissé
17
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Les principales hypothèses techniques du modèle
préconisé par le SER-SOLER sont les suivantes :
? installations de puissance inférieures à 100
kWc ;
? uniquement dans un environnement bâti ;
? raccordement en mode excédentaire ;
? comptage et valorisation de tous les flux
énergétiques (autoproduction, service réseau,
injection résiduelle) ;
? taux de couverture solaire minimal : 50 % ;
? taux d?autoconsommation minimale : 60 % ;
? réserve primaire de puissance de 10 % de la
puissance de référence ;
? énergie délivrée lors de la pointe minimum de
15 % de l?énergie solaire quotidienne ;
? plage horaires injection de pointes constantes de
2 h définies sur chaque DOM par le gestionnaire
de réseau ;
? lissage de la production sur 30 min glissantes
(pas de 1 min) ;
? maîtrise de la prévision globale de production
d?énergie stockée et lissée (algorithme de calcul,
etc.) ;
? alimentation automatique partielle des sites
en cas de disparition du réseau (cyclone, ?)
avec sécurisation des personnes liées à normes
existantes ou en cours (DIN VDE 126-1-1 pour les
onduleurs, UTE C 15-712-3 pour les installations
avec stockage raccordées au réseau?).
Dans le cadre de ce modèle, l?impact des coûts de
revient lié au stockage pèse environ 55 % des coûts
opérationnels équivalent à un tarif moyen global de
430 ¤/MWh, soit 235 ¤/MWh lié au stockage de type
Li-ion français). SER-SOLER propose une variante de
ce modèle visant à diminuer le stockage au maximum
tout en garantissant la stabilité du réseau. Dans
cette variante, l?équivalent tarifaire tombe à 345 ¤/
MWh (soit 156 ¤/MWh dédié au stockage) et proche
des coûts complets de production moyen reste une
énergie fossile. Conscient que d?autres variantes sont
possibles (stockage froid, chaud, etc?), SER-SOLER
reste ouvert à toute nouvelle réflexion sur le sujet.
SER-SOLER demande que les DOM puissent bénéficier
de cette mesure d?urgence sur une période de trois
ans, afin d?affiner le modèle. Les volumes seraient
annuellement plafonnés à 100 MWc par an pour
l?ensemble des DOM.
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
18
7. CONCLUSION
L?expérimentation en matière d?autoconsommation recommandée par SER-SOLER pourrait préparer les acteurs
économiques à l?émergence d?un nouveau marché, inexistant à ce jour et que l?on pourrait qualifier « de marché
de proximité ». Ce dernier, qui repose sur la pertinence économique des projets photovoltaïques au regard
des prix de détail de l?électricité distribuée, serait complémentaire d?un marché de gros de l?électricité qui,
aujourd?hui, n?attribue pas de valeur économique au caractère décentralisé de la production photovoltaïque.
Il nécessiterait de pouvoir faire de l?achat/vente d?électricité de gré à gré entre producteurs photovoltaïques
et consommateurs finaux.
Toutefois, ce nouveau marché pourra se développer progressivement et au fil du temps dès lors que l?utilisation
du réseau de distribution sera accessible avec des modalités équitables et transparentes, de façon à ce que
chaque producteur puisse bien vendre son électricité auprès d?un utilisateur final, en s?acquittant des coûts
générés par l?acheminement du courant.
A ce titre, il serait essentiel de mettre en place un mécanisme d?utilisation des antennes de distribution basse
tension afin de permettre qu?un générateur photovoltaïque remplisse ce rôle de source d?électricité pour les
consommateurs de proximité. La réflexion peut s?étendre à l?échelle de zones commerciales et d?activités,
campus universitaires, quartiers résidentiels, sites industriels, sites de recharge de véhicules électriques,
etc. (tout ce que recouvre le terme générique d? « îlot urbain »), mais également au niveau des collectivités.
19
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
13-15 rue de la Baume I 75008 Paris I www.enr.fr
Tél : +33 (0)1 48 78 05 60 I Fax : +33 (0)1 48 78 09 07
G
ra
ph
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jo
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0/
06
/1
4
Mai 2014 1
POSITION DE L?UFE SUR
L?AUTOPRODUCTION
SYNTHESE
Encouragé par un fort soutien politique, le développement de la production décentralisée est appelé à se
poursuivre dans les prochaines années. L?intégration de cette production dans le système électrique nécessite
toutefois de surmonter un certain nombre de défis techniques, financiers et réglementaires. A ce titre, les
schémas régulatoires existants apparaissent perfectibles.
Par ailleurs, les changements technico-économique à venir dans les filières de production décentralisées, tel
que le photovoltaïque, et la hausse attendue des prix de détail de l?électricité devraient accélérer l?attrait
pour la production autoproduite. A tel point que dans un futur proche, celle-ci pourrait bénéficier d?un
développement spontané, qui nécessite de penser un cadre de régulation, quelles que soient les éventuelles
mesures incitatives retenues par les pouvoirs publics. Tout l?enjeu de la concertation actuellement conduite
est donc de mettre au point un cadre régulatoire qui permette 1) d?améliorer l?insertion de la production
décentralisée sur le réseau public de distribution en réduisant les pointes d?injection et de soutirage ; 2)
d?assurer une juste participation financière des autoproducteurs aux services rendus par le réseau ; 3) de
répondre aux besoins croissants de prévisibilité et de commandabilité du système électrique.
Pour y parvenir, un tel cadre doit nécessairement respecter un certain nombre de principes fondamentaux :
1. Envoyer les bons signaux économiques à tous les utilisateurs du réseau: en leur répercutant, au plus
juste, via le TURPE, les coûts qu?ils occasionnent et en les incitant à réaliser les installations de
production décentralisée là où les coûts de développement du réseau engendrés sont les plus faibles.
2. Assurer un cadre d?investissement stable et vertueux, tant pour les investisseurs que pour l?ensemble
de la filière. La structure du TURPE 5 devra évoluer avec une augmentation de la part puissance, pour
mieux refléter la structure des coûts des réseaux.
3. Mettre en place un suivi rigoureux des installations en autoproduction pour permettre le pilotage de
la politique énergétique, pour garantir l?intégration des énergies renouvelables dans la gestion du
système électrique, pour préserver la sécurité des personnes et des biens et pour permettre de
vérifier l?authenticité des installations.
4. S?intégrer aux mécanismes de marché existants, et ce, en assurant un strict respect de la séparation
des activités entre opérateurs de réseaux et acteurs de marchés.
A terme, il est souhaitable que l?autoproduction s?intègre au marché concurrentiel, sans subventions. Si
toutefois les pouvoirs publics décidaient de la mise en oeuvre d?un mécanisme transitoire de soutien à
l?autoproduction, il sera essentiel qu?il vise à réduire la puissance injectée par l?autoproducteur et évite les
effets anti-MDE. En aucun cas, ce mécanisme ne devra reposer sur un système de « net-metering », système
qui ne présenterait que des inconvénients. Par ailleurs, ce mécanisme de soutien devra remplacer, pour
l?avenir, sur le périmètre sur lequel il est proposé, le cadre actuel de l?obligation d?achat. Enfin, pour sa mise
en oeuvre, il semble opportun de procéder par expérimentations, limitées dans le temps, afin de s?assurer que
son coût total soit cohérent avec le gain qu?il apporte pour la collectivité.
Mai 2014 2
PREAMBULE
Le développement de la production décentralisée (photovoltaïque, éolien, micro-cogénération?), déjà
entamé en France pour le solaire photovoltaïque, est appelé à se poursuivre dans les prochaines années. Or,
l?intégration de cette production dans le système électrique nécessite de surmonter un certain nombre de
défis techniques, financiers et réglementaire. Les schémas régulatoires existants apparaissent perfectibles.
C?est pourquoi l?UFE se félicite que les pouvoirs publics aient décidé de mettre en chantier, outre une
réforme des mécanismes de soutien aux installations sous obligation d?achat, la problématique du
développement de l?autoproduction.
Dans le cadre des évolutions attendues du marché de l?électricité à l?horizon 2020 ? 2025, l?autoproduction
pourrait en effet se développer. Les constats, enjeux et propositions exposés dans cette note visent à
préparer le système électrique à ce probable développement de l?autoproduction sur le réseau public de
distribution, et ce, quelles que soient les éventuelles mesures incitatives retenues par les pouvoirs publics.
I - ÉLEMENTS DE DEFINITION
Dans le cadre de sa réflexion à l?appui de la concertation lancée par les pouvoir publics, l?UFE propose que
soit retenue la définition suivante d?un autoproducteur :
« Un autoproducteur est une entité (personne physique ou morale) raccordée au réseau public qui
produit en aval de son point de livraison une partie de l?énergie qu?elle consomme ».
Cette définition permet d?identifier clairement les constats suivants :
? un autoproducteur a toujours besoin d?un accès au réseau, et bénéficie de l?ensemble des services
fournis par le réseau => il ne s?agit pas de créer des sites autonomes énergétiquement ;
? des échanges d?énergie entre différentes entités juridiques, y compris derrière le même point de
livraison, ne sont pas de l?autoproduction => il ne s?agit pas de produire pour compenser la
consommation de son voisin.
Les termes d?« autoproduction » et d?« autoconsommation » étant alternativement employés dans le débat
public, il convient d?en préciser le sens. L?UFE, comme d?autres acteurs (et notamment Hespul), retient que :
? la quantité d?énergie produite et instantanément consommée en aval du point de livraison peut être
indifféremment qualifiée de « quantité autoconsommée » ou de « quantité autoproduite » ;
? le « taux d?autoconsommation » désigne le rapport entre cette quantité et la production totale du
site (c'est la part de la production qu?un site consomme lui-même) ;
? le « taux d?autoproduction » correspond, quant à lui, au rapport entre cette quantité et la
consommation totale du site (c'est la part de la consommation qu?un site produit lui-même).
Autoproduction ou autoconsommation : une illustration chiffrée
Prenons un site dont la consommation s?élève à 5 MWh par an et qui dispose d?une installation
photovoltaïque produisant 3 MWh par an.
En supposant qu?une quantité égale à 1 MWh soit produite et consommée sur place (le reste de la
production étant injectée sur le réseau et le reste de la consommation étant soutirée du réseau) :
- le taux d?autoconsommation de ce site est égal à 33% (= 1 MWh / 3 MWh) ;
- le taux d?autoproduction de ce site est égal à 20% (= 1 MWh / 5 MWh).
Mai 2014 3
L?UFE attire par ailleurs l?attention sur le fait que l?autoproduction à partir de sources d?énergie
renouvelables et la maîtrise de la consommation sont deux problématiques différentes. En effet, équiper
une maison de panneaux photovoltaïques sur sa toiture ne suffit pas à en faire un logement modèle si elle
continue, dans le même temps, à consommer trop (logement mal isolé, équipements énergivores?) ou à
consommer mal (régulations et programmations rendues inopérantes, ou utilisées en tout ou rien). Ainsi, là
où le terme d? « autoconsommation » peut être source de confusion, celui d? «autoproduction » permet, à
l?inverse, de mieux distinguer les deux problématiques.
L?UFE recommande de préférer le terme « autoproduction » à celui d?« autoconsommation ».
II - PRINCIPAUX ENJEUX TECHNIQUES DU DEVELOPPEMENT DE L?AUTOPRODUCTION POUR LE SYSTEME
ELECTRIQUE
Pour qu?il apporte des bénéfices au système électrique, le développement de l?autoproduction doit tenir
compte d?un certain nombre de réalités et contraintes, propres au développement et à la gestion
opérationnelle des réseaux, ainsi qu?au maintien de l?équilibre du système électrique. Parallèlement, les
acteurs de l?autoproduction doivent disposer des mêmes conditions d?alimentation, et des mêmes droits et
obligations que les autres acteurs du marché de l?électricité.
Enjeu n°1 : améliorer l?insertion de la production décentralisée sur le réseau.
Une part prépondérante des coûts de réseaux sont des coûts fixes, qui résultent des flux de puissance
dimensionnant le réseau et des enjeux de qualité, plus que des quantités d?énergie acheminées 1. Deux
paramètres essentiels conditionnent les coûts que l?utilisateur occasionne pour le réseau : la puissance
maximale qu?il soutire et la puissance maximale qu?il injecte. C?est pour faire face à ces niveaux maximaux de
puissance que le réseau est dimensionné.
L?insertion d?une part croissante de moyens décentralisés de production raccordés sur les réseaux de
distribution requerra des investissements supplémentaires, estimés par la Cour des comptes à 5,5 milliards
d?euros d?ici à 20202. Or, l?autoproduction, dès lors qu?elle se traduit par une réduction des pointes de
soutirage et qu?elle n?induit pas de nouvelles contraintes d?injection, pourrait permettre dans certains cas de
limiter ces coûts des réseaux engendrés par le développement de la production décentralisée.
Par ailleurs, l?autoproduction, dès lors qu?elle ne génère par de nouveaux flux liés à l?évacuation de la
production excédentaire, peut contribuer à réduire les pertes par effet Joule. Des calculs réalisés par les
gestionnaires de réseaux ont toutefois mis en évidence que cet impact bénéfique était limité (maximum de
2,7 ¤/an, soit environ 1 % de la facture d?acheminement, pour un client représentatif3).
1 Les coûts de réseaux qui sont fonction des quantités d?énergie acheminées comprennent notamment le coût d?achat
des pertes par effet Joule.
2 Rapport public thématique de la Cour des comptes : « La politique de développement des énergies renouvelables ».
Le chiffre envisagé correspond aux investissements à réaliser pour intégrer 19 GW d?éolien terrestre et 8 GW de
photovoltaïque.
3 Soit 3¤ /MWh autoconsommé. Source ERDF : client résidentiel de puissance souscrite : 9 kVA, consommation annuelle: 5
MWh ; panneau PV (3 kWc), production totale : 2,9 MWh, taux d?autoconsommation naturelle : 30%
Mai 2014 4
Ainsi,
? les réseaux sont dimensionnés en fonction des pointes annuelles de soutirage et d?injection ;
? les coûts de réseaux sont essentiellement liés à ces puissances maximales annuelles. Seul le
coût des pertes joules est lié à l?énergie acheminée;
? les pointes d?injection nécessitent des adaptations coûteuses du réseau, pour évacuer
l?énergie produite tout en maintenant la stabilité technique du réseau.
L?autoproduction pourrait permettre de limiter les coûts de réseaux engendrés par le
développement de la production décentralisée, dans certaines conditions :
? si elle garantissait une réduction de la pointe de soutirage, et
? si elle ne créait pas de contrainte liée à l?injection en période de faible consommation.
Trois leviers permettraient de limiter la pointe d?injection ou réduire la pointe de soutirage et ainsi minimiser
les coûts d?intégration dans le réseau public de distribution. Ces leviers devront être activés grâce à des
logiques économiques. On peut envisager ainsi :
1. inciter au développement des installations localisées sur des sites où se trouve la consommation
et dimensionnée de manière adaptée à cette consommation du site, à son profil horosaisonnier
et à sa régularité (via notamment les barèmes de raccordement, etc.) ;
2. agir sur la consommation (déplacement d?usages, stockage thermique, voire électrique, etc.) ;
3. agir sur la production (écrêter la faible proportion de la production génératrice de contrainte sur
le réseau, etc.).
La régulation de l?autoproduction devrait inciter l es acteurs du marché à activer ces leviers, chaque
fois que les bénéfices pour le réseau qu?ils permet tront d?atteindre seront supérieurs à leur coût de
mise en oeuvre.
Enjeu n°2 : assurer une juste participation des autoproducteurs au financement des
services rendus par le réseau
Le réseau apporte, à tout client final qui lui est raccordé, un certain nombre de services fondamentaux :
? La stabilité en tension et en fréquence : les appareils électriques (électroménagers, Hi-Fi,
industriels) sont prévus pour avoir un fonctionnement optimal à un certain niveau de tension (le plus
souvent 230 V) et de fréquence (50 Hz). Des variations trop importantes par rapport à ces niveaux
nominaux sont susceptibles de causer des dommages importants aux biens et aux personnes : une
situation de sous-tension accélère l?obsolescence des équipements électriques, tandis qu?une
surtension peut détruire certains de ces équipements, voire générer des risques de départ de feu. Le
réseau garantit justement, à tous les utilisateurs qui y sont raccordés, une alimentation sûre.
? La continuité de l?alimentation électrique : un utilisateur connecté au réseau dispose, à tout
moment, d?une puissance électrique égale à celle prévue par le contrat qu?il a souscrit. Le réseau
assure donc, pour un utilisateur disposant d?un moyen de production in situ, une fonction de
secours. A l?inverse, cette fonction de secours ne peut être assurée par le moyen de production local
qu?après adaptation de l?installation, notamment de son système de protection électrique.
? Permettre l?injection de la production excédentaire afin de la valoriser : un consommateur ayant
investi dans une installation ENR peut injecter sur le réseau le volume d?électricité qu?il ne
consomme pas instantanément et ainsi le valoriser.
Mai 2014 5
Pour ces fonctions garanties par le réseau, le service rendu ne se mesure pas à l?aune de la quantité
d?énergie soutirée ou injectée par un utilisateur final. Ainsi, un client qui autoconsomme et un client qui
soutire du réseau bénéficient, tous deux, de ces services pour la totalité de leur consommation finale.
Dans le cadre actuel, un autoproducteur qui réduit la quantité d?énergie soutirée à partir du réseau diminue
de façon importante sa facture d?acheminement, alors qu?il continue à bénéficier de tous les services
procurés par le réseau dont les coûts doivent toujours être financés. Ainsi, l?écart entre la réduction de sa
facture (environ 30 ¤/MWh en basse tension) et les coûts évités (environ 3 ¤/MWh au titre des pertes) devra
être supporté par les autres utilisateurs du réseau. L?autoproduction induit donc à court terme un transfert
de charges des autoproducteurs vers les consommateurs pour le financement du réseau (TURPE). L?impact
sera faible si le développement de l?autoproduction reste limité, mais il pourrait devenir structurant en cas
de développement massif.
Par ailleurs, l?UFE considère que les mêmes exigences en terme de services rendus au système électrique et
les mêmes opportunité de valorisation de ces services doivent s?appliquer à tous les producteurs, selon les
caractéristiques de leur installation, qu?ils soient autoproducteurs ou non.
La régulation devra donc évoluer pour réduire ou anticiper les transferts financiers, afin de faire en sorte
que chaque consommateur supporte les coûts des services qui lui sont rendus. En outre, la régulation
devra garantir à tous les acteurs, quelle que soit leur taille, des conditions non discriminatoires de
participation au marché.
Enjeu n°3 : répondre aux besoins croissants de prévisibilité.
Pour qu?ils puissent gérer l?équilibre entre la production et la consommation, les acteurs du système
électrique doivent notamment pouvoir estimer à l?avance, pour chaque instant, la contribution des
différents moyens de production. Ils doivent aussi pouvoir, au besoin, augmenter ou diminuer en temps réel
la contribution de ces moyens.
Or, en matière d?équilibre offre-demande, une mauvaise estimation de la production intermittente pourrait
engendrer des surcoûts (surdimensionnement des réserves, coût des écarts, etc.) qu?il faut chercher à éviter.
Par ailleurs, en matière de gestion des flux sur le réseau, la qualité d?appréciation des risques pesant sur
l?exploitation faite par les gestionnaires de réseaux, pourrait être affectée par une mauvaise estimation du
volume de production instantané et de sa localisation, se traduisant ainsi par des surcoûts4.
Au vu de cet impératif, le développement de moyens de production décentralisés attendu avec la croissance
de l?autoproduction représente un défi pour l?exploitation du système électrique. Il est donc essentiel dans
le futur cadre régulatoire que l?autoproduction soit prévisible, commandable et estimable en temps réel.
III - LES ORIENTATIONS PROPOSEES POUR UN CADRE DE REGULATION STABLE
Compte tenu de l?objectif de développement des énergies renouvelables fixé par les pouvoirs publics, la
régulation retenue devra améliorer le dispositif actuel, en tenant compte des enjeux spécifiques de
l?autoproduction.
4 Par exemple, actions de redispatching ou prise de schémas d?exploitation générateurs de pertes.
Mai 2014 6
Orientation 1 : Envoyer les bons signaux économiques à tous les utilisateurs du réseau:
? une contribution au financement du raccordement qui incite à localiser les installations de
production décentralisées en fonction des coûts de développement des réseaux engendrés5 ;
? un TURPE qui s?adapte pour répercuter au plus juste aux consommateurs les coûts qu?ils
occasionnent pour les services rendus.
Orientation 2 : Assurer un cadre d?investissement stable et vertueux, tant pour les investisseurs que
pour l?ensemble de la filière pour garantir la pérennité du système électrique. Les transferts de charge,
augmentés des transferts de taxes, constitueraient une source de revenus de niveau incertain, la CRE ayant
notamment annoncé que la structure du TURPE évoluerait, quel que soit le cadre financier de
l?autoproduction, de manière à s?adapter aux coûts engendrés par les utilisateurs du réseau. Ne pas
respecter ces principes dès l?origine, c?est donc faire courir un risque important aux investisseurs potentiels6.
Cette réflexion conduit à ouvrir la question de la structure du TURPE7. Pour mieux refléter la réalité des coûts
du réseau, la structure de TURPE 5 devra évoluer avec une augmentation de la part puissance.
Cette évolution permettrait de limiter les transferts de charges entre les différents utilisateurs du réseau
(autoproducteurs mais aussi résidences secondaires) et de répercuter au plus juste aux consommateurs les
coûts qu?ils occasionnent.
Orientation 3 : La mise en oeuvre du cadre régulatoire devra prévoir un suivi rigoureux des
installations en autoproduction pour :
? permettre le pilotage de la politique énergétique, ce qui nécessite un suivi global des installations
utilisées en autoproduction, pour pouvoir vérifier les engagements sur les taux de pénétration des
énergies renouvelables, évaluer des besoins de capacité de production dans le cadre du futur
mécanisme de capacité, etc. ;
? Garantir l?intégration des énergies renouvelables dans la gestion du système électrique en
préconisant des normes d?observabilité et de commandabilité au-delà d?un certain seuil (250 kW).
? assurer la sécurité des personnes et des biens, ce qui nécessite : le strict respect de l?obligation de
déclaration des installations en autoproduction et de toutes les normes applicables8, un suivi fin
des caractéristiques de chaque installation et notamment de sa localisation, pour garantir une
gestion sécurisée des réseaux ;
? vérifier l?authenticité des installations. Ainsi, des cas de fraudes ont été reportés en Espagne où
des producteurs photovoltaïques faisaient tourner des groupes diesels lorsqu?il n?y avait pas de
soleil, afin de bénéficier de tarifs d?achat du photovoltaïque. Dans le cas de l?autoproduction à
5 Ainsi, les procédures de raccordement des gestionnaires de réseaux, incluant les barèmes, continuent à s?appliquer
pour les installations d?autoproduction, car elles garantissent la sécurité et la sûreté des installations, et incitent à la
bonne localisation des moyens de production.
6 La Belgique, faute de les avoir intégrés, se retrouve aujourd?hui confrontée à une situation délicate qui l?a contrainte à
modifier rétroactivement l?économie de contrats antérieurement conclus.
7 La CRE elle-même dans sa délibération sur TURPE 4 Distribution, « le principal service offert par le gestionnaire de
réseaux consiste à mettre à disposition d?un utilisateur, au point de connexion et à tout moment, un niveau de
puissance égale à la puissance souscrite ». C?est pourquoi les coûts des réseaux sont peu liés au transit d?énergie. Or le
transit d?énergie est prépondérant dans la facture payée par le consommateur. Voir §2.1.1 de la délibération de la CRE
du 12 décembre 2013 portant décision relative aux tarifs d?utilisation d?un réseau public d?électricité dans le domaine
de tension HTA et BT.
8 Ainsi que prévu dans l?arrêté "tarifs d'achat de l'énergie d'origine solaire, une attestation de conformité CONSUEL sera
nécessaire pour les installations raccordées en BT pour permettre la mise en service de l?installation.
Mai 2014 7
partir de sources d?énergie renouvelables, et dès lors que celle-ci est subventionnée, il faudra
mettre en place un mécanisme qui puisse en vérifier l?authenticité.
Orientation 4 : La mise en oeuvre du cadre régulatoire devra également s?assurer du bon
fonctionnement des mécanismes de marché, en respectant une stricte séparation des activités entre
opérateurs de réseaux et acteurs de marchés :
? une intégration au dispositif de responsable d?équilibre, pour une correcte prise en compte de
l?énergie autoproduite dans un périmètre de responsable d?équilibre;
? une intégration aux dispositifs ayant trait à l?effacement pour une correcte prise en compte de
l?énergie effacée.
Orientation 5 : A terme, il est souhaitable que l?autoproduction s?intègre au marché
concurrentiel, sans subvention.
IV. Les principes à respecter en cas de mise en oeuvre d?un mécanisme
transitoire de soutien à l?autoproduction
1. Si les pouvoirs publics décidaient de la mise en oeuvre d?un mécanisme transitoire de soutien à
l?autoproduction, il sera essentiel de s?assurer qu?il vise à réduire la puissance injectée.
? Une telle incitation ne devrait pas porter sur la quantité d?énergie autoproduite :
? En effet, deux sites autoproduisant une même quantité d?énergie peuvent occasionner des
pics d?injection et de soutirage très différents et être, par conséquent, à l?origine de besoins
de renforcement du réseau inégaux.
? Par ailleurs, une incitation à augmenter la quantité d?énergie autoproduite devra être
pensée de façon à éviter les effets anti-MDE (surconsommer, créer des usages
opportunistes?).
? Une telle incitation devrait encore moins être fondée sur la notion de « net-metering », définie
comme la différence entre consommation et production d?énergie d?un site sur une période longue.
L?utilisation de ce critère ne présenterait que des inconvénients :
? en accentuant les biais anti-MDE et anti-MDP9, puisque ce dispositif offre « un droit de
tirage » en hiver aux autoproducteurs qui ont, durant l?été, renvoyé leurs excédents de
production sur le réseau.
? en ne contribuant pas à la réduction des pointes d?injection ou de soutirage, donc en
n?améliorant pas l?insertion de la production décentralisée dans le réseau ;
? en empêchant la couverture des coûts (d'acheminement et de fourniture) occasionnés par
chaque consommateur/producteur.
2. Un éventuel mécanisme de soutien à l?autoproduction devra remplacer, pour l?avenir, sur le
périmètre sur lequel il est proposé, le cadre actuel de l?obligation d?achat. Il serait en effet non
pertinent de permettre à un autoproducteur de choisir entre deux mécanismes car il serait amené à
choisir systématiquement le dispositif qui lui est le plus favorable, et non celui qui, du point de vue
9 L?acronyme MDE signifie « maîtrise de la demande d?énergie », il renvoie à des efforts de modération de la
consommation d?énergie annuelle. L?acronyme MDP signifie « maîtrise de la demande de puissance », il renvoie à des
efforts de modération de la puissance maximale appelée.
Mai 2014 8
de la collectivité, serait optimal. Néanmoins, afin de ne pas porter atteinte à la sécurité juridique, les
contrats conclus antérieurement dans le cadre du régime de l?obligation d?achat ne seront pas
modifiés. Par ailleurs, ce mécanisme de soutien ne devra être proposé qu?aux installations nouvelles
3. Le coût total de mise en oeuvre et de gestion du cadre régulatoire devra être cohérent avec le gain
apporté par le nouveau mécanisme pour la collectivité. Pour penser au mieux le futur cadre et veiller
à son intégration dans le modèle national péréqué, il semble dès lors opportun d?avancer par
expérimentations, limitées dans le temps.
CONCLUSION
Le cadre régulatoire de l?autoproduction devra être suffisamment stable pour que les filières puissent se
développer et engager des investissements. Il est donc important de ne répéter ni les erreurs passées, ni
celles commises dans des pays voisins afin d?éviter des changements fréquents de réglementation très
dommageables pour tous les investisseurs, les acteurs du secteur et les consommateurs.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
93/94
ANNEXE4
RECOMMANDATIONSDUGROUPEDETRAVAILZNI
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
94/94
RecommandationsdugroupedetravailZNIprésentéesenséancedu30avril
2014
1. Le contexte est intrinsèquement favorable au solaire du fait des coûts de production de
l?électricitéetdesconditionsd?ensoleillement.
2. L?autoconsommationestun levierpour ledéveloppementdesENR intermittentesdans les
ZNI,confrontéesàlalimitedes30%.
3. Lestockageestunlevierenparticulierpourledéveloppementdel?autoconsommationetdu
véhiculeélectrique.
4. LedéveloppementdesENRdoit se faire dansuncadre responsableet réaliste visantun
impactpositifsurlecycledeviesurlaCSPE«ZNI».
5. On observe un grand foisonnement d?initiatives locales qu?il faut encadrer dans le but de
préserverlasécuritédespersonnes,desbiensetdusystèmeélectrique.
6. Comptetenudesprofilsdeconsommationetdeproduction,lemarché«BtoB»semblele
pluspertinentpourl?autoproductionPV.
7. Il faut veiller à ce que le financement public de l?autoconsommation et du stockage
n?encouragepasdenouvellesconsommationsd?électricité.
8. Lefinancementpublicdel?autoconsommationdoitêtreassociéàdelaMDE.
9. Lesinstallationsserontdimensionnéesdefaçonàminimiserlesimpactssurleréseau.
10. Ilestnécessairedecapitaliserlesexpériencesd?autoconsommation.
11. Ilestnécessaired?approfondirlaréflexionsurlesdifférentsmodèlestechnicoéconomiques
(avec/sansstockage,stockagecentralisé/décentralisé,etc.).Chaqueparticipantalimentera
cetteréflexion.
12. TouteslesquestionsneserontpastraitéesdanslecadreduGTnational, ilfautpoursuivre
l?échangeentrelespartiesprenantes.
13. Ilestnécessairededéterminerrapidementlesmodalitésd?échangeavecEDFSEI.
14. Le groupe préconise l?élargissement de l?article L. 1217 du code de l?énergie à
l?autoconsommation.
??????&???!???J?#???4???
!??!?-??????"????!???2??????!???J????4???
,"-77?&????? ?? ??
?
K????G?-??!-?:??"??""?
?
?????? ?????????
???????
?????
?
(ATTENTION: OPTION articiper à la gestion des contraintes sur le réseau en apportant une solution de gestion de
l?intermittence de laproductionpar lissageet régulation decelleci ou ensécurisant l?alimentation
électrique(sousréserved?undimensionnementoptimiséducouplecapacitédeproduction/capacité
de stockage) en servant de source relais d?approvisionnement en cas de coupure réseau (risque
plusspécifiqueauxZNI).Ilpeutégalementparticiperauxservicessystème(soutienenfréquenceet
entension)etcontribuerauxréserves,àlalimitationdespertesréseau,àl?effacementdubâtiment
pendantlapointedusoir,àl?ilotage,etc.).
Lestechnologiesdestockageprésententdescaractéristiquesvariéesenfonctiondelapuissanceet
de l?énergie qu?elles peuvent délivrer qui déterminent leur adaptation aux différents usages
recherchés.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
38/94
Figure7?Positionnementdestechnologiesdestockaged?électricitéselonleurtempsde
déchargeetgammedepuissance«typiques»
(Source:ENEAConsulting?EtudeADEME/ATEE/DGCISsurlepotentieldustockage
d?énergies2013)
Lestockagedécentraliséprésenteencore(etàmoyenterme)uncoûtd?investissementélevé,quiau
regarddustadededéveloppementetdecompétitivitéactuelsdestechnologies,nepermetpassa
rentabilitépar laseulevalorisationdesafonctionde«simple»reportdeproductiond?énergie, les
rendantpeuintégrablesaumarché7(ceconstatesttoutefoisànuancerdanslesZNI).Cettesituation
estaccentuéeparlecontexteactueldemarchécomptetenudelaréductiondel'écartentrelesprix
debaseetdepointequiéloignelestockagedelacompétitivité.
7L?étude sur lepotentiel du stockaged?énergies (PEPS) financéepar l?ADEME, l?ATEEet laDGCISprécise
ainsi que les technologies de stockage décentralisées resteront plus chères que la moyenne d?autres
technologiesdeflexibilitémêmeen2030.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure8?Niveaudematuritétechnologiquedesmoyensdestockaged?énergie
(Source:ENEAConsulting?EtudeADEME/ATEE/DGCISsurlepotentieldustockage
d?énergies2013)
Figure9?Positionnementdestechnologiesdestockaged?énergiesselonleurCAPEXen
énergieetpuissance
(Source:ENEAConsulting?EtudeADEME/ATEE/DGCISsurlepotentieldustockage
d?énergies2013)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Ceconstatpeutêtrenuancédanslamesureoùsilestockagedécentralisén?apparaîtpascompétitif
aujourd?hui,dessolutionsdestockage,dontlafinalitépremièren?estpasderépondreàdesenjeux
du système électrique mais de répondre aux besoins d?autres usages (industrie de la batterie,
véhicules électriques par exemple), pourraient se développer et trouver leur pertinence dans ces
usages. Ces moyens de stockage pourront dès lors être également utiles et disponibles pour le
systèmeélectrique,àmoindrecoût.
Au regard de ces éléments, il paraît donc nécessaire de continuer à soutenir les avancées
technologiquesenmatièredestockaged?électricité au traversde la recherche,développementet
démonstrationenvuenotammentderendrecessolutionspluscompétitivesetd?alimenterleretour
d?expérience contribuant à la réflexion des pouvoirs publics sur ce sujet. Ce soutien peut
s?accompagnerde lapromotiondustockagedans les territoires oùson intérêt économiqueparaît
plus élevé (notamment les ZNI dans lesquelles il existe un modèle économique inscrit à l?article
L.2127ducodede l?énergie)dès lorsque lebilancoûts/bénéficespour lacollectivitéestpositifà
servicesrendusausystèmeéquivalents.
II.5.3Valorisationdesexcédentsdeproduction
D?autresmesurespeuventêtremisesenoeuvrepourréduirelescontraintessurleréseauélectrique
commelecouplagedel?autoconsommation/autoproductionavecd?autrestypesdevalorisationdes
excédentsdeproduction,viaparexempledestechnologiesmaturescommelestockaged?énergie
thermiquedanslesusages(notammentballonsd?eauchaudesanitaire)ouémergentes(«powerto
gas»,véhiculesélectriques,couplagesdesréseauxélectriquesetdechaleur,etc.).
Figure10?Exemplesdevalorisationdelaproductionélectrique(Source:TheDanishSmart
GridResearchNetwork?RoadmapforSmartGridresearch,developmentanddemonstration
upto2020,Janvier2013)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Le«Powertogas»
Dans la perspective d?une forte pénétration des sources d?énergie renouvelable variables sur les
réseaux électriques qui génèrera périodiquement de forts volumes d?excédents de production, le
«PowertoGas» (productiond?hydrogènepar électrolysede l?eauet/oudeméthanedesynthèse
parréactiondeSabatier)offrel?unedesoptionslesplusfréquemmentévoquéesdevalorisationde
cesexcédents.
L?hydrogèneet leméthaneproduitsdanscesconditionsn?ayantpasvocationàêtrereconvertisen
électricité au regard des pertes de rendements associées mais à être utilisés comme vecteur
énergétique pour les autres usages, notamment dans les transports en substitution des produits
pétroliers, le «PowertoGas» ne constitue pas à proprement parler unmoyen de stockage de
l?électricitémais,dansuneapprochesystémique,unmoyendeflexibilitécomplémentaireauxautres
solutionsévoquéesdanscechapitre.
Figure11?Positionnementdestechnologies«PowertoGas»(Source:Etogas?2013)
II.5.4Autresmesuresdeflexibilité
D?autresmesuresdeflexibilitéexistentpourréduire lescontraintessur leréseau indépendamment
de l?autoconsommation / autoproduction. De manière générale, la rémunération d?un service qui
consisteraitenlamiseenoeuvredemesurespermettantdes?exonérerderenforcerlesréseaux,de
différer ou de réduire les investissements d?un tel renforcement devrait être étudiée avec les
gestionnairesderéseaux.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
42/94
Detellesmesurespourraientconsisteren:
? laréductiondespointesd?injectionpardesmoyensphysiques(déconnexiondel?installationou
écrêtagedelaproduction?cf.partieIII.4);
? la modification des comportements des consommateurs (retour d?expérience du projet NICE
GRID),mesurepourlaquelleilconvientdedifférencierlamiseenplacedesystèmesintelligents
pouvant agréger instantanément les données liées à la production photovoltaïque et envoyer
une commande aux équipements du bâtiment et les actions relatives à la modification des
comportementshumains,pluscomplexesàmettreenoeuvre(enjeuxpédagogiquespermettant
l?implicationduconsommateur)etàencadrer(risques liésauxdéplacementsdecharges?cf.
partieIII.4).
Recommandations
? Favoriser avant tout les dispositifs de soutien qui incitent à réduire les puissances
d?injectionetdesoutirage,quisontdimensionnantespourleréseauélectrique;
? Intégrer/Rappeler dans le dispositif de soutien les exigences en termes de
connaissance des installations (procédures de raccordement et déclaration
obligatoire);
? Prévoir un rappel des exigences techniques obligatoires permettant d?assurer la
sûretédusystèmeélectrique;
? Intégrer/Rappeler dans le dispositif de soutien les exigences techniques permettant
d?assurer la sécurité des personnes (consommateurs, installateurs, opérateurs des
réseaux)etdesbienset laréalisationd?ouvragesdequalité(respectdesrèglesdel?art
de la construction, conformité électrique des installations, qualification des entreprises de
conception/miseenoeuvre/maintenance,réalisationdudevoirdeconseilsurlamaintenance
desinstallations,assurabilitédesinstallations);
? Continuer les réflexions sur les mesures de flexibilité du système électrique qui
pourraient être mises en oeuvre, notamment celles qui permettraient de différer ou de
supprimerlesbesoinsderenforcementdesréseaux;
? Soutenir laR&Det ladémonstrationsur lestechnologiesdestockaged?électricitéet
de valorisation des excédents d?électricité renouvelable, et promouvoir notamment
leur implantation dans les ZNI(pour lesquelles ces solutions peuvent présenter une
justification économique et qui peuvent être intégrées pour certaines dans les charges de
CSPE)lorsquelebilancoûts/bénéficespourlacollectivitéestpositif.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
43/94
III. Différents types d?autoconsommateurs /
autoproducteurs
Au regard des critères définis au chapitre II, il est possible d?identifier trois grandes catégories
d?autoconsommateurs / autoproducteurs qui présentent des synchronisations de leurs profils de
consommationetdeproductiondifférents: lesecteurrésidentiel individuel, lesformesd?agrégation
de producteurs et de consommateurs (bâtiments collectifs notamment résidentiels et «îlots
urbains»)et lesecteur tertiaire/industriel.Lesmesuresd?optimisationdestauxd?autoproductionet
d?autoconsommation et de réduction des impacts potentiels sur le réseau seront ainsi différentes
selon lescaractéristiquesdecesprofilsd?autoconsommateurs /autoproducteurset plusoumoins
efficacesetfacilesàpiloter.
III.1 Segmentrésidentielindividuel
Lesecteurdurésidentielindividuelsecaractérisepardesinstallationsphotovoltaïquesdepuissance
limitée (allant de quelques centaines de Wc à quelques kWc), répondant, lorsqu?elles sont
développées dans le cadre actuel des tarifs d?achat, aux critères d?intégration ou d?intégration
simplifiée au bâti. Le profil de production «en cloche» présente un pic méridien dont l?ampleur
dépendde la puissance crête de l?installation. Les profils de consommation dans ce secteur sont
variables,avecdespointeslematin,àmidioulesoir,plusoumoinsmarquéessuivantlasaison,les
régions(climat)et lesmodesdechauffages(électriqueounon).Néanmoins,cesprofilsprésentent
engénéraldeuxcaractéristiquescommunes:unepointedeconsommation lesoirenhiveretune
consommationtrèsfaiblel?étépendantlespériodesdevacances.
La synchronisation des profils de consommation et de production est donc généralement
relativementfaibledanscesecteur,notammentpendantlespériodesestivales.
Figure12?Profilsdeconsommationsd?unparticulierenhiveretenétéavecchauffage
électrique(Source:ERDF)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure13?Profilsdeconsommationsd?unparticulierenhiveretenétésanschauffage
électrique(Source:ERDF)
Figure14?Impactdel?absenceduconsommateur(Source:EDF)
Lesestimationschiffréessurquelquescasconcretsétudiésengroupedetravailmontrentainsique
pourcesecteur,letauxd?autoconsommation«naturelle»esttrèsvariableenfonctiondesprofilsde
consommationetdudimensionnementdel?installationdeproduction,pouvantallertypiquementde
10 à 75%. Du fait de la faible synchronisation des courbes de demande et de production,
l?autoconsommation «naturelle», c?estàdire non couplée à des mesures d?optimisation du taux
d?autoconsommation, peut rester à un niveau relativement faible dès lors que la consommation
méridiennenecouvrepaslaproduction,cequisetraduitpardespointesd?injectionpotentiellement
élevéesenproportionde lapuissance installéesur lebâtiment.Parailleurs, lapointedesoutirage
n?estengénéralpasréduitepuisquelapointedeconsommationatypiquementlieulessoirsd?hiver.
Leprincipallevierpermettantd?accroîtresignificativementletauxd?autoconsommationestd?adapter
le dimensionnement de l?installation de production au profil de consommation de sorte que la
puissance de l?installation soit du même ordre que la puissance consommée aux heures
méridiennes.
A titre d?exemple chiffré, dans le cas d?une maison individuelle tout électrique comportant une
installation photovoltaïque de 9,2kWc, le taux d?autoconsommation atteint 13% (et le taux
d?autoproduction 11%). Ce taux d?autoconsommation peut atteindre 40% avec une installation
photovoltaïque de 3kWc. Le taux d?autoconsommation peut passer à près de 80% avec des
installationsdeproductionde tailleencoreplus réduite.Lesmesuresd?optimisationdeces tauxet
leseffetsassociéssontprésentésaupoint4.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Toutefois,untauxd?autoconsommationélevén?estpastoujourssynonymederéductiondelapointe
d?injection,surtoutdanslerésidentiel,dufaitdeconsommationstrèsirrégulièresd?unjouràl?autre,
etd?absencespendantlespériodesdepointed?injection.
III.2 Bâtimentscollectifset«îlotsurbains»
Au niveau d?un bâtiment collectif, résidentiel ou non, d?un groupe de bâtiments ou d?un quartier
(notion «d?îlot urbain»), le foisonnement des consommations peut permettre naturellement une
meilleuresynchronisationdescourbesdedemandeetdeproductiondesinstallationsrenouvelables
décentralisées.
Dans cette approche «d?îlots urbains», le modèle d?autoconsommation / autoproduction doit
permettred?optimiserledimensionnementdesinstallationsdeproductionauregarddufoisonnement
desconsommationsetdescapacitésd?accueilduréseau,cedonttientcomptelacontributionpayée
autitreduraccordement.
Alleraudelàdecedimensionnementdes installations,quipeutpermettred?optimiser leseffetsdu
simple foisonnementdesconsommationsà l?échelledubâtiment,de l?îloturbainoud?unpostede
transformation, nécessite des mesures supplémentaires de pilotage de la demande et de la
production,permettantdecréerunevaleurajoutéeadditionnelle.
Celasupposeuneffortparticulierd?améliorationdel?adéquationoffre?demandeetdemaîtrisedes
pointes d?injection et de soutirage par l?activation de flexibilités locales sur la production ou la
consommation.Ainsi, seulesdesopérationsà valeurajoutéepour lacollectivitéconduisantàune
meilleureintégrationausystèmeélectrique(écrêtagedespointes,etc.),mériteraientdefairel?objet
d?unsoutienspécifique,sousréservequelebilanglobalcoûts(coûtdemiseenoeuvre)/bénéfices
(réduction des investissements réseaux) de ces mesures de flexibilité locale soit positif pour la
collectivité.
L?expérimentationencoursdanslecadreduprojetNiceGridpermettrad?étudiercetteproblématique
etd?évaluerlesbénéficesdesolutionstechnologiquesalliantàl?échelled?unquartierdesmoyensde
production décentralisés, des technologies «smart grids», des technologies de stockage, des
incitationsaulissagedesconsommationspour lesparticuliers,etc.etdecomparerlescoûtset les
bénéficesdedifférentsdispositifsderégulationpourgénérercesflexibilités(autoproduction,signaux
deprixvéhiculéparlescompteurscommunicants,etc.).
L'autoconsommation /autoproductiondans les îlotsurbainsne revêtpasparailleursqu'uneseule
dimension de réseauélectrique, elle doit êtreégalement appréhendéeen termesd'urbanisme, de
planificationénergétique,decoordinationdesréseauxd'énergie.
Casparticulierdesbâtimentsàénergiepositive
Lecasparticulierdesbâtimentsàénergiepositive(BEPOS)nedoitpasêtreoublié,particulièrement
dans la logiquedes«îlotsurbains».Cesbâtimentsdevrontpardéfinition intégreruneproduction
localed?énergiedontlescaractéristiquesdevraientêtrepréciséesdanslecadredelaréglementation
thermique2020.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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CesbâtimentsBEPOSserontamenésà«cohabiter»avecdesbâtimentsvoisinsquicontinuerontà
êtreconsommateursnetsd?énergie.Cetteconfigurationprésentealorslesmêmesopportunitésque
l'autoconsommation / autoproduction envisagée au niveau d?un «îlot urbain». Les moindres
consommations sur ces bâtiments BEPOS ne doivent pas occulter le fait qu?ils consommeront
toujours de l'énergie, a minima pour la production d'eau chaude sanitaire (ECS) et pour leurs
besoins électriques spécifiques.La mutualisation des investissements et le foisonnement des
consommations à l'échelle de plusieurs bâtiments devront donc être considérés. Ainsi, les
installations solaires ? photovoltaïque et thermique ? d'un bâtiment pourront alimenter les autres
bâtiments de l'îlot urbain (dans le même esprit, la chaleur fatale issue d?un bâtiment pourra
bénéficierauxbâtimentsvoisins) :à l'échelledecet îlot, laconsommationpourraêtreentièrement
couverte par les productions décentralisées, sans que chaque bâtiment
soitnécessairementautonomeénergiquement.
Ilconvienttoutefoisdegarderàl?espritquelanotiondebâtimentàénergiepositivenerésoutpasles
questions de pointes d?injection qu?il peut engendrer. La réflexion sur des «îlots urbains» et les
bâtiments BEPOS devra donc également intégrer cette recherche, à tout instant, de la meilleure
adéquation possible des courbes de production et de consommation afin de minimiser les
puissancesmaximalesinjectées.
III.3 SegmentIndustrieletTertiaire
Lessecteurs industrielet tertiaire(ausens large: industrie,agroalimentaire, logistique,agriculture,
etc.) se caractérisent généralement par des taux d?autoconsommation «naturelle» plus élevés
compte tenu d?une bonne synchronisation de leurs profils de consommation et de production
photovoltaïque.Eneffet,pourcessegments, lesactivitésqu?ellesexercenten journéeet labaisse
decellesciensoirée(ànuancersuivantlesactivitésvisées)correspondauprofildeproductionde
leursinstallationsetpeutconduiredanscertainscasàdesimpactsnulsentermesd?injectionetdes
effetsbénéfiquesentermesdesoutirage.
Figure15?Profildeconsommationd?unhypermarché(Source:ERDF)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Un hypermarché ou des activités industrielles, telles que des entrepôts frigorifiques par exemple,
présententdesconsommationsplusélevéesenété(climatisation,groupesfroids).Leurcouplageà
une installationphotovoltaïqueenautoconsommation /autoproductionpeutconduireàunebaisse
del?énergiesoutirée(sanstoutefoisatténuerlapointedesoutiragedusoir).Pourcetyped?activité,
le taux d?autoconsommation peut être proche de 100% (à nuancer toutefois lors des jours de
fermeture).
Danslecasdebâtimentsdebureaux,letauxd?autoconsommationpeutvarier,lui,de50%à100%
suivant l?efficacité énergétique du bâtiment (lesbâtimentsàénergie très positive présenterontpar
définition une consommation de base très faible) ou le dimensionnement des installations (des
installationssurdimensionnéespeuventengendrerdespointesd?injection importantes les joursde
faibleactivitépourlesquelslaconsommationdebaseestinférieureàlaproductionphotovoltaïque).
Figure16?Profildeconsommationd?immeublesdebureaux(Source:EDF)
Ainsi, dans le cas des secteurs industriels et tertiaires, la concordance des activités avec les
périodesdeproductionphotovoltaïquepeutpermettred?obtenirdestauxd?autoconsommationassez
élevésetd?éviterd?engendrerdescontraintesd?injectionsurleréseau,sousréservequelatailledes
installationssoitadaptéeàlaconsommationdubâtimentetquelaconsommationcouvre,aumoins
enpartie,laproductionlorsdespériodesdefermeture(weekends,congés).Ceteffetserad?autant
plusmarquédans les cas des activités où la consommation de base couvrant la production sera
permanente.
Figure17?Illustrationdel?impactdudimensionnementdesinstallationssurunesemaine
(Source:HESPUL)
Findesemaine?Joursoùla
consommationestplusfaibleetoù
laconsommationdebasedu
bâtimentnecouvrepaslaproduction
photovoltaïque.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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III.4 Optimisation et ciblage des profils d?autoconsommation /
autoproduction
Différentes solutions peuvent être mises en oeuvre afin d?améliorer la synchronisation de la
productionetdelaconsommationenvuedeminimiserlescontraintessurleréseauetpermettreune
meilleureintégrationdelaproductiondécentraliséeausystèmeélectrique:
1. Lepilotagedelaproductionparl?optimisationdudimensionnementdesinstallations,conduisant
potentiellementàréduirelapuissanceinstalléedesinstallations:unetellemesurepeuttoutefois
conduireànepasoptimiserl?utilisationdessurfaces,notammententoitureetàréduireleseffets
d?échelle (les systèmes plus petits coûtant plus chers). Néanmoins, elle permet d?améliorer
sensiblement le taux d?autoconsommation, en adaptant le profil de production au profil de
consommation.
2. Lepilotagedelademandeenvued?améliorerl?adéquationentrelesprofilsdeconsommationet
de production: cette mesure, si elle est correctement définie et pilotée peut avoir des effets
bénéfiques.Danslesecteurrésidentieloùelleprésenteraitleplusdepertinence,lespossibilités
deréductionde lapointed?injectionparautoconsommationexistentmaissemblent limitéesen
l?absencedesolutionsdestockaged?électricitéàdescoûtsacceptables.Lamiseenplaced?un
organe de contrôlecommande pourrait apporter une première solution partielle mais ne
permettrapasde répondre totalementau fait que les consommationssontpeu corrélées à la
production, notamment lors des périodes printanières et estivales des pics d?injection
(consommations réduites et très irrégulières d?un jour à l?autre, absence lors des weekend,
vacances, etc.)et que la mesure de la puissance d?injection nécessitera un matériel coûteux
avant ledéploiementdeLinky.L?émergencedetechnologiesdetype«smartgrids»pourraen
revanchepermettreunpilotageplusfindesconsommations.Lepotentieldesynchronisationdes
profilsdeconsommationavec leprofildeproductiondevraêtreétudiéplus finement.Deplus,
des mesures de pilotage de la demande présentent également un risque de comportements
allant à l?encontre desobjectifsdemaîtrisede l?énergie et desdéplacementsdechargesnon
bénéfiquespourlacollectivité.
Des déplacements de consommation (notion différente d?une nouvelle consommation) des
périodes de forte consommation où le coût de production de l?électricité est plus élevé (forte
demandeconduisantàappelerdesmoyensdeproductionaucoûtmarginalélevé,généralement
àbasedesourcesfossilesfortementémettricesdegazàeffetdeserre),typiquementlorsdes
pointesdumatinoudusoir,versdespériodesoùcecoûtdeproduction(etparconséquent le
signalprix)estmoinsélevé(milieudelajournéeparexemple)peuvents'avérerpertinentspour
lesystèmeélectrique.
En revanche, des déplacements de consommation d?une période de non production
photovoltaïque(périodedefaibleconsommation)versunepériodedeproductionphotovoltaïque
nedoiventpasêtresystématiquementencouragésdans lamesureoù ilsrenchérissent lecoût
d?approvisionnementetpeuventdoncconduireàdésoptimiser lesystèmeélectriqueauniveau
global.Eneffet,enl?absencededéplacementsdeconsommation,laproductionsolairediurnese
substitueàlaproductionsouventfossileappeléeauxpériodesdeforteconsommationenmilieu
dejournée.Déplacerdelaconsommationdespériodesdefaibleconsommation,typiquementla
nuit (cas des chauffeeaux électriques notamment), vers le milieu de journée conduit donc à
accroîtrelesbesoinsdeproductionàcettepériodeetdoncàsolliciterlesmoyensdeproduction
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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fossiles auxquels le photovoltaïque par exemple aurait pu se substituer. Il convient donc de
prévenirlesrisquesdedésoptimisationdusystèmeélectriqueetd?identifieretdepiloterlescas
dedéplacementsdechargesbénéfiquesetceuxprésentantdeseffetsnégatifs,enévaluantles
bénéficescollectifs,quisontàcompareraubénéficeindividuelattendu.
Lavaleur,positiveounégative,desdéplacementsdeconsommationestégaleàl?écartdeprix
sur lemarchéentre lespériodes oùcesconsommationsont lieu.L?exemple de la journéedu
14mars dernier illustré par le graphique cidessous, montre que des déplacements de
consommationdespointesde8hetde20hverslamijournéeontunevaleurpositivealorsque
desdéplacementsdelanuitverslemilieudejournéeontunevaleurnégative.
Figure18?Evolutionduprixspotdel?électricitésurunejournée(Source:EPEXSPOT)
3. Lamiseenplacededispositifsdestockageenvued?uneconsommationdifférée(cf.partieII.5):
danscecas,letauxd?autoconsommationpeutêtreaugmentéàdesniveauxélevésenfonction
dudimensionnementdesinstallations:
Figure19?Tauxd?autoconsommationavecstockage(Source:AIE)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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4. Desmesuresphysiquesvisantàréduirelespointesd?injectionetlescontraintessurleréseau:
déconnexion de l?installation, écrêtage de la production, limitation de la puissance maximale
injectée, etc. Ces opérations peuvent être rémunérées dès lors qu?elles permettent de
s?exonérer de renforcer les réseaux, de différer ou de réduire les investissements d?un tel
renforcement,notammentautraversdescoûtsderaccordement.Detellesmesuresdoiventêtre
encadrées, bien dimensionnées et effectuées de manière transparente et économiquement
viablepourlesproducteurs.
Figure20?Impactdel?écrêtementdelaproduction(Source:HESPUL)
Ainsi, de manière générale, les mesures d?optimisation des taux d?autoconsommation et
d?autoproductionpourraient représenterdesopportunitésen termesdedéveloppementdes leviers
de flexibilitédusystèmeélectriqueauniveau local (pilotageetmaîtrisede lademande,stockage,
écrêtement de la production) visant à réduire les coûts d?investissements sur les réseaux,
complémentairesdesmesuresdeflexibilitéàunniveauplusagrégé(interconnexion,foisonnement,
stockage,flexibilitédesmoyensdeproduction).S?agissantd?unepolitiquepublique,ilseraimportant
deveilleràn?encouragerqueceuxdontlebilancoûts/bénéficespourlacollectivitéestpositif.
1%depertedelaproductionannuelle
d'énergiepermet,àpuissanceinjectée
inchangée,d'augmenterde40%la
puissanceraccordéeetjusqu'à80%la
puissancecrêteinstalléepourunsite
donné
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Recommandations
? Rechercherundimensionnementadaptédesinstallationsdeproductionauniveaude
consommationdesbâtimentssembleêtre le levier lepluspertinentpouraccroître le
niveau d?autoconsommation et réduire ainsi les contraintes à l?injection, au moins
jusqu?au développement de solutions plus compétitives et matures sur le plan
technique;
? Accompagner de façon prioritaire l?autoconsommation / autoproduction dans les
secteurs tertiaires et industriels paraît naturel, d?autant plus que les résultats d?une
politiquedesoutienserontplusmarquéspourcessecteursquepourlerésidentielindividuel;
? Approfondirlesréflexionssurlesoptionsd?écrêtementetdedéconnexionenlienavec
lesgestionnairesderéseauxetlaprofession;
? Mieux définir, à l?échelle de l?îlot urbain, ce qui relève d?opérations
d?autoconsommation / autoproduction, allant audelà du foisonnement naturel et qui
améliore effectivement les conditions d?intégration des installations au système
électriqueaubénéficedelacollectivité.Approfondirlesréflexionssurlamiseenplace
d?un dispositif approprié, en prenant encompte lesquestionsde foisonnementet d?îlots
urbainsetlesthèmesliés:réseauxprivés,possibilitédecaperlesplansdetension,options
dedélestage,etc;
? Poursuivreledialogueentrelesgestionnairesderéseauxetlesprofessionnelssurles
règles de dimensionnement technique et économique des raccordements et leur
adaptationauxspécificitésdel'autoconsommation/autoproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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IV. L?autoconsommation /autoproductiondans leszones
noninterconnectées(ZNI)8
IV.1 RappelducontextedanslesZNI
Les enjeux liés à l?autoconsommation / autoproduction sont particulièrement prégnants dans les
zones non interconnectées (ZNI), qui se distinguent de lamétropole continentale par un contexte
intrinsèquement plus favorable à la production d?énergie photovoltaïque du fait notamment des
conditions d?ensoleillement et de la capacité de synchronisation des courbes de production et de
consommationplusimportantequ?enmétropole(grâceàlaclimatisationnotamment).
Par ailleurs, dans les ZNI, les systèmes électriques présentent une taille réduite par rapport aux
réseauxcontinentaux,rendantlesimpactsliésàl?intermittencedesproductionsàpartirdesources
d?énergiesrenouvelablesparticulièrementimportantsàmaîtriser.Unelimited?insertiondenouvelles
capacités intermittentes a ainsi été fixée dans ces zones, correspondant à un seuil d?injection de
30%delapuissanceappeléeàtoutinstantaudelàduquellegestionnairederéseaunepeutplus
assurerlasécuritédusystème.Lorsquelacapacité intermittenteconnectéeauréseaudépassece
seuil, le surplus est déconnecté pour assurer la stabilité du réseau. Ce seuil de 30% est
actuellementatteintàlaGuadeloupe,enCorseetàlaRéunion.
Ceszonessecaractérisentégalementparunepartdesénergiesfossilesdans lemixélectriqueet
uncontenucarboneplus élevés qu?enmétropole,engendrantdescoûtsdeproduction élevés.Le
système tarifaire prévoit ainsi une compensation par laCSPE des surcoûts de production et des
surcoûtsd?achatsdel?électriciténonprisencompteparlestarifsréglementésdevente(lemontant
prévisionnel de CSPE pour les ZNI est ainsi estimé en 2014 à 1,9Md¤). La part des énergies
renouvelables sous obligation d?achat danscemontant reste toutefois limitée (environ13%),une
largepartiedessurcoûtsétantliéeausoutienàlaproductionfossile.
Ce constat s?inscrit par ailleurs dans le contexte des objectifs fixés par le Grenelle de
l?environnement pour les départements d?outremer d?atteindre l?autonomie énergétique à l?horizon
2030,soitplusde50%d?énergiesrenouvelablesà2020.
IV.2 Opportunitédel?autoconsommation/autoproductiondanslesZNI
Comptetenudececontexteparticulier,l?autoconsommation/autoproductionprésentedesenjeuxet
desopportunitésspécifiquesdanscesterritoires.
Au regard de ses impacts sur le système électrique, l?autoconsommation / autoproduction ne
permettrapasaprioriderépondreàl?enjeuliéàl?intermittencedelaproduction.Eneffet,mêmesila
totalitédelaproductionétaitautoconsommée(doncnoninjectéesurleréseau),l?intermittencedela
production se transmettrait au profil de consommation si bien que les variations de soutirage
seraientanalyséessur le réseaucommedesvariationsdeproduction. Ilest doncnécessaireque
l?intermittence soit gérée dans le dispositif de soutien à l?autoconsommation / autoproduction qui
pourraitêtremisenplacedans lesZNIenprévoyantparexemplequel?autoconsommateurpuisse
garantir au maximum la couverture de ses consommations par sa production. Une telle gestion
devra également permettre de garantir la qualité du courant injecté et de réduire les risques de
8LesrecommandationsdugroupedetravailZNIsurl?autoconsommationsontprésentéesenannexe4.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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désoptimisationdel?équilibreoffredemandeetpourracomprendreladéfinitiondeservicessystème
quepourrait assurerunautoconsommateur / autoproducteur connectéau réseau,notammentdes
mesuresdelissagedelaproduction.
Ledéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionpourraapporterdesbénéficesdansles
ZNIenrépondantauxenjeuxsuivants:
? sécuriserl?approvisionnementénergétiqueetlesréseauxdessystèmesinsulaires;
? développerdestechnologiesetunsavoirfairediffusablesensuiteenmétropoleetà l?étranger,
notammentlessolutionsdestockagequiprésententdesenjeuxstratégiquesdanslesZNIqu?ils
soientmutualisésoudécentralisés(maisdontlavaleurdoitêtrequantifiée);
? s?affranchir de la limite d?insertion de nouvelles capacités intermittentes sur la base du seuil
d?injectionde30%delapuissanceappeléeàtoutinstantgrâcenotammentaudéveloppement
dessolutionsdestockagementionnéescidessus;
? réduirelecoûtd?adaptationdesréseauxàlacroissancedelaproductiondélocalisée;
? répondreàl?augmentationdeconsommationquipourraêtreliéenotammentaudéveloppement
desvéhiculesélectriquesdanscesrégions.
Elledevraenfinviseràalléger lepoidsde laCSPEquisubventionneactuellementuneproduction
d?électricitéd?origineessentiellementthermiqueavecdescoûtsdeproductionélevés.
L?autoconsommation / autoproduction présente par ailleurs un intérêt dans tous les cas de
production«onsite»(déconnectéeduréseau)surtoutsielleestassociéeàdustockage.
IV.3 Principes d?un dispositif d?autoconsommation / autoproduction
danslesZNI
Ledispositifd?autoconsommation/autoproductionquipourraêtremisenplacedanslesZNIdevra
répondre aux mêmes objectifs et enjeux que ceux identifiés pour la métropole continentale,
notammententermesderisquesd?effets«antiMDE»,desécuritédesbiensetdespersonnes,de
comptage et de maîtrise des charges de CSPE (une réduction de ces charges pourrait être
recherchéedanslecadredudispositifdesoutienauxZNI).
De plus, afin de répondre aux caractéristiques spécifiques des ZNI, et notamment de pouvoir
s?affranchir de la limite des 30%de capacités intermittentes raccordées au réseau, le dispositif
devra incluredesmoyensde lissagede laproduction:solutionsdestockage(permettant,audelà
dulissagedelaproduction, lesoutienà lapointedeconsommation, lagestiondelafréquencedu
systèmeou lecontrôledetension)oudedéconnexion,dontlesmodalitésdevrontêtredéfiniesen
lienaveclegestionnairederéseau.
Le dispositif pourraparailleursprévoir desmesuresde «garanties deconsommation»: chauffe
eau solaire, stockage de froid, véhicule électrique, etc. tout en veillant à ne pas conduire à des
comportements«antiMDE». Ildevraitégalementêtreadresséenprioritéauxsegments industriel
et tertiaire pour les mêmes raisons de synchronisation des courbes de production et de
consommationqu?enmétropolecontinentale.Lesclientsrésidentielspeuventégalementreprésenter
ungisement intéressantpour l?autoconsommation /autoproductionsolaireassociéeàdustockage
pourdesraisonsdesécuritéd?approvisionnementdansuncontextedepannesplusfréquentesetde
maîtrise de l?augmentation de la consommation (potentiellement liée au développement des
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
54/94
véhiculesélectriques).
Unmodèlededispositiftypeétudiédanslecadredugroupedetravailreposaitsurleprinciped?une
installationdeproductioncoupléeàdesdispositifsdestockagelissantlaproductionetdesmesures
demaîtrisedelademandeavecuntauxd?autoconsommationimportant(del?ordrede60%)etd?un
dimensionnementappropriédesinstallationspouréviterlesrejetssurleréseau(uneinstallationtype
dimensionnéepourcouvrirmoinsde50%delaconsommationannuelledusite).
Recommandations
? Maintenir legroupedetravailZNI,sous l?égidede laDGEC,avecpourobjectifd?affiner
un modèle d?autoconsommation / autoproduction dans les ZNI visant à contribuer à la
sécurisationde l?équilibreoffredemandedusystème insulaireet d?étudier l?opportunitédes
propositionssuivantes: fixerdesobjectifs chiffrésàmoyen/long terme,mettreenplaceun
dispositifdesoutienbaséparexemplesurdesquotaspar territoire,destarifsd?achatet/ou
dessubventionsetcontinuerleséchangesavecEDFSEI;
? Organiser la mise à disposition des acteurs d?éléments d?analyse économique par
zone permettant d?en comprendre l?économie sousjacente et d'évaluer les bénéfices des
modèlesd'autoconsommation/autoproductionquidoiventconduireàunréductiondescoûts
dessystèmesélectriquesnoninterconnectés;
? Capitaliser sur la mise en oeuvre de l?autoconsommation / autoproduction dans les
ZNI;
? Etendre les dispositions du d) du 2° de l?article L.1217 du code de l?énergie aux
installationsenautoconsommation/autoproduction;
? Prendre en compte le développement des véhicules électriques dans le modèle
d?autoconsommation / autoproduction dans les ZNI tout en lui fixant un cadre
(déconnexionduréseauoupilotagede larechargepar legestionnairede réseaupar
exemple).
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V. L?impactde l?autoconsommation /autoproductionsur
lesfondamentauxéconomiquesdusystèmeélectrique
et le financement du soutien aux énergies
renouvelables
V.1 Lacouverturedescoûtsdusystèmeélectrique
La couverture des coûts du système électrique se fait au travers des factures acquittées par les
consommateursquiprésententplusieurscomposantes:
? la part «fourniture» qui permet de rémunérer le parc de production (part «énergie») et la
commercialisation;
? lapart«acheminement»quipermetderémunérerleréseaupublicd'électricité;
? unepartdecontributionset taxes,concourantpourcertainesd?entreellesà lacouverturedes
coûtsdusystèmeélectrique.
Figure21?DécompositionduprixTTCdel?électricitépayéparunconsommateursuivant
sonprofildeconsommation(Source:DGEC)
Lorsqu'un consommateurproducteur consomme l'énergie qu'il produit, sa facture se réduit: tout
MWhautoconsommésesubstitueàunMWhsoutiréduréseauetne luiestplus facturé.Ainsi, la
contributionàlacouverturedescoûtsdusystèmeélectriqueparsafactured'unconsommateurqui
autoproduitdiminue9,cetteréductiontouchanttouteslescomposantesdelafacture.Ainsi,lemodèle
9Ce constat, s?il semble similaireaux économies de facture qui peuvent être faites par lamise en placede
mesures d?économie d?énergie, présente toutefois une différence majeure: dans le cadre des économies
d?énergie,leconsommateurréduitgénéralementsapuissancemaximaledesoutirageetdoncsonimpactsur
leréseau(etpotentiellementleschargesvariablesdécoulantdesonutilisation).Acontrario,suivantlesprofils
desautoconsommateurs/autoproducteurs,ilsréduisentplusrarementcettepointedesoutirage(ainsiqueleur
puissancesouscrite), et ne contribuent doncpasdans cecasà faireéconomiserdescoûtsde réseaux.Par
ailleurs,ilspeuventinduiredescontraintesàl?injection,cequin?estpaslecasdesactionsde«MDE».
Cette interprétationnefait toutefoispas l?objetd?unconsensusauseindugroupedetravail, laCREestimant
notamment que, du point de vue du tarif de réseau, il n?y a pas de raison de traiter différemment les
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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d?autoconsommation/autoproductioninduitdeschangementssurlemécanismedecouverturedes
coûtsdusystèmeélectrique.
Deplus,parrapportausoutienparl?obligationd?achatfinancéexclusivementparlaCSPE,ilconduit
également à un changement du financement du soutien au développement des énergies
renouvelablesenmultipliantlescanauxdefinancement.
Cechapitreillustrecesdeuxpoints.
V.2 Lacouverturedescoûtsduréseauélectrique
Lecodede l?énergieprévoit que le tarif d'utilisation du réseaupublicde transport et des réseaux
publicsdedistribution(TURPE)estcalculédemanièretransparenteetnondiscriminatoire,afinde
couvrir l'ensembledescoûtssupportéspar lesgestionnairesdecesréseaux.C?est laCommission
derégulationdel?énergie(CRE)quiestchargéededéfinirlesméthodologiesutiliséespourétablirce
tarif.
LeTURPEprendencompteunepart fixe liéeà lapuissancesouscriteetunepartvariable liéeà
l?énergie soutirée. Le rapport entre part fixe et part variable du TURPE est un output du modèle
tarifaire utilisé qui dépend principalement de la structure des coûts d?utilisation des réseaux, ces
derniersétantnotammentfonctiondeladuréed?utilisationduréseauparlesconsommateursetde
leurprofildeconsommation.
Aujourd?hui, la part du TURPE liée à l?énergie soutirée est prépondérante si bien que lemontant
payéparleconsommateurquiautoproduitestfortementdiminuépuisquesaconsommationsoutirée
duréseauestréduite.
Or, lescoûtsdes infrastructuressontdéterminéspar leniveaumaximaldes transitssur le réseau
pendant les «heures dimensionnantes» (à la pointe de consommation en particulier). Ainsi, si
l?autoconsommation / autoproduction n?induit pas de réduction des pointes de soutirage et
d?injection, l?impactsurleréseauduconsommateurquiautoproduitest inchangéparrapportàune
installationinscritedansunschémadeventeentotalité.
Lesinstallationsdeproductionsituéesàproximitédeslieuxdeconsommationpermettentderéduire
les pertes par effet Joule sur le réseau. Ces économies de pertes sont toutefois d?un ordre de
grandeur sensiblement inférieur aux économies réalisées par un autoconsommateur /
autoproducteursursafactured?acheminementdel?électricité.Eneffet,lescasétudiésdanslecadre
d?une présentation en groupe de travail ont montré que, dans le cas d?un particulier doté d?une
installationphotovoltaïquede3kWc, leséconomiesdepertespour le réseauélectriquepouvaient
atteindredel?ordrede3¤/anetleséconomiessurlafactured?acheminementdel?ordrede30¤/an.
A court terme, cette économie de facture de l?autoconsommateur / autoproducteur (qui dépasse
sensiblement les coûts évités sur le réseau) sera pris en charge par les autres consommateurs,
conduisantàdestransfertsdechargesentrelesautoconsommateurs/autoproducteursetlesautres
utilisateursduréseau.
autoconsommateurs / autoproducteurs et les autres utilisateurs qui, par d?autres biais, diminuent leurs
soutiragessoitautraversd?actionsdemaîtrisedelademande,soitautraversd?opérationsd?effacement,niles
autoconsommateurs/autoproducteursdesautresproducteurs.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Aplus long terme,si l?autoconsommation / autoproductionsedéveloppesanseffetssur leniveau
des soutirages pendant les «heures dimensionnantes», lemodèle tarifaire devra garantir que le
tarifpayéparlesautoconsommateurs/autoproducteurscouvrelescoûtsderéseauqu?ilsgénèrent.
Ainsi,afindeprévenir lestransfertsdechargesentre lesautoconsommateurs/autoproducteurset
les autres consommateurs et de donner un signal tarifaire représentatif des coûts induits sur le
réseauparchacunedecescatégoriesd?utilisateurs,lemodèletarifairedevraprobablementévoluer
àterme,sil?autoconsommation/autoproductionsedéveloppe.
Uneréflexionpourraitêtreengagée,sousl?égidedelaCRE,compétenteenmatièred?établissement
des tarifs réseaux afin de réfléchir aux impacts et aux besoins d?adaptation éventuels dumodèle
tarifaireactuel.
V.3 Contributionauservicepublicdel?électricité(CSPE)
La contribution au service publique de l?électricité (CSPE) est payée par les consommateurs
d?électricité finals et permet de financer les charges de service public d?électricité qui couvrent
notamment:
? les surcoûts résultant des politiques de soutien à la cogénération et aux énergies
renouvelables (charges estimées à 3550M¤ pour 2013 dont plus de 3 000M¤ pour les
énergiesrenouvelables);
? lessurcoûtsdeproductiondans les zonesnon interconnectées(ZNI)au réseauélectrique
métropolitain continental, dus à la péréquation tarifaire nationale (Corse, départements
d'outremer,Chausey,SaintPierreetMiquelonetlesîlesbretonnesdeMolène,d'Ouessant
etdeSein).Les tarifsdansceszonessont lesmêmesqu?enmétropolecontinentalealors
mêmeque lesmoyensdeproductionysontpluscoûteuxet fonctionnentpour laplupartà
based?énergiesfossiles(chargesestiméesà1430M¤pour2013);
? lespertesderecetteset lescoûtsquelesfournisseurssupportentenraisondelamiseen
oeuvre de la tarification spéciale «produit de première nécessité» (TPN), et de leur
participationaudispositifinstituéenfaveurdespersonnesensituationdeprécarité(charges
estiméesà150M¤pour2013).
La CSPE est assise sur la quantité d?énergie consommée soutirée du réseau. Les
autoconsommateurs/autoproducteursensonttoutefoisexonérésjusqu?à240GWh/anenvertudes
dispositionsdel?articleL.12111ducodedel?énergie(«l?électricitéproduiteparunproducteurpour
sonpropreusageouachetéepoursonpropreusageparunconsommateurfinalàuntiersexploitant
uneinstallationdeproductionsurlesitedeconsommationn'estpriseencomptepourlecalculdela
contributionqu'àpartirde240millionsdekilowattheuresparanetparsitedeproduction»)sibien
qu?un autoconsommateur / autoproducteur ne contribue pas à la CSPE sur les MWh qu?il
autoconsomme.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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V.4 Autrescontributionsettaxes
Lestaxespesantsurl?électricitéreprésententenviron30%delafactured?unparticulieret15%de
celled?unindustriel.Ellessontlessuivantes:
? ContributionTarifaired?Acheminement(CTA)(environ1,4Md¤en2013et2014)
LaCTAfinancelesretraitesdesagentsdesindustriesélectriquesetgazières(IEG).Elleestduepar
lesgestionnairesderéseauxdetransportoudedistributionetparlesfournisseursd?électricitéetde
gaz naturel qui la perçoivent auprès des consommateurs finals, puis la déclarent et la reversent
mensuellement ou trimestriellement à la Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazières
(CNIEG).ElleestproportionnelleàlapartfixeHTdestarifsdetransportetdistributiondel?électricité
(TURPE) et du gaz (ATR). Les taux sont définis en fonction des besoins prévisionnels pour les
5annéesàvenir.
EtantassisesurlapartfixeduTURPE,lemontantverséparunconsommateurquiautoproduit,dès
lorsqu?iln?aurapasmodifiésapuissancesouscrite,sera identique,qu?ilconsomme l?électricitédu
réseauouqu?ilautoconsommesaproduction.
? Taxesurlaconsommationfinaled?électricité(TCFEetTICFE)
Pour les puissances souscrites inférieures à 250kVA, cette taxe est prélevée au profit des
communes et des départements. Deux taxes sont applicables : la taxe communale sur les
consommations finales d?électricité (TCCFE) et la taxe départementale sur les consommations
finales d?électricité (TDCFE). Elles sont proportionnelles à la consommation depuis 2011
(auparavantellesétaientproportionnellesauxmontantsfacturés).Untauxnominalestfixéparlaloi
enfonctiondelapuissancesouscriteetdel?usage(0,25¤/MWhpourlessitesprofessionnelsdontla
puissance est supérieure à 36kVA, 0,75¤/MWh pour les autres sites) auquel s?applique un
coefficientmultiplicateurdéfiniparlescommunes(entre0et8,44pourlataxecommunaleen2014)
etdépartements(entre2et4,22pourlataxedépartementaleen2014).
Pour les puissances souscrites supérieures à 250kVA, c?est la taxe intérieure sur les
consommations finales d?électricité (TICFE) qui s?applique. Le montant de cette taxe est fixé à
0,5¤/MWhetvientalimenterlebudgetdel?Etat.
Ces taxes sont assises sur la quantité d?énergie consommée soutirée du réseau, mais les
autoconsommateurs / autoproducteurs dont la production n?excède pas 240GWh/an en sont
exonérésenvertudesdispositionsdel?articleL.33332ducodegénéraldescollectivitésterritoriales
(«L'électricitéestexonéréedelataxementionnéeauI lorsqu'elleest[?]4°Produitepardepetits
producteurs d'électricité qui la consomment pour les besoins de leur activité. Sont considérées
commepetits producteurs d'électricité lespersonnes qui exploitent des installationsde production
d'électricité dont la production annuelle n'excède pas 240millions de kilowattheures par site de
production.»). Ainsi, un autoconsommateur /autoproducteur ne contribue pas à ces taxes sur les
MWh qu?il autoconsomme. Ceci se traduit donc par une perte de recettes pour les collectivités
localesetl?Etatselonlespuissancesdesinstallationsconcernées.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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? Taxesurlavaleurajoutée(TVA)
LaTVAalimente le budget général de l?Etat et est assise sur l?ensemble des composantes de la
factured?électricitéprécédente(TURPE,CSPEetautrestaxes),autauxnormalde20%engénéral,
maisautauxréduitde5,5%surlapartabonnementdesparticuliers(biendepremièrenécessité)et
surlaCTA.
La plupart de ces composantes étant assises sur la quantité d?énergie consommée soutirée du
réseau, la TVA l?est aussi, si bien qu?un autoconsommateur / autoproducteur ne contribue pas
totalementàlaTVAsurlesMWhqu?ilautoconsomme.Cecisetraduitparunepertederecettespour
l?Etat.
V.5 Aperçu global des impacts de l?autoconsommation /
autoproduction sur le financement du soutien audéveloppement
desénergiesrenouvelables
Le modèle d?autoconsommation / autoproduction va conduire à modifier les contributions des
différentsacteursàlacouverturedescoûtsdesénergiesrenouvelables.
Danscemodèle,lebesoindesubventiondirected?uneinstallationparlaCSPEseramoindrequesi
elleétaitenobligationd?achat:lecoûtdel?installationrestelemêmedanslesdeuxcasmaisdansle
cas du modèle d?autoconsommation / autoproduction, la subvention directe (CSPE) compense
l?écartentre lecoûtdeproductionnormalisé10payépar l?autoconsommateur /autoproducteuret le
prixdeventeTTCdel?électricitéqu?ilauraitdûpayersansautoconsommation/autoproduction,alors
quedans lecasdumodèlede l?obligationd?achat, lasubventiondirectecompense l?écartentre le
coûtdeproductionnormaliséetleprixdel?électricitésurlemarchédegros.Enpassantàunmodèle
d'autoconsommation/autoproduction,lemontantdeCSPEpourchaqueMWhrenouvelableproduit
par les consommateursproducteurs est donc réduit de l?écart entre le prix de vente TTC de
l?électricitéetleprixdemarchédel?électricité.
D?unautrecôté, lesconsommateursproducteursnecontribuentplusàlacouverturedescoûtsdes
autres composantes du système électrique (en particulier les réseaux) et évitent les taxes sur
l?énergie qu?ils autoconsomment, sans nécessairement réduire leur impact sur les réseaux
électriques. Les charges d?utilisation des réseaux étant couvertes par le TURPE, elles vont se
reporter sur les autres consommateurs (réduction d?assiette et hausse de taux pourmaintenir un
niveauderecettesconstant).MiseàpartlaCTAdontleversementn?estpasmodifiéparlemodèle
d?autoconsommation/autoproduction,lesautrestaxesverrontégalementleurassietteréduiteetpar
conséquentlemontantdeleursrecetteségalement;uneaugmentationdesprélèvementsseradonc
nécessairepourrétablirleniveaugénéraldesrecettesfiscales.
Ces transferts de charges (baisse de la CSPE versus hausse du TURPE et des taxes) se
compensent globalement tant que les coûts de production des énergies renouvelables en
autoconsommation / autoproduction restent supérieurs au prix de vente TTC de l?électricité: la
réduction du montant de CSPE perçu par les consommateursproducteurs pour la production
d?électricité(égaleàl?écartentreleprixdeventedel?électricitéTTCetleprixdemarchédegros)est
comparableàlasommedesmontantsdeTURPE,CSPEettaxesqu?ilséconomisentsurleurfacture
pour chaque MWh autoconsommé et qui devront être payés par d?autres consommateurs ou
10Ce coût de production est un coût de référence, défini pour une installation type et pas pour chaque
installation.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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contribuables.Lesmontantsdesubventionexplicite(CSPE)danslemodèledeventeentotalitéde
l?électricitéproduitesontcomparablesà l?additiondesmontantsdesubventionexplicite (CSPE)et
des montants de subventions implicites dans le modèle d?autoconsommation / autoproduction
(baissedefactureduTURPE,CSPEet taxesévitées).Ainsi, lemontantdesubventionnécessaire
audéveloppementd?uneinstallationenautoconsommation/autoproductionn?estpasdiminuémais
serépartitentrediverscanauxdefinancement.
Lorsquelescoûtsdeproductiondesénergiesrenouvelablesdécentraliséesdeviennentinférieursau
prix de vente TTC de l?électricité, les économies de factures réalisées par les consommateurs
producteurs dans le modèle d?autoconsommation / autoproduction deviennent supérieures à la
rémunération qui serait versée sous forme de tarif d?achat pour soutenir la production électrique
d?installations identiquesdansunmodèledeventeentotalitéde l?électricitéproduite.Danscecas,
lesmontants de subvention implicite (somme des composantes de baisse de facture du TURPE,
CSPEet taxede la factureévitée)peuventdevenirsupérieursaumontantdesubventionexplicite
(CSPE) nécessaire dans le cas du modèle de vente en totalité, en fonction du taux
d?autoconsommationetdel?écartentreleprixdeventeTTCdel?électricitéetlecoûtdeproduction
de l?installation.Cettesurrémunérationde l?autoproducteursetrouvealorsfinancéepar lesautres
consommateursetcontribuablesvialestransfertsdechargesquis?opèrent.Cettesituationestcelle
dans laquelle se trouvent plusieurs pays européens dont l?Allemagne qui prennent des mesures
correctricespourcontenirlephénomène.
Ainsi,àcourtterme,lesimpactsdemodèled?autoconsommation/autoproductionsurlacouverture
descoûtsdusystèmeélectriquesontlimitésmaisdeviendrontplusmarquéssil?autoconsommation/
autoproductionsedéveloppedemanièreimportante.
Or, ces transferts de charges induits par lemodèle d?autoconsommation / autoproduction ne sont
pas représentatifs d?une réalité physique qui est que les réseaux sont dimensionnés en grande
partieenfonctiondespointesdepuissance(soutirageetinjection)etdansunemoindremesureen
fonction de l?énergie y transitant. D'un point de vue économique, la valeur de l'énergie
autoconsomméedevraitsecomparerauxcoûtsdeproductiondusystèmeélectrique,ycompris la
partdeCSPEdédiéeausoutiendesénergiesrenouvelables.
Recommandations
? Affinerl?analysedel?impactdel?autoconsommation/autoproductionsurlacouverture
des coûts du système électrique, et notamment les effets de transferts de charges et
essayerdedéfiniràpartirdequelseuillesimpactsdeviennenttropimportantsetnécessitent
unerefontedel?architecturedestaxes/contributions;
? Engager une réflexion sur l?opportunité d?une évolution du TURPE à moyen terme,
sous l?égide de la CRE, qui pourra le cas échéant s?appuyer sur une expérimentation
économiqueparexemple.
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VI. La rémunération et le financement de
l?autoconsommation/autoproduction
Les revenus de l?autoconsommation / autoproduction sont assis sur le cumul des revenus de la
factureTTCéconomisée(quantitésconsommées)etdelavente,surlemarché,àunagrégateurou
à un acheteur obligé, des excédents non consommés. Par conséquent, en termes de rentabilité
financièredel?autoconsommation/autoproduction,deuxcaspeuventêtreidentifiés,quinécessitent
desréponsesdifférenciéesetadaptées:
? lorsque lescoûtsdeproductionde l?électricité (qui englobentnotamment les fraisassociésau
raccordement, comptage, etc. et dépendent du productible de l?installation) sont couverts par
cette rémunération et que le développement de l?autoconsommation / autoproduction peut se
fairesansrémunérationcomplémentairespécifique;
? lorsque les coûts de production de l?électricité ne sont pas couverts intégralement par cette
rémunérationetque le développementde l?autoconsommation / autoproductionnécessiteune
aidefinancièrecomplémentairepourrentabiliserlesinstallations(ajoutd?uneprime).
Cettesituationpeutêtrerésuméesouslaformesuivante:
Rémunérationdel?autoconsommateur/autoproducteur=
FactureTTCévitée+Revenudelaventedesexcédents(danslecasoùl'électricitéproduiteest
venduequecesoitsurlemarché,viaunagrégateurouàunacheteurobligé)+Prime(tantqueles
coûtsdeproductionnesontpascouvertsparlesdeuxpremierstermes)(+éventuellement
rémunérationliéeàlaventedegarantiesd?origine)
Cette rémunérationcomporteen outre, au traversde la factureévitée,dessubventions implicites
liées aux transferts de charges de certains coûts et taxes sur les autres consommateurs ou
contribuables(cf.partieV).
Les réflexions du groupe de travail visaient par conséquent à étudier les modalités possibles de
cetterémunérationautraverssoitdesystèmesdecomptage,telqueleprincipedu«netmetering»,
soit au travers de systèmes de primes complémentaires de rémunération, en tenant compte des
enjeuxtechniquesidentifiés,notammententermesd'impactssurleréseauélectrique.
A ce stade, la question posée était celle de la bonne architecture de rémunération de
l?autoconsommateur/autoproducteur,indépendammentdelatailledesprojetsetdurecoursounon
àdesdispositifsd?appelsd?offres.
Lesautoconsommateurs/autoproducteursprésententtoutefoisdescaractéristiquestrèsdifférentes
tant en termes de profils de consommation (résidentiel versus tertiaire/industriel par exemple et
puissance des installations) que d?implantation (enjeux liés au réseau, densité de consommation,
ensoleillement des régions, etc.) ou de types d?acteurs (PME, particuliers, artisans, agriculteurs,
etc.).Cesdifférencesontétéanalyséesenpartieetdoiventêtreprisesencomptedanslesystème
desoutienquiseramisenplace,afinqu?ilsoitefficaceetadaptéauxsecteursvisés.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VI.1 Exemplesderémunération
Compte tenudumodèlede rémunération rappelécidessus, les revenusde l?autoconsommateur /
autoproducteur vont dépendre de son profil d?autoconsommation et présenter des variations
importantessuivantceprofil.Lesexemplessuivantsillustrentcettevariationetleseffetspouvanten
découler.
VI.1.1 Exempledurésidentielindividuel
Dans le résidentiel individuel, le taux d?autoconsommation annuel peut varier fortement, d?environ
30%à70%dans lescasd?écoleétudiés.Sur labased?unehypothèsede tarifTTCdeventede
l?électricité au client final de 15,4c¤/kWh et de prix de vente de l?électricité sur le marché de
4,5c¤/kWh, la rémunération de l?autoconsommateur / autoproducteur (reposant sur le prix de la
factureTTCévitée et de la vente sur lemarchéde l?électricité produite en surplus) pourrait ainsi
varierde7,77c¤/kWhdanslecasd'untauxd'autoconsommationde30%à12,13c¤/kWhpourun
taux d'autoconsommation de 70%, voire à 15,4c¤/kWh pour un taux d'autoconsommation de
100%.
Ceniveauderémunérationn'estpassuffisantaujourd'huipourrentabiliserdesinstallationsdetype
photovoltaïque«intégréaubâti»11dont lescoûtssontplusélevés.Enrevanche,dans lecasdes
installationsphotovoltaïquesausolousur toituresansconditionsspécifiquesd'intégrationaubâti,
les coûtsde production de l?électricitéphotovoltaïquepeuventd'oreset déjàêtre couvertspar les
économieseffectuéessurlafactureTTCd?électricité,sansnécessitéd'aidecomplémentaire.
La rémunération est d'autant plus importante que le taux d'autoconsommation est élevé. En
l'absencededispositifdesoutienadditionnel, lesautoconsommateurs/autoproducteurssontdonc
incités à maximiser leur taux d'autoconsommation pour pouvoir rentabiliser leurs installations de
production. Ce taux d'autoconsommation sera d'autant plus élevé que l'installation de production
auraétédimensionnéedetellesortequ'àtoutinstantlaproductionn'excèdepaslaconsommation.
Compte tenu des profils de consommation dans le secteur résidentiel individuel (cf. partieIII.1)
consommationméridiennefaiblelorsquel'installationphotovoltaïqueproduitàsonmaximum,etpar
rapportà lasituationactuelleoùuneinstallationphotovoltaïqueaunepuissancetypiquede l'ordre
dequelqueskWcpouruneconsommationméridiennede l'ordredukW,voire inférieure, lemodèle
d'autoconsommation / autoproduction incite a priori à une réduction des puissances unitaires
installéesdanscesecteur, lespossibilitésdereportdeconsommationde lapointedusoirvers la
journée étant relativement limitées. Une telle incitation aurait par ailleurs un impact positif sur le
réseaupuisqu'elletendàlimiterlespointesd'injectionparrapportaumodèleactueldesoutienàla
productionparlestarifsd'achat.
VI.1.2 Exempledutertiaire
Dans le secteur tertiaire, les taux d?autoconsommation peuvent être plus élevés et varier par
exemplede50%à100%suivantlesactivitésprésentes(bureaux,activitésfrigorifiques,etc.).Dans
cecas,surlabased?untarifTTCdeventedel?électricitéauclientfinaldede11c¤/kWhetd?unprix
de vente de l?électricité sur le marché de 4,5c¤/kWh, la rémunération de l?autoconsommateur /
autoproducteurpourraitainsivarierde7,75c¤/kWhà11c¤/kWh.
11Letarifd?achatpourlatechnologie«Intégréaubâti»estde27,94c¤/kWhau1eravril2014.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Ces niveaux de rémunération sont insuffisants pour permettre de rentabiliser des installations
photovoltaïquesdetype«intégrésimplifiéaubâti»,voiremêmedesinstallationsensurimposition.
Cessecteurssemblentdoncnécessiterdanslamajeurepartiedescasd?uneprimederémunération
complémentaire.
Cesexemplespermettentnonseulementdemettreenperspectiveles«efforts»àmettreenoeuvre
poursoutenirl?autoconsommation/autoproductionenfonctiondesprofilsdesautoconsommateurs/
autoproducteurs mais illustrent également l?opportunité d?ajuster le système de rémunération de
l?autoconsommation/autoproductionsuivantlesdifférentssecteurs.
VI.2 Systèmedenetmetering
Le système du «netmetering», «comptage net» en français, consiste à déduire la quantité
d?électricitéinjectéesurleréseaudelaquantitésoutiréeduréseaupourlaconsommation.Dansce
système,leconsommateurnepayequelapartrésiduelledel?électricitésoutiréeduréseauquin?a
pas été compensée par la quantité injectée. La rémunération de l?autoconsommateur /
autoproducteur est, dans ce cas, indépendante de son taux d'autoconsommation ou
d'autoproduction, sa facture étant réduite de l'énergie qu'il a produite, que celleci soit
autoconsomméeouqu'ellesoit injectéesurleréseau,surlapériodedecomptageretenue,etquel
quesoitleprixréeldel?énergieaumomentoùelleestinjectéeouconsommée.
L?enjeuentermesderémunérationdecesystèmedecomptagereposeparconséquentsur lepas
detempsretenupoureffectuerlecalcul.Eneffet,danslecasd?unpasdetempstrèslong(mensuel
par exemple), le consommateur aura pu injecter des quantités importantes sur le réseau et sa
facture en sera d?autant réduite et pourra parfois atteindre zéro même s'il a en réalité soutiré la
majeurepartiedesaconsommationduréseauetinjectél'essentieldesaproduction.Acontrario,sur
unpasdetempsdequelquesheures,silepanneauphotovoltaïquen?apaspuproduireoutrèspeu
etqueleconsommateurasoutirédel?électricitéduréseau,lemontantdesafactureserasimilaireà
unconsommateursanspanneau.Demême,laquantité injectéesansbesoindeconsommationen
faceseraperdueetnepourrapasêtre«rentabilisée».
Plus lepasde tempsestétendu,plus l'autoconsommateur / autoproducteurpeuteffacerunepart
importantedesafacture,quelsquesoientsesprofilsdeproductionetdeconsommation,maisplus
ons?éloignedelaréalitédescoûtsgénérésoudesavantagesapportésausystème.
Cemodèleprésentedoncdesinconvénientsmajeurs:
? un tel dispositif n?est pas de nature à inciter un consommateur à diminuer sa pointe de
puissance injectée(etparconséquent lescontrainteset lescoûtsqu?ilpeutoccasionnersur le
réseau électrique) ni à rechercher l?adéquation entre sa production photovoltaïque et sa
consommation;
? cesystèmenecorrespondpasàuneréalitéphysiquepuisqu?ilsoustraitàl'énergieconsommée
soutiréeduréseauetdéduitdelafacture,l'électricitéproduite,mêmelorsqu'elleestinjectéesur
le réseau, et ce indépendamment de sa valeur économique réelle. Le modèle
d?autoconsommation / autoproduction correspondrait physiquement à un système de net
metering«instantané»;
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? ce système crée un déséquilibre et des distorsions massives sur le marché en valorisant au
même coût l?électricité injectée et soutirée alors que ces dernières présentent des coûts
différentssuivantlesmomentsdelajournéeetdel?année(pointedusoirversusconsommation
denuit etétéversushiver). Il conduit parconséquentàun transfertdecedifférentieldecoût
verslesautresacteurs(fournisseursd'électricitéetconsommateurs);
? ilaconduit,danscertainspaysoù ilaétémisenoeuvre,àdeseffetsd'aubaine importantset
desrémunérationsexcessivesdesinstallationsenautoconsommation/autoproduction.
Ainsi,unteldispositifdoitêtreécarté.
VI.3 Systèmedeprimecomplémentairederémunération
Le système de prime repose sur un principe d?amélioration de la rémunération d?un
autoconsommateur / autoproducteur par l?octroi d?une prime complémentaire à la rémunération
«naturelle» qu?il peut toucher par ailleurs via son économie de facture TTC et la vente de son
électricitélecaséchéant.
Unearchitecturedeprimeestressortiedesdiscussionsengroupedetravail,reposantsurl?équation
suivante:
Prime=AxQuantitéautoproduite+BxQuantitévendue/injectéeCxPm+DxPi
oùlescoefficientsA,B,CetDreprésentent:
? A : valorisation de la quantité autoconsommée, qui sera économisée sur la facture finale et
pourrapotentiellementparticiperà labaissede laquantitéd?énergiesoutiréeetde lapointede
soutirage;
? B:valorisationde l?excédentdeproduction.Cette valorisationpeutprendredifférentes formes :
primeencomplémentd?unerémunérationdemarchéoutarifd?achatàlaquantitéinjectée;
? C:encadrementdelapointedepuissanceinjectéesurleréseau;
? D:subventionàl?investissement;
? Pm:puissancemaximaleinjectéesurleréseau;
? Pi:puissanceinstalléedel?installation.
Figure22?Illustrationdelarémunérationdel?autoconsommateur/autoproducteuravecune
primecomplémentaire
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Larémunérationdel?autoproducteurpeutalorsprendredeuxformessuivantquel?électricitéinjectée
estvenduedirectementsurlemarchéouàunacheteurobligé.
Casd?uneventesurlemarché
Rémunération=
PrixTTCfactureévitéexQautoproduite+PrixmarchéxQinjectée+AxQautoproduite+Bx
Qinjectée+termesCetD=
Qautoproduite(PrixTTCfactureévitée+A)+Qinjectée(Prixmarché+B)+termesCetD
Casd?untarifd?achat
Rémunération=
PrixTTCfactureévitéexQautoproduite+AxQautoproduite+TxQinjectée+termesCetD=
Qautoproduite(PrixTTCfactureévitée+A)+Qinjectée(T)+termesCetD
NotaBene:letarifd?achat«T»pourraitêtreconstruitexplicitementcommelasommed?unprixde
marchéetd?uneprimeBouêtreconçucommeunprix fixe.Cesujetn?estpasdéveloppédans le
présent rapport.Quoiqu?ilensoit,onconsidèredans lasuitede l?analyseque,dans lecasd?une
ventesurlemarchécommedansceluid?untarifd?achat,lavalorisationdelaproductioninjectéese
décomposeenuntermehomogèneàunprixdemarchéetunesubventionBcequipermetdenoter
cettevalorisationdanslesdeuxcas«B+prixdemarché».
VI.3.1 Valeurdescoefficientsrelatifsàlavalorisationdel?énergie(AetB)
Calagedescoefficients
Cesdeuxcoefficientssont lescritèresdimensionnantsenénergiedecesystèmederémunération
qui permettent d?influer sur les taux d'autoconsommation et d'autoproduction. En effet, en jouant
conjointementsurl?incitationàautoproduire(coefficientA)ouàinjecter(coefficientB),lecalagede
ces coefficients doit permettre d'optimiser le taux d'autoconsommation, sans engendrer d?effets
«antiMDE» ni de déplacements de consommation néfastes qui désoptimiseraient le système
électriqueauniveauglobal.
Pourcefaire, lecalagedecesparamètresdoitainsi reposersur lesprincipesetpointsd?attention
suivants:
a. Prévenir leseffets«antiMDE»:si larémunérationdirecteliéeàl'autoconsommation(terme
A) est supérieure à la rémunération directe liée à l'injection (terme «B + prix de marché»),
l?autoconsommateur / autoproducteur a intérêt à augmenter sa consommation plutôt que de
vendreausurplus,cequipeutconduireàdeseffets«antiMDE».Lafixationdesparamètresde
tellesortequeA?«B+prixdemarché»permetdeprévenirceseffets;
b. Inciterl'autoconsommationplutôtquel'injection:cecritèreimpliquequelarémunération
liéeàl'autoconsommation(terme«A+prixdefactureTTCévitée»)soitsupérieureàla
rémunération liée à l'injection (terme «B + prix de marché»).Si la rémunération liée à
l'injectionesttropélevée,l?autoproducteurestincitéàinjecterplutôtqu'àautoconsommer.Cela
peut également l'inciter à surdimensionner ses installations par exemple (cf. partieIII.3),
engendrantainsipotentiellementdescontraintes importantessur le réseau.Une rémunération
symétrique («A+prixde factureévitée»=«B+prixdemarché»)estéquivalenteàun tarif
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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d'achat et a la vertu de la simplicité mais ne donne pas d'incitation particulière à
l'autoconsommation et à un dimensionnement optimisé des installations tenant compte de la
consommationdusite;
c. Eviter les déplacements de consommation qui conduisent à une désoptimisation du
système électrique au niveau globalet inciter ceux qui peuvent s?avérer pertinents (cf.
chapitreIII.3).Ledispositifdoitviseràinciterlesdéplacementsdeconsommationverslapériode
deproductionuniquementlorsquecetteconsommationprovientinitialementd?unepériodeoùle
coûtd?approvisionnementestplusélevé (ce qui se traduit par un prixdemarchéplus élevé).
Ainsi, pour éviter des déplacements de consommation des périodes de faible coût (le plus
souventdespériodescreusesdeconsommation)versdespériodesdecoûtplusélevé(leplus
souventdespériodespleinesdeconsommation),ilfautquelarémunérationdel?énergieinjectée
soitsupérieureàlasommedel?économiedefactureTTCquepourraitfaireleconsommateuren
période creuse et de la prime à l?autoconsommation (soit
«B+prixdemarché»>«A+prixdefactureTTCévitéeenpériodecreuse»).
Inversement,pour inciteràdéplaceruneconsommationdespériodesdecoûtélevé (périodes
pleines)versdespériodesdecoûtplusfaible(périodescreuses)aumomentdelaproduction,il
convientque larémunérationde l?énergieinjectéesoit inférieureà lasommedel?économiede
facture TTC que pourrait faire le consommateur en période pleine et de la prime à
l?autoconsommation (soit «B + prix de marché» < «A + prix de facture TTC évitée en
périodepleine»).
Ainsi, en synthèse, un calage des paramètres A et B, tel que le différentiel entre ces derniers
permettederespecterlesdeuxconditionssuivantes:
? «B+prixdemarché»<«A+prixdefactureTTCévitéeenpériodepleine»
et
? «B+prixdemarché»>«A+prixdefactureTTCévitéeenpériodecreuse»
permetd'inciteràl'autoconsommationtoutenévitantdeseffets«antiMDE»oudesdéplacements
deconsommationnéfastes.
Ilimportenéanmoinsdepoursuivrelaréflexionsurlecalagedecescoefficients,dontleniveaudoit
êtresuffisantpoursusciterl?investissementdanslesprojetsenautoconsommation/autoproduction.
Parailleurs,lecalagedecescoefficientsdevratenircomptedeladynamiqued?évolutionàmoyenet
longtermedestarifsréglementésdeventeetduprixdel?électricitéafindecontinueràrépondreaux
objectifsprécitésetauxobjectifsglobauxdudispositif.
Cescoefficientspeuventêtrefixésexantepourladuréeducontrat(celan?excluantpasuneclause
derévisionportantsur ledifférentielentrecescoefficientsenvuederespecter lesdeuxconditions
précitées)ouêtre révisésannuellementen fonctionde l'évolutiondesprixdemarchéetdevente.
Dans le premier cas, les niveaux de revenus et la rentabilité constatée seront exposés aux
incertitudesdel?évolutiondesprixdeventeetduprixdemarchédel?électricité,avecunrisquede
sur ou de sousrémunération.Dans le second cas, le niveau de rémunération sera garanti sur la
duréeducontrat,commedanslecasd?uncontratd?achat.Siunerègled?ajustementétaitdécidée,il
serait préférable qu?elle soit prédéfinie pour viser une «rentabilité fixe». Quoi qu?il en soit, le
dispositifdevraveilleràprocurerunerentabiliténormalesurladuréedeviedesinstallations.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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LesniveauxdeAetB(oudeAuniquementsi lavaleurdeBest fixéeen fonctiondecelledeA)
peuventêtrerévélésparuneprocéduredemiseenconcurrencedetype«appeld'offres»,ouêtre
régulés. Dans ce dernier cas, ils devront être fixés au niveau national par voie réglementaire en
donnantdelavisibilitéauxacteurs.
Uneoptiondecedispositifdeprimeévoquéeparlegroupedetravailconsisteaussienlamiseen
place de tarifs horosaisonnalisés, assortis d'une prime à l'autoconsommation et en contrepartie
l?obligationpourleproducteurd?assurerdeladisponibilitéàlapointeélectrique(pendantlapériode
rouged?untarifbleu/blanc/rougeparexemple).
Lechampexternedecontraintes
Au regard des nouvelles lignes directrices encadrant les aides d'Etat à la protection de
l'environnementetàl'énergieadoptéesparlaCommissioneuropéenne,leparamètreBdevrait,pour
lesinstallationsdetaillesuffisante,êtreconstruitsouslaformed?uncomplémentderémunérationà
laventedel'électricitésurlemarché.
La question du calage des coefficients A et B soulève également la problématique globale des
dispositifs de comptage à mettre en place qui peuvent présenter un surcoût au dispositif (dans
l?attentedudéploiementdeLinky).Ilsembletoutefoisindispensable,lorsquel?onseplacedansune
logiqued?autoconsommation/autoproduction,decomptabiliserl?énergieautoproduite(cecomptage
étantindispensableparailleursàlamesuredelapartd?énergieprovenantdesourcesrenouvelables
danslaconsommationfinale,indicateursuiviauniveaueuropéen).
VI.3.2 Valeurdescoefficientsrelatifsàlapointed?injection(CetPm)
Les paramètres A et B permettent de traiter les enjeux en énergie de l'autoconsommation /
autoproductionmaisnepermettentpasde traiteràeuxseuls lesenjeuxenpuissancedemaîtrise
despointesd'injectionetdesoutirage.
Ainsi, au regard des enjeux liés plus spécifiquement aux pointes de puissance injectées sur le
réseau,ilestapparuopportunauxmembresdugroupedetravailderéfléchiràlapriseencomptede
cescontraintes(etdeleurdéveloppement)dansledispositifd?encadrementdel?autoconsommation/
autoproduction.L?unedespossibilitésévoquéesaainsiétéd?introduireuncritèrespécifiquedansla
prime complémentaire de rémunération, destiné à encadrer cet aspect et visant à dissuader les
pointesd?injection,notammentauxmomentslespluscritiques(périodedefaibleconsommation),et
àinciteràundimensionnementoptimisédesinstallations.
CoefficientC
L?effetincitatifdutermeCdevraitintervenirencomplémentdeceluirésultantdelarépercussionaux
producteursdescoûtsderaccordement.
CecoefficientCdevraitêtredéfininonpascommeunparamètrecoercitifmaiscommeunevariable
pluscomplèted?uneincitationà«bien»injecter.Ilseraitalorsajustésouslaformed?unsystèmede
pénalité (éventuellement de prime) suivant l?intérêt pour le système à injecter, et reposant
éventuellement sur une logique d?horosaisonnalité et de localisation. Durant la pointe de
consommation du soir, dans les zones densément peuplées, l?injection pourrait être encouragée
(sous réserve qu?elle soit maîtrisée) via un terme C positif. Une telle réflexion devrait toutefois
égalementtenircomptedescyclesdeproductiondespanneauxphotovoltaïques(pointeenjournée)
etparaîtainsinepaspouvoirs?appliquerdemanièresystématiqueàtoutes leszones(adéquation
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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spécifique aux ZNI), saisons (hiver à privilégier) et usages (consommations en journée), et
nécessiterunajustementpériodique.Ellepeutaussis?inscriredecefaitdanslesréflexionsliéesaux
«îlots urbains» dans la mesure où inciter à injecter n?a de sens que si l?autoproducteur ne
consomme pas luimême son électricité et répond à une consommation locale (pour ne pas
engendrerd?effetsimportantssurleréseau).Cesconsidérationssontdonccomplexesetlapriseen
compted?unetellediversitédecaspourraitaffaiblirlalisibilitédudispositif.Pourcetteraison,retenir
untermeCfixesembledevoirêtreprivilégié.
Ce coefficient C, de «dissuasion» à l?injection devrait enfin être calé de façon à ne pas créer
d?effets «antiMDE» et à inciter les déplacements de consommation uniquement lorsqu?ils sont
bénéfiquespourlacollectivité.
TermePm
LetermePmestdestinéà représenter ladimensiondepuissancemaximale injectéesur leréseau
électrique.Une tellepuissanceseraitmesuréeetcorrespondrait,surunpasde tempsdonné,à la
plusgrandevaleurdepuissanceinjectée.
LaquestiondelapuissanceàprendreencomptedansletermeCxPmaétésoulevéeparlegroupe
detravail,notamments'ilfallaitdéduire,pourcalculerceluici,lapuissancedesoutiragesouscritede
lapuissancemaximaleinjectée.Chacunedesdeuxgrandeursétantdimensionnantedanslesétudes
deréseauxindépendammentl?unedel?autre,ilapparaîtpluspertinentdelesdistinguer.
Enfindecompte,letermeCxPmpourraitêtrecalésurl?écartentrelacontributiondesproducteurs
au titredu raccordement (branchementet extension)et lescoûtscompletsde réseaux induitspar
l?autoconsommateur/autoproducteur,audelàdelasimpleliaisondebranchementoud?extension.Il
pourraitégalementêtrecaléàunniveauplusélevépouravoiruncaractèreincitatifplusimportantet
orienterplusfortementlaréalisationdesprojetsverslesconfigurationslesplusfavorablespourleur
intégrationauréseauaumoindrecoût.
Lapriseencomptedesenjeuxenpuissancedel'autoconsommation/autoproductionpeutsefaire
parl'intermédiaired'uneincitationfinancière.Toutefois,siletermeCdevaitêtrefixéégalà0avecun
argumentdesimplificationdusystèmedesoutien,d'autresmesures,tellesquecellesmentionnées
aupoint4,devraientalorsêtreenvisagéesafindetraitercesenjeuxdepuissancequeleseulcouple
deparamètreAetBnepermetpasd'adresserpleinement.
Le bénéfice d?un tel terme devra ainsi être regardé à l?aune des éléments précédents, de son
caractèreopérationneldanssamiseenoeuvre,notammententermesdecomptage,etdesavaleur
ajoutée par rapport aux autres mesures d?encadrement des pointes d?injection mentionnées ci
dessus.
VI.3.3 Valeurdescoefficientsrelatifsauxinstallationsdeproduction(DetPi)
Ce terme«DxPi» reposesur l'idéed'unsystèmedeprimeà l?investissement, qui serait versée
périodiquement(annuellementparexemple).
Il a été proposé par certains membres du groupe de travail en vue de sécuriser une partie des
revenus liés à l?autoconsommation / autoproduction en ne faisant pas dépendre toute la
rémunérationdecritèresenénergie (produite,achetéeouvendue).Eneffet,plusieurs incertitudes
sont liées à ces paramètres (évolution de la consommation, des tarifs de vente et des prix du
marché).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Cetteprimeàl?investissementprésentetoutefoislesinconvénientssuivants:
a. sielleétaitcoupléeàuncoefficientBdevalorisationà l?injectionimportant,ellepourrait inciter
lesproducteursàsurdimensionnerleursinstallationspourobteniruneprimeàl?installationplus
élevée tout en engendrant des contraintes d?injection importantes sur le réseau, qui seraient
rémunéréesàcetitre;
b. sielleprésentaituneparttropimportanteparrapportàlavalorisationdel?énergieproduitepar
l?installation,ellepourraitinciterlesproducteursàrecouriràdesinstallationsdequalitémédiocre
(et à s?orienter vers des produits à bas coût) et à ne pas entretenir correctement leurs
installationsentraînantunrisquededégradationdecesdernières.L?opportunitédeconditionner
leversementdecetteprimeàunevalidationtechniquedel?installationpourraitalorsêtreétudiée
maisseferaitaudétrimentdelasimplicitéetdescoûtsdemiseenoeuvredusystème;
c. dans le cadre de son versement, elle nécessiterait d?être accompagnée de contrôles pour
s?assurerquelesinstallationssontprésentesetenfonctionnement;
Parconséquent,parsoucid?efficacitéetdesimplicitédudispositif, ilaétéchoisidenepasretenir
l'idéed'unetelleprime.
VI.4 Dispositions complémentaires pouvant favoriser l?intégration au
réseauélectrique
Comme précisé au pointII.2, les coûts de renforcement des réseaux sont liés aux puissances
maximales injectéesetauxpuissancesmaximalessoutirées.L?undesbénéficespotentielsde tout
dispositif favorisant l?autoconsommation /autoproductionestdoncdepouvoir inciterà la réduction
decespointes,dimensionnantespourleréseauélectrique.
Une incitationàbiendimensionner l?installationetà limiter lespointesd?injectionpeutse fairevia
unemesurefinancièretellequ'exposéeauchapitreprécédent(termeCxPm),complémentaireaux
incitations déjà existantes relatives au barème de raccordement des installations (incitation de la
réductiondespointesd?injection, incitationà la localisation, transmissionauclientdeséventuelles
économiessur leraccordement).Ellepeutégalementêtredenaturecontractuelle, techniqueet/ou
réglementaire.
Dessolutionsalternativespermettantderéduirelescontraintessurleréseau(objectifderéduction
des pointes d?injection et de soutirage et des coûts de raccordement associés) peuvent ainsi
égalementêtreétudiéescommelarémunérationdeservices/mesurespermettantdes?exonérerde
renforcerlesréseaux(déconnexion,écrêtementoulimitationdelapuissancemaximaleinjectéeàun
seuilfixéouàunpourcentageàdéterminerdelapuissanceinstalléeparexemple)oudedifférerles
investissementsd?un tel renforcement.Cesalternativesdoiventalors tenircomptede lanécessité
d?unevisibilitéacceptablesursarémunérationpourl?autoconsommateur/autoproducteur.
Pour certains autoconsommateurs / autoproducteurs présentant des taux d?autoconsommation
proches de 100%, il pourrait être envisagéde privilégier naturellement l?énergie autoconsommée
tout en réduisant les contraintes d?injection résiduelles en limitant contractuellement voire
techniquementetfinancièrementlesheuresd?injectionetlarémunérationassociée.Celapermettrait
égalementdesécurisercettepartiedelarémunérationsousréservequecescritèrestechniqueset
financierssoientcaléscorrectement.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VI.5 Financement des installations en autoconsommation /
autoproduction
VI.5.1 Financementbancaire
Lemodederémunérationprévupar ledispositifdesoutienactuelà la filièrephotovoltaïque(tarifs
d?achat) a permis aux acteurs de la filière de recourir au mode de financement de projet pour
développer leurs installations. En effet, de par sa structure (actif isolé dans une société créée
spécifiquement), couplée au mode de financement des énergies renouvelables (tarifs d?achat
garantissurlelongterme),lefinancementdeprojetétaitadaptéetapermisàdenombreuxacteurs,
notammentceuxdepluspetitetaillededévelopperdesprojets.
Lemodèle de l?autoconsommation / autoproduction est plus complexe à appréhender sur le plan
financier:
? parceque les revenus sont plus difficiles à évaluer (prime, vente sur le marché) et
dépendentenpartiedesrevenusduconsommateur(factureévitée);
? parcequelemodèlesupposeunmontageentreproducteuretconsommateur,quipeutêtre
remisencausesurladuréeducontrat(changementd?activité,faillite,etc.).
Afin de garantir le financement des projets en autoconsommation / autoproduction, un certain
nombredequestionsdevrontêtreapprofondiesdanslecadredetravauxultérieurs.Cesquestions
sontrelativesnotammentà:
a. lamaîtrisedessurfacesàéquiper:gestiondescasoùunconsommateurnepeutpasproduire
sur son toit (s?il est locataire) et où un producteur ne consomme pas (propriétairebailleur)
contrairementàseslocataires;
b. la maîtrise des flux financiers: les modèles de rémunération de l?autoconsommation /
autoproductionassocientplusieurssourcesfinancières:prime,venteausurplus,factureévitée,
etc.Pourchaqueflux,laquestionestdesavoirquirémunèreleporteurduprojet,quilemaîtrise
surladuréed?amortissementduprojet,quileréguleetcommentunchangementd?activitéetde
consommationsontgérés;
c. larémunérationduprojet:
1. si le porteur du projet peut investir en fonds propres dans son outil de production
photovoltaïque, le projet semble finançable uniquement si ce porteur de projet (et
investisseur) maîtrise les deux compteurs (production/consommation) sur la durée de
contractualisation. Les cas des propriétairesoccupants d?une maison ou d?un bâtiment
d?exploitation entrent dans ce champ, voire également les cas de location par le
consommateur du toit où est située l?installation. A contrario, le financement semble plus
difficilepourunimmeubled?habitatcollectif(typelogementsocial)oupourunimmeublede
bureauxoùilyaplusieursconsommateurs,carilmanqueraàl?investisseurlesrecettesde
laventedel?électricité«autoconsommée»etlaprimeassociée;
2. si leporteurduprojet recourt àun tiers investisseurpour laproductionphotovoltaïque, la
maîtrisedesdeuxcompteursétantimpossible,letiersinvestisseurnecaptequelesrecettes
de production et ne peut pas rembourser sa dette sans la valeur de l?électricité
autoconsommée(etlavaleurdesprimes).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Ainsi,cesquestionsdevrontêtreapprofondiesafindenepasrestreindre,parmanquedefaisabilité
financière, l?autoconsommation / autoproductionàdesciblesde«propriétairesoccupants».Elles
pourrontêtreétudiéesparcomparaisonaveclemodèlederémunérationdéveloppédanslecadredu
financementdel?efficacitéénergétique.
Ces questionsmettent également en lumière la problématique desmutations et des locations de
bâtiments.
Pour lecasdesmutations, lecontratpourraitêtretransféréaunouveaupropriétaire, lespanneaux
photovoltaïquesétanttraitéscommetoutautreaménagementdubâtiment.
Lecasdelalocationparaîtpluscompliquéetdevraêtreapprofondi.L?opportunitéderecourir,enle
faisant évoluer, au dispositif de contribution du locataire au partage des économies de charges
issues des travaux d?économie d?énergie réalisés par un bailleur privémis en place par le décret
n°20091439du23novembre2009 pourra notamment être étudiée. Celuici permet déjà
actuellement de faire payer au locataire une contribution à l?installation d'une production d'eau
chaudesanitaireutilisantunesourced'énergierenouvelable,notammentsolaire.
Enfin,lemécanismeretenudevraêtrerobusteauxmontagesinnovantssusceptiblesd?êtreimaginés
parlesporteursdeprojets.
VI.5.2 Financementparticipatif
Le financement participatif peut prendre différentes formes dont la plus développée est celle du
«crowdfunding»(signifiant«financementparleplusgrandnombre»)etsedéfinissantcommeun
modedefinancementparticipatifsefaisantexclusivementviaInternetetpourlequellesinternautes
peuvent choisir le projet dans lequel ils investissent. Un des exemples les plus représentatifs de
«crowdfunding» est celui du financementde laStatue de la Libertéet desonsocleen 1880en
FranceetauxEtatsUnis.
Le«crowdfunding»permetdesoutenirledéveloppementdesénergiesrenouvelablesenintégrant
la dimension sociétale dans la transition énergétique (en améliorant potentiellement l?acceptation
des projets par les citoyens, en particulier ceux concernés par le développement des parcs), en
orientantl?épargnedelongtermeverslefinancementdelatransitionénergétiqueetenaméliorantla
prisedeconsciencedescitoyens,incitantauchangementdescomportements(vertupédagogique).
Il existe différents modèles de financement participatif, qui peuvent être résumés sur le schéma
suivant:
Figure23?Modèlesdefinancementparticipatif(Source:LUMO)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Surceschéma,l?accessibilitéfinancièrereprésentele«ticketd?entrée»pourl?investisseur(quiest
moins élevé dans le haut de l?axe) etl?implication citoyenne couvre les notions de degré
d?investissementpersonnelentermesdetempsetdepouvoirdedécisionsurlesprojetschoisis.
En termes de modalités de financement, trois possibilités existentpour les investisseurs :
financementdeladette,donsoufinancementducapital.
En 2012, tous secteurs confondus, le «crowdfunding» a représenté dans le Monde 2,67Md$
répartissur362platesformesetplusde80M¤collectésenFranceen2013(soit10foisplusqu?en
2011etavant)répartisàplusde60%sousformedeprêt,25%sousformededonsetmoinsde
15% sous formede participation au capital.Ces fonds sont destinés enmajorité au financement
d?entreprises (44%) et à des projets associatifs (21%), les investissements dans le domaine de
l?environnementetdel?énergienereprésentanten2013que4%.
Recommandations
? Privilégierunsystèmedesoutienreposantsurunprincipedeprimederémunération
complémentaireàlarémunération«naturelle»del?autoconsommation/autoproduction;
? Réfléchiràl?adaptationdecesystèmeauxdifférentssegments;
? Accompagner les réflexions sur l?adaptation de ce système à des réflexions sur les
typologies d?installations à soutenir (critères d'intégration au bâti notamment) et leur
dimensionnement;
? Caler les paramètres A et B de manière à inciter à l?autoconsommation /
autoproduction tout en évitant les effets «antiMDE» et les déplacements de
consommationnéfastes;
? Ajuster le termeCpour inciteràminimiser lescontraintesà l'injectionencohérence
avec les dispositifs encadrant la contribution des producteurs à la couverture des
coûtsderéseaux;
? Nepasintégrerdeprimeàl?investissementdanslemodèlederémunération;
? Approfondirlesenjeuxliésaumodedefinancementdesprojetsenautoconsommation
/autoproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII. Architecture d?un dispositif de soutien à
l?autoconsommation/autoproduction
VII.1 Objectifsdudispositifàpoursuivre
Ledéveloppementde la filièrephotovoltaïques?effectueactuellementdans lecadred?undispositif
desoutienprévoyantdeux typesdemécanismessuivant lapuissancedes installations:des tarifs
d?achatde l?électricitépour lespluspetites installationsetdesappelsd?offrespour les installations
de puissance supérieure à 100kWc. Ce dispositif permet au producteur de se faire acheter soit
l?intégralitédesonélectricité(venteentotalité)soituniquementl?électricitéqu?iln?apasconsommée
(ventedusurplus). L?autoconsommation / autoproductionestdoncdéjàpermisedans le cadredu
dispositifdesoutienactuelmêmesiellen?estpassoutenuespécifiquemententantquetelle.
Par conséquent, modifier le dispositif de soutien actuel au photovoltaïque en vue de soutenir
l?autoconsommation / autoproduction devra d?une part s?inscrire dans le cadre de la politique
publique de soutien à la filière, en contribuant à la réalisation de son objectif dans lesmeilleures
conditions possibles et en permettant aux pouvoirs publics de piloter et de maîtriser le
développementduparc. Il devrad?autrepart s?accompagnerde la recherched?unbénéficeglobal
pourlacollectivitéenfavorisantl'intégrationduphotovoltaïqueausystèmeélectrique.
Quel quesoit ledispositif desoutien qui seramisenplace, il devraêtre conformeauxnouvelles
lignesdirectricesdelaCommissioneuropéenne,adoptéesle9avril2014,encadrantlesaidesd?Etat
àlaprotectiondel?environnementetàl?énergieetquiprévoientnotammentuneobligationdevente
surlemarchédel?électricitéproduiteàcompterdu1erjanvier2016pourlesinstallationsdeplusde
500kWc. Le dispositif qui sera mis en place devrait par conséquent commencer à intégrer une
logiquedemarchécomptetenudesenjeuxliésàl?intégrationdesénergiesrenouvelablesaumarché
de l?électricité, rappelésdans lecadrede laconsultationnationalesur l?évolutiondesmécanismes
desoutienmenéefin2013/début2014.
S?agissantdesubventions,quelquesoit lemodèlederémunérationquiaccompagneraledispositif
desoutienquiseramisenplace,ildevraprocurerunerentabiliténormaledescapitauxinvestissur
laduréedeviedesinstallations.Lemodèlederémunérationainsiquelesdispositionscontractuelles
quiendécouleront,notammentladuréedescontratsd?achatet leursmodalitésderupturedevront
tenircomptedecetaspect.
Il devra par ailleurs s?inscrire dans un cadre simple, lisible, opérationnel, efficace et adapté aux
différents profils d?autoconsommateurs / autoproducteurs, assurant de la visibilité aux acteurs et
permettant de sécuriser les flux financiers liés au mode de rémunération en vue de rendre les
installationsfinançables.
Enfin, les dispositifs de soutien à l?autoconsommation / autoproduction qui seront mis en place
devrontpouvoircoexisteravecledispositifdesoutienactuelpendantunephaseexpérimentale,ce
qui permettra d?en tirer les enseignements, et ce, afin de laisser de la visibilité aux acteurs de la
filière. A terme, la substitution du mécanisme actuel par un mécanisme de soutien dédié à
l?autoconsommation/autoproductionnefaitpasconsensus.Néanmoins,maintenirpourunsegment
donné deux dispositifs concurrents (par exemple un dispositif de tarif d?achat et un dispositif de
soutienàl?autoconsommation/autoproduction)donneraitdespossibilitésd?arbitrageéconomiqueet
annuleraitleseffetsbénéfiquesdelamiseenplaced?unteldispositifspécifique.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.2 Rappel des enjeux d?un soutien à l?autoconsommation /
autoproduction
Si l?autoconsommation / autoproduction pose des questions d?ordre juridique, contractuelle ou
encore régulatoire, les enjeux qui y sont liés portent avant tout sur les aspects physiques qu?elle
recouvre(impactsur lesréseaux,adéquationproductionconsommation,valeurajoutéeduservice,
etc.).
Les effets physiques de l?autoconsommation / autoproduction sont complexes à évaluer mais
peuventêtrebénéfiquessicelleciconduitàréduirelespointesd?injection(parrapportàlasituation
actuelle)etlespointesdesoutirage.
Ainsi,nonobstant lasituationdesurcapacitédeproductionactuelledumarchéde l?électricité, tout
dispositifdesoutienàl?autoconsommation/autoproductiondevraviserunemeilleureintégrationau
réseau de l?électricité produite, en réduisant les pointes d?injection et en incitant à une bonne
localisation et un bon dimensionnement des installations, et devra prendre en compte les enjeux
d?efficacitéénergétiqueetdemaîtrisedelademande.
Ledispositifdesoutienquiseramisenplacedevraparailleurspermettrederépondreauxenjeuxde
sécuritédesbiensetdespersonnesetdesûretéd?approvisionnement identifiésdans lecadredu
groupe de travail. Ces enjeux doivent être pris en compte, que ce soit au niveau des
consommateurs,desinstallateursoudesgestionnairesderéseauxetquelsquesoientlesdispositifs
qui seront mis en place. Sur le plan de la sécurité du bâti, les installations doivent respecter la
structuredechaquebâtimentetrépondreàdesexigencesdesolidité,dequalitéetdepérennitédes
ouvrages et de sécurité des biens et des personnes. Sur le plan de la sécurité électrique, les
installationsdoiventêtredéclaréesauprèsdugestionnaireduréseaupublicetrespecterlesnormes
applicables et les opérations de contrôles prévues par la réglementation. La maintenance des
installationsdoitégalementêtreaminimaencouragéeafindeprévenirlesrisquesdesinistres.
Danslecontexteréglementaireactuel,l?autoconsommation/autoproduction induitdestransfertsde
charges entre autoconsommateurs / autoproducteurs et consommateurs et des réductions de
recettespour certainescontributionset taxes.Ces transfertsdechargesportent sur la couverture
descoûtsdesréseauxélectriques,desénergiesrenouvelablesetde lapéréquation(CSPE),etde
certainestaxes.Parconséquent,lamiseenplaced?undispositifdesoutienàl?autoconsommation/
autoproductiondevraviseràréduiretoutoupartiedeceseffetsainsiquelessubventionsimplicites
associées(ouleurmitigationsicelaestopportun(casdesréflexionsquipourraientêtremenéessur
la tarification des réseaux ou sur la fiscalité)).Elle repose toutefois par principe sur l?acceptation
préalabledecestransfertsetréductionsderecettes.
VII.3 Architecturedudispositif
Legroupedetravails?estaccordésurlefaitqu?undispositifdesoutiencommunàtouslessegments
et profils d?autoconsommateurs / autoproducteur n?était pas envisageable compte tenu des
différencesexistantentrecesderniers.Eneffet,ladiversitédessituationsdesautoconsommateurs/
autoproducteurspotentielsse traduitaussibienen termesdeprofilsdeconsommation(résidentiel
versus tertiaire/industriel), de puissance des installations concernées, que d?implantation
(ensoleillementdesrégions,capacitésd'accueilduréseau,coûtde laproductiond?électricité,etc.)
oudetypesd?acteurs(PME,particuliers,artisans,agriculteurs,etc.).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.3.1 Sitesnonraccordésauréseaupublicd?électricité
Pardéfinition,lessitesdeconsommationnonraccordésauréseaupublicd?électricitéconstituentun
modèle d?autoconsommation / autoproduction «autarcique» en ne soutirant aucune énergie
extérieure.
Ces sites ne doivent pas faire l?objet d?un dispositif spécifique mais être simplement
encadréscommetouteinstallationdeproductiond?électricitéd?unpointdevuedelasécurité
desbiensetdespersonnes.
Cessitesnefaisantpas l?objetd?uncontrôlede lasécuritédes installationsà l?heureactuelle,une
démarchevolontaireauprèsduConsuelpourraitêtreencouragée.
VII.3.2 Secteurrésidentielindividuel(horsZNI)
Dans le résidentiel diffus, les profils de consommation et de production sont en général
naturellementpeusynchrones,etletauxd?autoconsommationnaturelleauniveaudubâtimentpeut
être trèsvariableen fonction,principalement,de lapuissancede l?installationdeproduction:pour
desinstallationssolairesdel?ordredukWc(oudepuissanceinférieure),letauxd?autoconsommation
peutêtreélevéetl?installationpeutêtrerentablegrâceauxseuleséconomiesdefactures;pourdes
installationsdeplusieurskWc(3à6),letauxd?autoconsommationestengénéralpeuélevé(estimé
aux alentours de 30 à 45%). Dans ce dernier cas, les contraintes d?injection peuvent être
importantes,ets?accompagnentrarementd?unebaisseparallèledelapuissancesoutiréeduréseau.
Legroupedetravails?estaccordésurlanécessitéd?encadreretd?accompagnerledéveloppement
de l?autoconsommation / autoproduction sur ce segment en priorité sous l?angle des enjeux de
sécurité.Cesenjeuxrecouvrentautantlesquestionsdesécuritédesbiensetdespersonnes,liésà
laconnaissanceet ladéclarationdesinstallations,quelesaspectsdequalitédesoffresproposées
auxparticuliers (risques liésà lamisesur lemarchédeproduitsdéfectueuxoumaldimensionnés
par rapport aux besoins des particuliers ou à des pratiques parfois frauduleuses de vente et
d?installationdepanneauxphotovoltaïques).Donnerunstatutauxparticuliersautoconsommateurs/
autoproducteursdevraitpermettredecirconscrirel?ensembledecesrisques.
Ainsi,legroupedetravailpréconiseaminimapourcesecteurlerespectdesnormesetdes
règlesdel?artenvigueurentermesdesécurité,deconstruction,deconformitéélectriquedes
installations, de qualification des entreprises de conception/installation/maintenance ou
encore d?assurabilité des installations. Ilpréconiseenparticulier l?obligationdedéclarationdes
installations photovoltaïques et le respect des procédures de raccordement (avec ou sans
proposition techniqueet financièreselon lapuissancedes installations), y comprispourcellesqui
seraientraccordéesenavaldupointdelivraison.
La définition et lamise en place d?un dispositif de soutien à l?autoconsommation / autoproduction
dans lesecteurrésidentiel individuelnefaitpasconsensusauseindugroupedetravail.Troiscas
semblentdevoirêtredistingués:
? le cas des petites installations de faible puissance, situées sur lesmaisons individuelles,
dont le dimensionnement permet a priori d?atteindre un taux d?autoconsommation élevé
(nonobstant les périodes où les occupants sont absents) et dont la rentabilité repose
principalement sur la facture économisée. Au regard de cette rentabilité, il ne semble pas
nécessaire de mettre en place un système spécifique de rémunération complémentaire qui
s?avèrerait de plus complexe à définir et difficile à appréhender pour les particuliers.Pour ce
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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type d?installations, le groupe de travail recommande la définition d?une prestation de
service globale standardisée (éventuellement labellisée) qui ferait référence et qui
couvrirait notamment les aspects de bon dimensionnement des installations, de leur
qualité,deleurmontageetmaintenanceainsiquelesexigencesentermesdedéclaration
des installations. Les contours d?une telle prestation devront être définis en lien avec le
CONSUEL, la profession et les représentants des particuliers et l?opportunité de prévoir des
aidespoursamiseenoeuvreétudiée;
? le cas des installations d?une puissance de l?ordre de quelques kWc situées sur des
bâtiments individuels dont la production peut plus facilement dépasser la consommation en
journée. Dans ce cas, l?instauration d?un mode de soutien spécifique à l?autoconsommation /
autoproduction ne fait pas consensus au sein du groupe de travail. Elle semble complexe
comptetenudelafaiblesynchronisationdescourbesdeproductionetdeconsommationetdela
diversité des situations possibles. Un dispositif de soutien de type «vente en totalité» de
l?électricité produite (tel que le système d?obligation d?achat actuel) semble à court terme,
notammentparsasimplicité,plusadapté.
? lecasdesinstallationsdepuissanceplusimportantesituéessurdesbâtimentscollectifs.
Ces derniers entrent alors dans le champ des «îlots urbains» et sont traités dans ce
cadre.
Cespropositionsvisentlecourttermeauregarddescoûtsactuelsdeproductionduphotovoltaïque
et des prix de vente TTC de l?électricité. Lorsque la «parité réseau» aura été atteinte pour ce
secteur,desréflexionsdevrontêtreengagéessur l?opportunitédemaintenir les tarifsd?achatpour
cesdifférentescatégories.
Deplus,demanièregénérale,desréflexionssurlesmoyensderéduirelespointesd?injectionetpar
conséquentderéduirelescoûtsderaccordementdesinstallationspourraientêtremenées.
VII.3.3 «Ilotsurbains»:bâtimentscollectifs,groupesdebâtimentsouquartiers
Lanotiond?«ilotsurbains»recouvreunprinciped?optimisation localedesquantitésconsommées
ou injectéesdans leréseauparunecompensationdesdéficitsdeproductionetdeconsommation
entrebâtimentssituésàproximité(sorted?autoconsommationàl?échelled?unquartier).
La définition d?un dispositif de soutien de l?autoconsommation / autoproduction dans ces
«îlots»nécessitedesréflexionscomplémentaires.
Eneffet,audelàdesaspectscontractuelsetcommerciauxquidevrontêtreaffinés,ilestnécessaire
de bien identifier les situations où de la valeur ajoutée est créée par rapport au simple effet du
foisonnementdesproductionsetdesconsommationsentresites(cf.pointsII.5.1etIII.2).
Deux types d?actions créant cette valeur ajoutée sont envisageables, aucune mesure précise
associéen?ayantétéétudiéedanslecadredecegroupedetravail:
desactionsdeplanificationvisantàoptimiserledimensionnementdesinstallationsdeproduction
enfonctionduréseauélectriqueetdelademande,quisontàlamaindespouvoirspublics;
desactionsetinitiativesquifontappelpluslargementauxconsommateursetproducteurslocauxet
quivisentparlepilotagedel?offreetdelademandeàoptimiserlocalementlesfluxd?électricitéen
allantaudelàdecequepermetlesimplefoisonnement.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Une rémunération pourrait être prévue si de telles actions étaient entreprises et apportaient un
bénéficeà lacollectivité(réductiongarantiedansladuréedespointesd?injectionet/oudespointes
desoutirageaumomentoù la consommationest la plus forteauniveauduposte susceptiblede
retarder le besoin de renforcement de ce poste essentiellement). Cette rémunération devrait être
définie en fonction des gains effectivement réalisés, nécessitant l?instruction et lamise en oeuvre
d?undispositifderégulations?assurantquelerapportcoût/bénéficespourlacollectivitéestpositif.
Cesgainspourraientêtrereversésàceuxquiontpermisdelesdégager.
Quelles que soient les mesures précitées, la question de l?échelle de leur application devra être
étudiée (aval d?un poste de livraison, aval d?un poste HTA/BT, quartiers, zones industrielles ou
commerciales,territoired?unecollectivitéoud?ungroupementdecollectivité)danslamesureoùelle
est un facteur indispensable d?optimisation locale du réseau par une mesure plus fine des
consommationsetd?intégrationdesénergiesrenouvelables.
Ces problématiques sont complexes et leur étude précise est nécessaire. Des réflexions
complémentaires pourraient être menées au travers d?une expérimentation (éventuellement
l?expérimentation d?un service de flexibilité local sur des portions de réseau public de
distributiond?électricitéprévuepar leprojetde loi relatifà la transitionénergétiquepour la
croissanceverte).
Cette expérimentation viserait à identifier les conditions dans lesquelles un tel modèle permet
d?optimiser les flux d?électricité à une échelle pertinente (bâtiment, groupe de bâtiments, quartier,
etc.), tout en réduisant les contraintes d?injection et les puissances souscrites et en créant de la
valeur ajoutée additionnelle pour la collectivité par rapport aux modèles actuels (notamment au
simplefoisonnement).Elledevraitégalementpermettredetraiterlesquestionsjuridiquesliéesàce
modèle (alimentation des parties communes d?un bâtiment collectif, question de la location des
locaux, etc.) et d?identifier quel acteur économique pourra s?engager sur les mesures
susmentionnéesd?améliorationdel?adéquationoffredemandeetderéductiondescoûtsderéseau
etsurleurpérennité.
VII.3.4 Secteurstertiaireetindustriel
Les segments des activités tertiaires et industrielles (au sens large: industrie, agroalimentaire,
logistique,agriculture,etc.)sontceuxoùlesprofilsdeconsommationetdeproductionpeuventêtre
lesplussynchronesnotammentgrâceàdeschargesimportantespendantlajournée(climatisation,
bureautique, groupes froids, etc.) voire à des capacités de stockage liées à l?activité du site
(frigorifique, chauffage, etc.), capables d?absorber la production photovoltaïque par exemple. Le
soutienaudéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionyparaîtdoncpertinentd?unpoint
de vue énergétique et alors nécessaire sur le plan économique au regard des difficultés de
rentabilitépourcesinstallationscomptetenudesprixactuelsdel?électricitéetdestarifsréglementés
devente.
Ainsi,ledispositifdesoutienquipourraitêtremisenplacepourcesegmentdevradanstous
lescascomprendreunerémunérationcomplémentaire,detypeprimepréférentiellement.Ce
dispositif devra par ailleurs tenir compte de la diversité des acteurs de ces segments, qui
peuventglobalementêtredivisésendeuxgroupes:lesinstallationsdepuissancesupérieure
à100kWcetlesinstallationsdepuissanceinférieureàceseuil.
Ce dispositif devra également intégrer des exigences techniques permettant d?assurer la sécurité
despersonnesetdesbiensetlaréalisationd?ouvragesdequalité.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Installationsdepuissancesupérieureà100kWc
Pour ces installations, le soutien à l?autoconsommation / autoproduction pourrait dans un premier
temps prendre la forme d?une expérimentation sous la forme d?un appel à projets. Elle devrait
permettrede tirer lesenseignementsdedifférentessolutionsà testeret qui pourraient conduireà
termeàfaireévoluerlecadreréglementairedesoutienauphotovoltaïque.Unetelleexpérimentation
devra être facile d?accès (afin de permettre au plus grand nombre d?y participer) et prendre en
compteconcrètementlesenjeuxtechniquesdel?autoconsommation/autoproductionainsiqueses
enjeuxfinanciers,juridiques,économiques,defaisabilitéoumêmetechnologiques.Lesrésultatsde
cetappelàprojetset lesenseignements tirésdesprojetssoutenuspourraientpermettred'évaluer
l'opportunité de pérenniser voire de généraliser un tel dispositif de soutien à l'ensemble de ce
secteuretd'enaffinerlesmodalités.
Undispositifd?appelàprojetsdédiépourraitainsiêtreprivilégiépourcesegment,reposantsurun
systèmedeprimecomplémentairederémunération,quiprendraitlaformesuivante:
Prime=AxQuantitéautoproduite+BxQuantitéinjectéeCxPm
Danscedispositif,lescoefficientsAetBpourraientrésulterdelamiseenconcurrencevial'appelà
projets (d?autres critères de sélection pouvant être introduits), le coefficientB pouvant par ailleurs
êtrefixéenfonctionducoefficientApoursimplifier laprocédureetdéfinidefaçonàminimiser les
effets«antiMDE»et lesdéplacementsdeconsommation lorsqueceuxcinesontpasbénéfiques
pourlesystèmeélectriqueglobal(cf.chapitreV).
Cette expérimentation pourrait également permettre d?évaluer le comportement des
autoconsommateurs/autoproducteursfaceauxsignauxprixquileurserontadressés,enassociant
le terme B à une rémunération complémentaire à la vente sur le marché des excédents de
production.
Le coefficient C pourrait être fixé préalablement dans les dispositions de l?appel à projets, pour
refléter par exemple, l?écart entre la participation de l?autoconsommateur / autoproducteur à son
raccordementetlescoûtscompletsderéseauxinduits,audelàdelasimpleliaisonderaccordement
oumêmedesonextensionéventuelle.Unmontantplusélevépourraitégalementêtreenvisagépour
mieuxdifférencieretsélectionnerlesmeilleursprojetsendissuadantdemanièrepluscertaineceux
risquantd?induiredescoûtsderéseau importants.Lapriseencomptedesenjeuxdepuissanceà
l'injectionpourraitégalements?effectuervialesmesuresalternativesexposéesaupointVI.4.L'appel
àprojetspourraitainsipermettredelesexpérimenterpourenmesurerlesbénéfices.
La durée des contrats qui résulteraient d?un tel appel à projets devrait tenir compte de l?évolution
prévisibledesprixdemarchéetdesprixdeventedel?électricitéetdelaproblématiqueducoûtde
financementdesprojets.
Installationsdepuissanceinférieureà100kWc
Pourcesinstallations,undispositifdesoutiendel?autoconsommation/autoproductionsouslaforme
d?appelàprojetsoud?appeld?offresaétéjugémoinsadapté.Pourcesinstallations,ledispositifde
soutiensedoitd?êtrefacileàappréhenderetàmettreenoeuvre.
Un dispositif de soutien expérimental pourrait donc être instauré, pour un volume limité, via une
primecomplémentairederémunérationdanslecadredecontratd?achatsouslaformesuivante:
Prime=AxQautoproduite+TxQinjectée[CxPm]
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Enfonctiondesrésultatsdecetteexpérimentationetde l?appelàprojetsquipourraientêtremené
pourlesinstallationsdeplusgrandetaille,lesparamètrespourraientêtreaffinésdanslecadred?une
éventuellegénéralisationdudispositif.
Dansl?hypothèseoùletermeCseraitfixéàzéro, lesenjeuxdepuissanceinjectéedevraientalors
êtretraitésgrâceàdesmesuresalternativestellesquecellesdétailléesaupointVI.4.
Amoyenterme,suivantlesrésultatsdecetteexpérimentation,desréflexionsdevrontégalementêtre
engagéessurl?opportunitédemaintenirlestarifsd?achatpourcesinstallations.
VII.3.5 Zonesnoninterconnectées(ZNI)
Les ZNI présentent des enjeux importants en termes de coûts de production et de flexibilité du
système électrique, notamment au regard de la limite d?insertion de nouvelles capacités
intermittentes par le seuil d?injection de 30% de la puissance appelée à tout instant. Par
conséquent,lesoutiendel?autoconsommation/autoproductionestpertinentdanscesterritoires,via
un dispositif y alliant des mesures de flexibilité (stockage,mesures «MDE», etc.) permettant de
répondreàcesenjeux.
Installationsdepuissancesupérieureà100kWchorsrésidentieldiffus
Ledispositifdesoutienactuelàlafilièrephotovoltaïqueprévoitdéjàactuellementdesappels
d?offres dans ces territoires pour les installations de puissance supérieure à 250kWc. Ce
dispositif pourrait être étendu à des lots spécifiques d?installations répondant au modèle
d'autoconsommation/autoproductionàpartird?unepuissancede100kWc,permettantunemise
en oeuvre rapide, et qui devraient permettre de soutenir le développement et la maturation de
mesuresdemaîtrisedel?énergie(MDE)etdeflexibilitédusystèmeélectrique:
? obligationdecouplerl?autoconsommation/autoproductionàdesmesuresde«MDE»tellesque
deschauffeeauxsolaires,stockagedefroid,etc.);
? incitation au couplage d'une consommation au moment de la production photovoltaïque
(véhiculesélectriquesparexemple);
? améliorationetcompétitivitédesdispositifsdestockage;
? mesuresalternativestellesquecellesmentionnéesaupointVI.4.
Pourcesinstallations,ledispositifdesoutienpourraitprendrelaformed?uneprimecomplémentaire
derémunération,danslecadredecontratsd?achat,souslaformesuivante:
Prime=AxQautoproduite+BxQinjectée[CxPm]
Dans ce système, compte tenu des conditions complémentaires à l?autoconsommation
/autoproduction mises en place (lissage ou stockage de la production, limitation de la puissance
injectée,mesures de «MDE», etc.), le coefficientC pourrait être pris égal à 0 et le coefficientB
pourraitêtreréguléetprésenterunevaleurfaible, légèrementsupérieureaucoefficientA,avecun
calagedescoefficientspermettantunerémunérationnormaledescapitaux.
La durée des contrats qui résulteraient de tels appels d?offres devrait tenir compte de l?évolution
prévisibledescoûtsdeproductionetdesprixdeventedel?électricitéetdelaproblématiqueducoût
definancementdesprojets.Deplus,ledispositifdevraitêtreconditionnéàlamiseàdispositiondu
gestionnairedusystèmedeservicesdeflexibilitécontribuantàsastabilité.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Installationsdepuissanceinférieureà100kWcetrésidentieldiffus
Pourlesinstallationsdepuissanceinférieureà100kWc,desréflexionscomplémentairessur
le mécanisme de soutien à mettre en place pour favoriser l?autoconsommation /
autoproductionpourraientêtremenéesauseindugroupedetravailZNI.Lespistesderéflexion
sontactuellementlessuivantes:
? intégrerladimension«maîtrisedel?énergie»dansledispositifdesoutien;
? finaliser un cahier des charges technique avec EDF SEI (définition des services réseau,
approfondissement des différents modèles technicoéconomiques : avec ou sans stockage,
stockagecentraliséoudécentralisé?);
? progresserdans l?analysecoûts/bénéficescollectifsavec l?analysedescoûtsdeproductiondes
mixparZNI;
? encadrer les initiatives locales d?autoconsommation / autoproductionpourpréserver la sécurité
desbiens,despersonnesetdusystèmeélectrique;
? trouverunmécanismedemaîtrisedesvolumesd?installationsinférieuresà100kWcéligiblesau
dispositifdesoutien;
? étendrelesdispositionsdud)du2°del?articleL.1217ducodedel?énergieauxinstallationsen
autoconsommation/autoproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.3.6 Schémarécapitulatifdudispositifdesoutien
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.4 Miseenoeuvredudispositif
Lesexpérimentationsetdispositifspréconisésdevrontpermettredemesurerensituationréelle les
enjeuxetproblématiquesmisenexergueparlegroupedetravailetd?évaluerlessolutionseffectives
à mettre en place. A partir de ces éléments et suivant les besoins, des mesures «correctives»
pourrontêtreélaboréestantsurlesaspectstechniquesqu?administratifs,juridiquesetéconomiques.
De manière plus précise, les suites qui pourront être données aux travaux du groupe sont les
suivantes.
I. Concernantlesinstallationsphotovoltaïquesdusecteurrésidentieldiffus,lestravauxultérieurs
quiserontmenésdevrontportersur:
1. l?élaborationou larévision/adaptationdesprestationsderéférence,normesoustandardsde
qualité que les petites installations en autoconsommation /autoproduction devront respecter
afinderépondreauxproblématiquesdesécuritédesbiensetdespersonnes,dequalitéetde
pérennitédesouvrages,d?assurabilitéetdesûretédusystèmeélectrique;
2. le lancementderéflexionsen lienavec lesgestionnairesderéseaux, les représentantsdes
particuliersetlesreprésentantsdelaprofessionsurlesbonnespratiquesàmettreenoeuvre
qui pourraient permettre aux particuliers de réduire leur puissance injectée et les coûts de
raccordementdeleursinstallations;
3. le lancement de réflexions, lorsque la «parité réseau» sera atteinte pour ce segment, sur
l?opportunitédemaintenirlestarifsd?achat.
II. Concernant les installations de puissance inférieure à 100kVA hors secteur résidentiel, pour
lesquelles le dispositif de soutien préconisé prendrait la forme d?une prime à
l?autoconsommation/autoproduction,lestravauxàmenerdevrontportersurl?élaborationdela
réglementation et les exigences techniques associées à ce dispositif, sur le calage des
paramètresA,BetC,leschémadecomptageassocié,l?encadrementdespointesd?injectionet
sur le volume dédié. Ces réflexions pourront être menées d?ici fin 2014 dans le cadre d?un
groupedetravailrestreintassociantl?administration,laprofession,lesgestionnairesderéseaux
et l?acheteurobligéafind?aboutirdébut2015à lamiseenplacedecedispositifexpérimental.
Deplus,àmoyenterme,suivantlesrésultatsdel?expérimentationetdel?atteintedela«parité
réseau»pourcesecteur,desréflexionspourrontégalementêtreengagéessurl?opportunitéde
maintenirlestarifsd?achatpourcesinstallations.
III. Concernant les installationsdepuissancesupérieureà100kVA,etéventuellement les«îlots
urbains»sicesderniersnesontpastraitésdanslecadredel?expérimentationd?unservicede
flexibilitélocalsurdesportionsderéseaupublicdedistributiond?électricitéprévueparleprojet
deloirelatifàlatransitionénergétiquepourlacroissanceverte,undispositifd?appelàprojets,
lancé par l?Etat, éventuellement appuyé par l?ADEME est préconisé. Un groupe de travail
pourraitêtremisenplaceafindedéfinird?icilafindel?annéelesconditionsgénéralesd?untel
appelàprojets:segments,volumes,modalitésdelancement,installationsvisées,dispositions
techniques associées (dont le comptage et les traitements associés),méthode et critères de
sélectiondesprojets,critèresquiserontsuivis,etc.Cetappelàprojetdevraitégalement tenir
compte des bonnes pratiques mises en oeuvre au niveau régional et qui devraient être
recensées.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Cetappelàprojetsdevraprendreencompte ladiversitédesconfigurationsquipourrontêtre
rencontréesen termes de typologies d?installations (bâtiment collectif, groupement de
bâtiments,échelled?unquartier,zones industrielles,d?activités,etc.),detailledes installations
et éventuellement d?implantation géographique. Il devra présenter un volume suffisamment
important pour permettre une représentativité des projets qui seront retenus et un retour
d?expérience enrichissant sans toutefois impacter le développement des installations qui ne
seraientpasretenuesdanscetappelàprojets.Soncalendrierdelancementseraàdéfinirdans
lecadredugroupedetravailsusmentionnéetdevraaprioritenircomptedel?avancementdela
miseenplacedel?expérimentationprévueparleprojetdeloirelatifàlatransitionénergétique
pourlacroissanceverte.
IV. Concernant les installationssituéesdans lesZNI,desréflexionspourrontêtreengagéespour
intégrer l?autoconsommation / autoproduction dans les cahiers des charges des prochains
appelsd?offresphotovoltaïquespourlesinstallationsdepuissancesupérieureà100kWc.Pour
les installations de puissance inférieure à 100kWc, des réflexions complémentaires pourront
êtremenéesdanslecadreduGTZNIetprendreencomptelesrecommandationsduprésent
rapport.
V. Demanière plus générale, une réflexion sur l?opportunité de faire évoluer àmoyen terme le
modèletarifaireduTURPEpourraitêtreengagée,sousl?égidedelaCommissionderégulation
del?énergie.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Annexes
Annexe1:Compositiondugroupedetravail
Annexe 2: Programme de travail et thématiques abordéespar le groupede
travail
Annexe3:Contributionsécritesdesmembresdugroupedetravail
Annexe4:RecommandationsdugroupedetravailZNI
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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ANNEXE1
COMPOSITIONDUGROUPEDETRAVAIL
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Compositiondugroupedetravail
Représentantsdespouvoirspublics
? Agencedel'EnvironnementetdelaMaîtrisedel'Energie
? Commissariatgénéralàlastratégieetàlaprospective
? CommissiondeRégulationdel?Energie
? Ministère de l?écologie, du développement durable et de l?énergie ? Direction générale de
l?énergieetduclimat
? Ministère des finances et des comptes publics et Ministère de l'économie, du redressement
productifetdunumériqueDirectiongénéraleduTrésor,Directiongénéraledelacompétitivité,
del?industrieetdesservicesetDirectiongénéraledelaconcurrence,delaconsommationetde
larépressiondesfraudes
? MinistèredesOutreMer
Gestionnairesderéseauxetacheteursobligés
? Association Nationale des Régies de service public et des Organismes constitués par les
Collectivitéslocales?ANROC
? EDF?Directiondel?optimisationamontavaltradinget
? EDFSystèmesélectriquesinsulaires
? ERDF
? FédérationNationaledesSociétésd?IntérêtCollectifAgricoled?Electricité?FNSICAE
? RTE
? Unionnationaledesentrepriseslocalesdel?électricitéetdugaz?UNELEG
Acteursdel?électricitéetdesénergiesrenouvelables
? ANODE
? CONSUEL
? EDF
? E.ON
? GDFSuez
? OfficeFrancoAllemanddesEnergiesRenouvelables?OFAENR
? SaintGobain
? SolaireDirect
? TOTAL
? UnionFrançaisedel?Electricité?UFE
Syndicatsprofessionnels
? AssociationFrançaisedesProfessionnelsduPetitÉolien?AFPPE
? CLER
? ENERPLAN
? HESPUL
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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? FranceHydroElectricité
? Groupementdesmétiersduphotovoltaïquede laFédérationFrançaiseduBâtiment?GMPV
FFB
? GroupementdesParticuliersProducteursd'ElectricitéPhotovoltaïque?GPPEP
? SyndicatdesEnergiesRenouvelables?SER
? SyndicatdesEntreprisesdegénieélectriqueetclimatique?SERCE
? Syndicatdupetitéolien?SYPEO
Acteursdustockagedel?électricitéetdelagestiondessystèmesélectriques
? ALSTOM
? Associationtechniqueénergieenvironnement?ATEE
? GroupementdesIndustriesdel?équipementélectrique?GIMELEC
? SAFT
? SchneiderElectric
Organismesderecherche
? CentreScientifiqueetTechniqueduBâtiment?CSTB
? Institutnationaldel?énergiesolaire?INES
Pôlesdecompétitivité
? Capenergies
? DERBI
Acteursdufinancement
? BanquePopulaireCaissed?Epargne?BCPE
? BanquePubliqued?Investissement?BPI
? Caissedesdépôtsetconsignations
? LumoFrance
Collectivitéslocales
? AssociationAMORCE
? AssociationdesRégionsdeFrance?ARF
? Fédérationnationaledescollectivitésconcédantesetrégies?FNCCR
? RéseauPUREAVENIR
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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ANNEXE2
PROGRAMMEDETRAVAILETTHEMATIQUESABORDEESPARLE
GROUPE
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Programmeetthématiquesdugroupedetravail
Réuniondu7décembre2013?Réuniondelancement
Réuniondu8 janvier 2014? Autoconsommation / autoproductionet systèmes électriques:
étatdeslieux,opportunitésetdéfis
? Quelledéfinitiondel?autoconsommation/autoproduction?
? Opportunités et défis de l?autoconsommation / autoproduction pour le réseau électrique et le
systèmeélectrique
? Impactdudéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionetdustockagesurlepilotage
duréseauetlesystèmeélectrique(enpuissanceetenénergie)
? CasspécifiquedelaCorseetdesDOM
? Impactsurlescoûtsderéseau(analyseenpuissanceetenénergie)?Sontilsréduits,inchangés
ouaugmentés?
? Quellesdistinctionsentresituationd?autoconsommation/autoproductionchezleparticulier,dans
letertiaire,l?industrieletlelocal?
? Conséquencesdudéveloppementdustockage(résidentiel/tertiaire)surleréseauélectrique
? Commentmaximiserleprofildeconsommationetceluidelaproduction?
Réuniondu22janvier2014?Présentationsdesexpériencesétrangères
Réuniondu5février2014
1. Présentationdecasd?écoledesystèmesd?autoconsommation/autoproduction
2. Impact de l?autoconsommation/autoproduction sur le financement des taxes, de la
CSPEetdesréseaux
? Impact de l?autoconsommation / autoproduction sur l?assiette et le taux des prélèvements
finançant le réseau (TURPE), lesENR (CSPE), les taxes locales, la participation aux services
systèmes
? Transfert des coûts de réseau entre les autoconsommateurs/autoproducteurs et les autres ?
analysepuissance/énergie
? Commentfinancerlescoûtsdusystèmeélectrique?
Réuniondu19février2014?Lestockageetdelamaîtrisedel?énergie?Lesenjeuxentermes
deR&Detd?innovation
? Lesdifférentestechnologiesdestockage:présentationmulticritère
o Technologiesetservicerendu
o Echelle:résidentiel,local,global
o Timetomarket
o Pertinenceéconomique
o LesenjeuxdeR&D
? Présentationsdesexpérimentationsencours:INES,NiceGrid,ATEE
? QueldimensionnementoptimalpourlesinstallationsPV?
o Intégrationaubâtiment
o Problématiquesdesécurité
o Modalitésdemiseenoeuvre
Réuniondu5mars2014?Réuniondepointd?étape
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
90/94
Réunions du 19 mars 2014 et du 2 avril 2014 ? Quel modèle économique pour
l?autoconsommation/autoproduction?
? Lemodèleéconomiqueactuel,enFranceetàl?étranger
? Impactdesdifférentsmodesdesoutienàl?autoconsommation/autoproduction(tarifd?achat,net
metering,aucunsoutienspécifique,etc.)
? Commentaccompagnerlatransitionaveclemodèleactuel?
? Quelmodèle d?intégration ausystèmeélectrique (servicessystèmes, stockage)? Analyseen
puissanceetenénergie
? Rappel de la clé de lecture: bâtiments résidentiels vs bâtiments tertiaires, industriels, voire
groupedebâtiments,systèmeslocaux?
? Quelsmodèleséconomiquespourréduirelesbesoinsdedéveloppementduréseauélectrique?
pourquellesapplications(sitesisolés?sitesdisposantd?unstockagecompétitifdetypefroidou
chaleur?),pourquelsegmentdemarché(résidentieloutertiaire)?Aquelleéchéance?
? Lesinitiativesdescollectivitéslocales
Réunion du 16 avril 2014 ? Quel cadre réglementaire et quel financement pour
l?autoconsommation/autoproduction?
? ProblématiquedelaGouvernance:articulationentrelocal,territorial,nationaletglobal
? Statut juridiqueet fiscalde l?autoconsommateur/autoproducteur: situationactuelleetévolutions
nécessaires
? Problématiquesassurantielles
? Problématiquesliéesàlasécurité
? Quellesévolutionsrèglementairesnécessaires?*
? Questiondelabancabilité,desrisquesetdescoûtsdegestion
? Lefinancementparticipatif
Réuniondu30avril2014?RéunionconsacréeaucasspécifiquedesZNI
Réunion du 7 mai 2014 ? Quel modèle économique pour l?autoconsommation/
autoproduction(suites)?
Réuniondu28mai2014 ?Modèleéconomiquede l?autoconsommation /autoproductionet
relecturedudocumentdesynthèse
Réuniondu9juillet2014?Réuniondesynthèse
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
91/94
ANNEXE3
CONTRIBUTIONSDESMEMBRESDUGROUPEDETRAVAIL
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
92/94
Contributions
? Association technique énergie environnement ? ATEE
? Groupement des métiers du photovoltaïque de la Fédération Française du Bâtiment ?
GMPV-FFB
? Groupement des Particuliers Producteurs d'Electricité Photovoltaïque ? GPPEP
? HESPUL
? Syndicat des énergies renouvelables
? Union Française de l?Electricité ? UFE
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
1
ATEE ? Association technique énergie environnement
47, Avenue LAPLACE ? 94117 ARCUEIL
Janvier 2014
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au
Groupe de travail « autoconsommation »
du Ministère de l?Ecologie, du Développement
Durable et de l?Energie
sur la filière « cogénération basse tension »
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
2
Contexte
Le groupe de travail « autoconsommation» qui a été lancé par le Ministère en charge de
l?énergie en décembre 2013, s?inscrit dans les objectifs clairement assignés par les Pouvoirs
publics en matière de systèmes énergétiques :
? maîtrise de la sécurité d?approvisionnement de la France,
? respect des impératifs européens du paquet Climat-Energie,
? maitrise de la consommation d?énergie.
Dans ce contexte, il a pour objet de mener une réflexion technique sur les enjeux (en termes
d?opportunités et de défis) de l?autoconsommation/autoproduction. Il s?agit également d?évaluer
l?impact de l?autoconsommation/autoproduction sur les réseaux électriques.
La présente note représente la contribution du Club Cogénération de l?ATEE à cette réflexion.
Quel intérêt représente la cogénération raccordée en basse tension et
fonctionnant en autoconsommation ?
On observe trios tendances fortes pour les systèmes énergétiques (chaleur/électricité) une
dynamique croissante de décentralisation, qui permet (i) d?améliorer l?efficacité
énergétique globale de ces systèmes par une production des énergies (chaleur, électricité) au
plus près des consommateurs finals, (ii) de limiter les pertes de transport et (iii) de sécuriser
l?approvisionnement électrique du consommateur. Cette dynamique se traduit notamment par la
démultiplication du nombre de petits producteurs grâce au développement de micro systèmes
autonomes : modules photovoltaïques, micro-éoliennes, micro-cogénération.
La seconde tendance correspond au déploiement de dispositifs interactifs incitant à une
réappropriation de la question énergétique par les consommateurs finals via la mise
en oeuvre de réseaux de distribution intelligents.
La troisième et dernière tendance correspond à un développement de nouveaux usages
stationnaires de l?électricité (en complément des usages mobiles), et ce dans les différents
secteurs consommateurs : secteurs résidentiels collectifs et individuel, petite/moyenne industrie
et tertiaire. En particulier, la France présente une croissance forte et atypique des usages
thermosensibles : Le gradient de consommation est en effet passé de 1500 MW/°C en 1996 à
2400 MW/°C en 2013 (selon le dernier rapport publié par RTE le 23/01/2014), et continue de
progresser avec le recours aux Pompes à chaleur.
Dans un contexte de fort déploiement des productions intermittentes renouvelables, ces trois
tendances sont de nature à infléchir significativement la forme et les fonctionnalités des
systèmes électriques de demain et à favoriser des logiques d?autoconsommation (part de
la production d?énergie consommée par le site1 où elle est produite), voire d?autoproduction
(part de la consommation de l?énergie produite par le site, rapportée à la consommation totale
du site).
Dans ce contexte, les technologies de micro & mini cogénérations2 (dénommées
« cogénérations BT (basse tension) » dans le reste du document) représentent une
1 Le « site » consommateur et producteur peut représenter : un logement ou un ensemble de logements, des
immeubles de bureaux, une PME, un bâtiment administratif, etc.
2 Le segment des « micro & mini cogénérations », ou « cogénérations basse tension », se caractérise en
France par d?une part son niveau de puissance électrique (inférieur à 36 kVA pour la micro-cogénération et entre
36 et 250 kVA pour la mini-cogénération), et d?autre part son niveau de tension de raccordement en basse
tension (BTA ou BTB).
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
3
réponse adaptée à ces trois tendances, plus particulièrement lorsqu?elles sont
opérées en logique d?autoconsommation.
En effet, ces technologies associent les qualités d?une chaudière individuelle ou collective
performante à une production d?électricité totalement décentralisée, en apportant un triple3
bénéfice à la collectivité (et le consommateur final), sur les plans :
? Energétique, en réduisant les consommations de ressource primaire, la cogénération à haut
rendement (Ep>10%) étant promue par la Commission européenne, notamment dans la
Directive efficacité énergétique et la feuille de route de la DG TREN « Energy 2030 ». La
production autoconsommée de l?électricité et de la chaleur sur le site consommateur
permet de limiter au strict minimum les pertes de transport, de distribution et de
transformation (pour l?électricité) de ces énergies ;
? Des réseaux électriques, en sécurisant l?alimentation électrique des consommateurs finals
sur la boucle de distribution en en contribuant de façon efficace à l?effacement de la pointe
de consommation d?électricité avec une disponibilité élevée4 ;
? Economique, en réduisant les investissements dans les infrastructures électriques, gazières
et les moyens de production de pointe avec la réduction des pertes réseaux et l?effacement
de la pointe électrique.
Fort d?une filière professionnelle déjà présente en France, la cogénération basse tension (BT) se
développe largement à l?étranger avec des technologies matures (cf. Annexe 2). Elle est source
d?emplois non délocalisables dans ces pays, dans les différents domaines d?activités de la
filière : R&D, formation, conception, installation et maintenance, fabrication des unités.
La France a fait un effort conséquent au cours des 17 dernières années pour structurer, faire
émerger et maintenir une offre de cogénération de moyenne et grosses capacités (le parc
compte à ce jour 4,5 GW électriques de cogénérations de 1 MW à 125 MW industrielles et
climatiques, qui s?est développé à partir de 1997 pour un coût global d?environ 5 G¤). Ce
développement a été conduit dans la lignée des initiatives menées par nos voisins européens,
comme la Grande Bretagne et les Pays Bas (plusieurs milliers d?unités en service dans ces deux
pays) ou l?Allemagne (près de 30 000 unités de micro-cogénération installées).
Les produits ont largement prouvé leur faisabilité technique sur le marché Français, à l?issue de
nombreuses opérations de démonstration initiées en 2010 par GrDF et l?ADEME, mais aussi
plusieurs fournisseurs d?énergie, dans des conditions d?installation et d?exploitation comparables
à celles de chaudières utilisant les mêmes combustibles. En effet, la plupart de ces acteurs
commercialisent ou déploient également des chaudières individuelles et collectives, et disposent
donc de réseaux d?installateurs et de SAV appropriés.
D?autres perspectives d?avenir s?ouvrent aujourd?hui à la cogénération, avec le recours au
biométhane et aux huiles végétales dans les installations classiques, et le développement de
nouvelles technologies comme la biomasse, ou les Piles à combustible.
3 On peut même prendre en compte un quatrième bénéfice, environnemental cette fois, lié au fait que la
cogénération BT réduit significativement les émissions de GES en déplaçant les capacités de production de pointe
par thermique à flamme (charbon, fioul, gaz), impact qui est amplifié par l?utilisation de cogénérations alimentées
en biogaz, bois énergie ou huile végétale pure.
La cogénération pourrait à ce titre permettre à court terme de valoriser efficacement le surplus de production
d?origine renouvelable, grâce à l?injection dans les réseaux de gaz de biométhane ou d?hydrogène produits à partir
de ces énergies.
4 Cet avantage est conféré par le caractère thermosensible du parc de production d?électricité français, la
cogénération étant pilotée par les besoins de chaleur du site, qui sont concomitants des périodes de forte
demande électrique.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
4
Etat des lieux des technologies et conditions de soutien actuelles
Technologies mises en oeuvre et performances
Les différentes technologies de cogénérations BT couvrent toutes les plages de puissance et de
rendements. Cinq principales technologies sont présentes sur le marché, à un degré plus ou
moins grand de maturité, en partant des moteurs à combustion interne, très largement
déployés depuis 50 ans, aux piles à combustibles dont le développement est actuellement
surtout réalisé au Japon.
Le Tableau 1 présente les principales caractéristiques des différentes technologies. On
constate que les rendements de ces installations sont très élevés, ce qui fait de la micro-
cogénération base Stirling la technologie actuelle de production combinée de chaleur et
d?électricité la plus efficace.
Tableau 1: Technologies de cogénérations BT
Pour plus d?informations, on se référera également à l?Annexe 2.
Conditions actuelles de soutien de la filière cogénération BT
Les mécanismes d?incitation actuels pour le déploiement des cogénérations basse tension
reposent pour l?essentiel en France sur le mécanisme de l?obligation d?achat (tarif d?injection),
complété par un crédit d?impôt de 15% pour les installations de moins de 3 kW.
Ce mécanisme est porté par deux contrats types.
- Le contrat petites installations pour la plage de puissance de 0 à 36 kVA (BTA), mis en
oeuvre en 2001 ;
- Le contrat C13 (ou l?avenant C01), actualisé en novembre 2013, est applicable aux
cogénérations de puissances électriques inférieures à 12 MW, mais qui en pratique s?applique
aux seules installations de plus de 250 kVA en raison des contraintes de comptage et de
disponibilité qu?il impose.
NB : La rémunération du contrat « Petites installations », qui n?a pas été révisé depuis sa mise
en oeuvre en 2001, n?a jamais permis le développement d?un parc de micro-cogénérations car
aucun prémium n?est prévu par rapport aux tarifs de l?électricité.
Le : Modalités des mécanismes de soutien de la cogénération en FranceTableau 2 ci-après
récapitule les conditions d?application et de rémunération de ces deux contrats d?achat.
Technologie
Moteur à
combustion
interne (MCI)
Moteur Stirling
Moteur
Rankine
Turbines à
combustible
Pile à
combustible
Maturité ++++ +++ ++ ++++ +
Gamme de puissance en kW
électrique dans la plage BT
2-250 1-35 1-35 1-250 1-250
Combustible
GN-biogaz-
Huile végétale
GN-biogaz-
bois
GN-biogaz-
bois
GN-biogaz
Rendement global sur PCI (Ep)
75-90%
(10-20%)
95-98%
(15-25%)
90-95%
(10-23%)
75-90% (10-
20%)
85-90%
(20-30% de ?élec)
Prix (en k¤/kW) 1,5-3 10-15 10-25 3-5 5-15
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
5
Tableau 2 : Modalités des mécanismes de soutien de la cogénération en France
Compte tenu du niveau des tarifs domestiques de l?électricité proposés en France (tarif bleu à
environ 13 c¤/kWh), le modèle économique de l?autoconsommation n?est pas rentable
pour une installation qui consomme 60% de l?énergie produite pendant environ 2500 heures5.
La filière cogénération BT est naturellement adaptée à l?autoconsommation
L?autoconsommation est en effet totalement pertinente pour la cogénération basse tension, car
les unités sont toujours dimensionnées suivant le profil de besoins de chaleur
6
.
Sauf cas particuliers (serristes, logements collectifs), la production combinée d?électricité est
consommée par le bâtiment avec un taux d?autoconsommation élevé. Ce taux est d?autant plus
élevé que le ratio Chaleur/Electricité est contractuellement supérieur à 50% (condition du
contrat Pi).
La production simultanée d?électricité et de chaleur a particulièrement du sens en France en
raison de la forte sensibilité thermique des consommations d?électricité : c?est quand il fait froid
que le réseau électrique est le plus sollicité. La France est donc le pays où le service rendu par
cette technologie se régule naturellement.
Notons également que les matériels sont désormais totalement compatibles avec le smart home
: les installations se pilotent à distance, et même automatiquement en cas d?appel de puissance
par le gestionnaire de réseau (RTE).
5 Ces valeurs ont été établies sur un parc de 40 micro-cogénérations de 1 kW électrique, implantées en résidentiel
individuel.
6 Ce dimensionnement repose sur la courbe monotone des besoins de chaleur (puissances thermiques appelées
versus nombre d?heures sur l?année), et est donc réalisé dans une logique d?autoconsommation intégrale de la
chaleur produite par la machine, valorisée pour la production d?eau chaude sanitaire et les besoins de chauffage
du site.
< 36 kVA 36 kVA<P<250 kVA
Contrat d'achat petites
installations (Pi)
Contrat d'achat C13 (et avenant
C01)
Injection totale Oui (9 c¤HT/kWh) (1) oui (~13 c¤/kWh au 1/1/2014) (3)
Autoconsommation (AC)
avec revente du surplus
Oui (1) + effacement tarif TTC
pour l'énergie autoconsommée)
(~12 c¤/kWh en tarif bleu) (2)
oui revente au tarif (3)
(suivant conditions)
Autoconsommation sans
revente du surplus
Oui (2) Non
2000-2500 heures
3623 heures (1/10 au 31/3) et
suivant demande de chaleur en
AC (fonctionnement jours ouvrés
seuls possible)
Non (5%)
Oui (10% ou 5% pour l'avenant
C01)
Compteur d'injection pour (1) Compteur à courbe de charge
Engagement de disponibilité de puissance garantie
pendant les "périodes d'appel" (et obligation d'Ep en %)
Conditions de comptage
Conditions de
remunération
(rémunération de l'énergie
en c¤/kWh)
Plage de puissance
Mécanisme de soutien
Durée de fonctionnement
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
6
De plus, le surdimensionnement de ces installations n?est pas possible, car une telle situation
conduirait à des gaspillages qui empêcheraient d?atteindre un seuil de 10% d?économies
d?énergie primaire (5% actuellement imposés par le contrat Pi). Une logique d?autoproduction
ne serait pas pertinente, pour ces mêmes raisons, car entrainant une surdimensionnement de la
puissance thermique.
Notons également enfin que la mise en oeuvre complémentaire d?un stockage de chaleur
permet d?augmenter ce taux d?autoconsommation et de garantir un fonctionnement régulier et
à pleine charge de la cogénération. Avec la mise en oeuvre éventuelle de tarifs horo-
saisonnalisés, ce stockage optimise même le pilotage de la cogénération en fonction du prix de
l?électricité, indépendamment de la demande de chaleur qui peut alors être déstockée en
période de forte demande.
Enfin, relever le taux d?autoconsommation par l?augmentation de la consommation totale du
bâtiment serait contraire à la logique économique, car le coût marginal du kWh électrique
autoconsommé reste supérieur à celui de l?électricité effacée.
Recommandations du Club Cogénération pour le déploiement des offres de
cogénérations BT fonctionnant en autoconsommation
Recommandation n°1 : Dispositions tarifaires
Le Club Cogénération propose un enrichissement du contrat « Petites installations » pour tenir
compte des bénéfices de ces technologies. Il s?agit de réviser ce contrat dans l?esprit des
«Guidelines on environmental and energy aid for 2014-2020», cadre de cohérence Européen en
matière d?aide aux énergies renouvelables.
Les conditions proposées de ce nouveau contrat « C14BT » seraient les suivants :
- Périmètre d?éligibilité :
? cogénérations raccordées en basse tension, englobant donc les mini-cogénérations de
36 à 250 kVA (qui pourraient également opter pour le contrat C13 lorsque la production
peut être continue) ;
? exigence d?un niveau d?Ep > 10% suivant les conditions du contrat C13 ;
? exigence d?un taux d?autoconsommation > 50%.
- Rémunération décomposée en trois termes :
? Rémunération de la Puissance garantie identique à celle du contrat C13 (~160
¤/kW), moyennant le respect d?un critère de disponibilité pendant les « périodes de
disponibilité » suivant des conditions à définir ;
? Rémunération de l?efficacité énergétique identique à celle du contrat C13, donnée
par la formule suivante : 13*(Ep-10%). Cette rémunération pourrait être relevée pour la
plage de puissance 0-36 kVA et en cas d?utilisation d?un combustible renouvelable (bois,
huiles végétales, biométhane).
? Rémunération de l?énergie injectée en surplus au tarif bleu 6 kVA hors taxes
(comparable aux conditions du contrat Pi pour un consommateur au tarif équivalent).
Ces nouvelles conditions économiques seraient de nature à accompagner le lancement en
France des offres cogénérations basse tension les plus compétitives, avec le nécessaire
rééquilibrage de la rémunération actuelle du contrat petites installations par rapport au contrat
C13, seulement appliqué à l?heure actuelle à quelques rares mini-cogénérations de plus de 200
kVA.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
7
Recommandation n°2 : Dispositions fiscales
Il est souhaitable de maintenir pendant 5 années les crédits d?impôt pour les micro-
cogénérations dont la puissance par logement est inférieure à 3 kW électriques, au
titre des moyens permettant une production d?électricité et de chaleur à haut rendement. Une
réactualisation annuelle pourrait être envisageable en fonction des statistiques de déploiements
effectifs des matériels commercialisés l?année précédente.
Recommandation n° 3 : Aspects réglementaires en matière de raccordement et de
mesure des performances
Pour toute micro ou mini-cogénération raccordée en autoconsommation avec
revente éventuelle du surplus, il faut prévoir :
? Pour les conditions de raccordement : le raccordement d?une cogénération basse
tension à la seule installation intérieure ne modifiant pas cette installation électrique, la
visite de contrôle (CONSUEL) n?est pas réalisée. Des délais inférieurs à 3 mois - à compter
de la date de la demande ? doivent être respectés pour l?établissement de la convention
d?exploitation entre le producteur et le distributeur (ErDF ou ELD), avec une mise en
service anticipée possible de la chaudière pour les besoins de chauffage et d?ECS du
bâtiment, à l?issue de la réception technique par l?exploitant. La réduction des coûts de
raccordement doit être systématiquement recherchée, avec mise en concurrence en
particulier des installateurs agréés par le gestionnaire de réseau. Ces dispositions
doivent être généralisées à la cogénération BT de puissance supérieure à 36
kVA, dès lors qu?elles ne sont raccordées qu?à l?installation intérieure (cas de
l?autoconsommation avec revente du surplus).
? Pour la spécification de compteurs communicants électriques et leur gestion : Il
est nécessaire de disposer de plusieurs index tarifaires en natif et de plusieurs bornes
d?injection/soutirage (avec plages horaires cumulant la production électrique cogénérée en
période de disponibilité et hors périodes).
Il s?agit également de valoriser de manière différenciée les productions sur les sites multi-
équipés (notamment dans la perspective d?une généralisation des bâtiments BEPOS après
2020).
Le comptage doit dans tous les cas permettre de mesurer la quantité d?électricité
autoconsommée et celle qui est injectée. Comme la mesure de l?autoconsommation rend
nécessaire l?implantation d?un comptage de l?électricité produite par la machine qui est
raccordée à l?installation intérieure, il est nécessaire de faire évoluer la réglementation
actuelle pour le respect du contrat en confiant à un opérateur indépendant la mesure de
l?électricité produite in situ.
Il est proposé qu?une expertise soit menée sur ce point avec ErDF/ELD et EDF
DOAAT, pour mettre en place une métrologie adaptée et garantissant à la fois (i)
des conditions de gestion simple et rigoureuse du contrat d?achat par EDF-
DOAAT, (ii) un comptage fiable par ErDF ou l?ELD concernée de la production
d?électricité produite/exportée/autoconsommée et (iii) une réduction des frais
de pose et de location de compteur(s) pour le producteur.
Dans le même temps, l?homologation par ErDF de dispositifs de
comptage/cumul de l?électricité nette produite par la cogénération, incorporés
aux unités de production et communicants, doit être privilégiée.
? Pour le calcul de l?efficacité énergétique :
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
8
? pour les installations de moins de 36 kVA, il est proposé de procéder à des
essais de performance en laboratoire agréé, dans le cadre d?une homologation
de type, afin de mesurer le niveau d?efficacité énergétique à charge nominale pour
l?éligibilité de la cogénération au contrat C14BT (soit Ep>10%).
? Pour les mini-cogénérations, il est proposé de s?inspirer des conditions
actuelles du contrat C13 en matière de mesure et de contrôle des performances de
l?installation, qui doivent cependant être allégées.
Recommandation n°4 : Actions de R&D
Il s?agit d?amplifier et de dynamiser les programmes de R&D sur la filière, ciblés plus
particulièrement sur les moteurs à combustion externe (Stirling, Rankine, Ericsson) et les piles à
combustible, ainsi que les technologies hybrides (cogénération + solaire).
Ces programmes de R&D doivent de préférence être réalisés dans un cadre européen, d?une
part parce que de nombreux pays (A, UK, NL, D) sont parvenus à un stade de R&D très avancé
sur les moteurs et les PAC et pourraient tirer vers le haut une filière d?excellence européenne.
Enfin, le besoin de formation va croître rapidement avec le déploiement en France des
différentes technologies, en matière de conception, d?exploitation et de maintenance des
installations.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
9
Annexe 1
Enjeux et atouts du développement
d?une filière cogénération basse tension en France
La politique énergétique de la France a pris depuis ces 5 dernières années une nouvelle
inflexion que le Grenelle de l'Environnement a confortée, et se concrétise maintenant par des
engagements, des textes législatifs et des mesures nouvelles. Cette politique réaffirme le socle
de l'apport de l'énergie nucléaire tant pour la politique de sécurité énergétique que de la lutte
contre les GES.
Elle vise également des objectifs ambitieux en termes d'efficacité énergétique, de
développement des énergies renouvelables (ENR) dans la consommation finale (23% en 2020)
et de réduction des GES. Ces développements doivent s'accompagner de la montée en
puissance de filières industrielles nationales fortes tant sur le marché domestique qu'à
l'exportation (nucléaire notamment mais aussi renouvelables et stockage d?énergies).
Dans un tel contexte, les atouts de la cogénération sont multiples :
Un quadruple bénéfice pour la collectivité : énergétique, environnemental,
économique et sécurité d?approvisionnement en électricité
Concomitante aux périodes de forte consommation électrique où le parc thermique à flamme
est fortement sollicité, la production saisonnière des cogénérations BT offre une réelle
complémentarité avec la production centralisée peu carbonée en base (parc nucléaire et
éolien).
Ainsi, ces machines apportent au réseau électrique un soutien saisonnier et journalier lors des
pointes de consommation (vagues de froid par exemple, fortement consommatrices d?électricité
en France du fait de la thermosensibilité élevée du parc de production électrique), s?inscrivant
en droite ligne des propositions du rapport de MM. Sido et Poignant sur la pointe d?électricité du
1er avril 2010 et des objectifs visés par la loi portant nouvelle organisation des marchés de
l?électricité (loi NOME).
Bénéfice énergétique
La production combinée de chaleur et d?électricité se révèle toujours plus efficace que des
productions séparées. La cogénération représente la technologie de production d?électricité par
voie thermique de loin la plus efficace, car proche des lieux de consommations d?électricité et
de chaleur et utilisant des technologies à haute efficacité.
De plus, la production distribuée permet de s?affranchir des pertes du réseau de transport et de
distribution (allant jusqu?à 14% pour l?électricité autoconsommée), d?où un gain de 15 à 25%
en énergie primaire par rapport aux meilleures technologies de chauffage disponibles (pompes
à chaleur électrique et chaudières à condensation) et un appel au système centralisé électrique.
Cette solution constitue un levier pertinent pour respecter la réglementation thermique actuelle,
tant en logement neuf qu?en logement existant, en raison de ses performances énergétiques.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
10
Tableau 3 : Comparaison des consommations d?énergie primaire entre une production
décentralisée et une production centralisée.
Un calcul détaillé d?économie d?énergie primaire réalisé par l?ATEE aboutit à une économie
d?énergie primaire comprise entre 250 et 300 Tep (tonnes équivalentes de pétrole) par an et
par MW électrique installé cogénérations BT.
Bénéfice environnemental
Comme pour l?énergie primaire, les cogénérations BT réduisent dans la même proportion
(15% à 25%) les émissions de gaz à effet de serre par rapport aux meilleures
technologies disponibles, en effaçant majoritairement, pendant les périodes de forte
demande en hiver, un parc thermique à flamme alimenté en combustibles fossiles gaz, fioul et
charbon. Les autres impacts (acidification atmosphérique, eutrophisation des eaux?) sont
également réduits.
Le développement de la cogénération BT en secteur résidentiel contribue fortement à
l?amélioration du bilan environnemental, le bâtiment restant le plus gros émetteur de CO2, avec
un contenu carbone de 180 g/kWh électrique pour le chauffage des locaux. En marginal, ce
contenu peut atteindre 900 g (données RTE/ADEME) ;
La figure suivante illustre concrètement la concomitance entre la production électrique
d?une cogénération et la pointe électrique hiver pour un parc de cogénérations BT
représentatif (les mesures ont été réalisées sur un parc de 40 unités suivies en 2008 et 2009
par le Centre de recherches de GDF SUEZ).
Ce graphique illustre le fait que les cogénérations BT déplacent majoritairement des centrales
thermiques à flamme sollicitées pour la production électrique marginale en hiver.
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autoconsommation/autoproduction
11
Bénéfice économique
Le coût d?investissement cible pour les cogénérations BT est variable car il dépend fortement du
type de technologie concernée, de la nature du combustible utilisé (et de son tarif d?achat) et
du secteur d?implantation (résidentiel collectif ou individuel).
Par exemple, pour les micro-cogénérations individuelles alimentées au gaz naturel (on parle
également « d?écogénérateur »), ce coût d?objectif se situera entre le coût d?une chaudière à
condensation et celui d?une pompe à chaleur électrique de puissances thermiques équivalentes.
Pour les marchés visés ? la construction neuve ou la rénovation haut de gamme (voir plus loin)
? le coût d?investissement du produit doit être comparé à celui d?autres systèmes aboutissant à
la même réduction de consommation, correspondant souvent à un couplage de plusieurs
solutions ou à l?association d?un traitement poussé du bâti et d?un générateur performant.
Une indication sur les coûts des Capex (investissements) et Opex (charges d?exploitation fixes
et variables) pour les différentes technologies est donnée en Annexe 2.
Comparé à ce coût supporté pour les filières de cogénérations BT, le bénéfice économique pour
la collectivité est important : production d?électricité de pointe à très haut rendement grâce à la
valorisation de la chaleur in situ, optimisation des infrastructures gazières dont l?investissement
a déjà été consenti, baisse des besoins de renforcement des infrastructures électriques (lignes,
câbles, transformateurs de distribution publique, postes sources?), notamment dans les zones
rurales non desservies par les énergies de réseau.
Le bénéfice est de plus particulièrement important pour des régions dont les
infrastructures électriques sont fragiles comme la Bretagne ou la région PACA
(Provence Alpes Côte d?Azur), voire dans les ZNI (Zones non interconnectées) avec la mise
en oeuvre de cogénérations utilisant des sources ENR (granulés bois en particulier,
biogaz, huiles végétales pures, couplage avec une cogénération du solaire thermique ou du
solaire PV).
Bénéfice en termes de sécurité et qualité de fonctionnement des réseaux
La cogénération BT contribue, en raison de sa production très décentralisée proche du
consommateur final, à sécuriser les approvisionnements des réseaux de distribution
d?électricité.
De plus, les cogénérations largement implantées dans le tissu local contribueront efficacement à
la gestion active des réseaux intelligents (cf. travaux ADEME-GrDF-RTE-Armines sur
l?effacement électrique à partir de technologie gaz, dont l?écogénérateur).
Un produit performant, largement fiable et maitrisé
Les technologies de cogénération BT sont multiples et ont été développées par de nombreux
constructeurs. Le tableau de l?Annexe 2 présente les matériels en développement ou en cours
de commercialisation, ainsi que leurs caractéristiques principales et leurs coûts indicatifs (CAPEX
& OPEX).
Perspectives de développement de la cogénération BT ? Les actions de R&D à
promouvoir
Parmi les moteurs à combustion externe, le renouveau des machines à vapeur alternative est
en cours pour les petites puissances : des recherches existent, tant en France qu'en Italie.
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autoconsommation/autoproduction
12
En micro-cogénération, par ailleurs très délocalisée, la cogénération solaire n'est pas exclue.
Elle peut même revêtir 2 formes, la cogénération thermo-mécano-électrique, puis la
cogénération photovoltaïque. Des recherches sont en cours dans ces 2 directions. Une autre
association prometteuse pourrait être la cogénération avec le convertisseur chimio-électrique
Pile à Combustible (PACo) : de nombreuses expérimentations en site et en laboratoire existent
dans ce domaine, mais de nombreux progrès restent à réaliser avant une utilisation à grande
échelle.
Si les mini-turbines sont déjà largement développées et performantes, on commence à voir
apparaitre des micro-cogénérations à base de micro-turbines, dont la R&D porte surtout sur
l?amélioration des performances thermodynamiques en les opérant à haute température grâce à
l?emploi de matériaux céramiques et d?échangeurs de chaleur à haute efficacité7.
Les gains pour la France
Compétitivité industrielle, croissante et emplois préservés et nouveaux
Utilisant les fondamentaux d?une chaudière individuelle consommant le même combustible, la
cogénération BT s?appuie sur des filières gaz, fioul, bois énergie, HVP (Huile Végétale Pure) déjà
présentes en France : Constructeurs (une cinquantaine d?entreprises, 20 000 emplois directs, 3
milliards d?euros HT de CA environ), sociétés d?installation et de maintenance (~50 000
entreprises), filière gazière, filière fioul, filière biomasse (bois énergie), filière huiles végétales
pures, filière biogaz.
Elle offre ainsi la possibilité à ces acteurs de continuer à proposer des solutions techniques
performantes capables de répondre aux défis environnementaux de demain, et de gagner en
compétitivité dans un contexte fortement concurrentiel, dans un domaine marqué par la
présence de nombreux leaders internationaux : Allemagne pour les chaudières, Europe (GB, D,
NL) pour les moteurs Stirling, Japon pour les piles à combustible et les moteurs à combustion
interne, etc.
Ces constats accentuent le violent contraste occasionné par le très faible développement en
France de la cogénération BT, à l?exception des actions de R&D menée sur les moteurs à
combustion externe dans le cadre de projets développés par le CNRS et d?autres laboratoires de
renom (projet CETI par exemple) et de la présence de quelques constructeurs français soucieux
de déployer des micro-cogénérations dès 2012 (Baxi France, Vaillant, De Dietrich France et
Viessmann pour le marketing, la distribution de l?écogénérateur et la formation des
professionnels8?).
L?agence nationale de la recherche a lancé un nouveau programme SEED (Systèmes
énergétiques efficaces et décarbonés) qui déploie un axe de recherche sur la micro-
cogénération.
Les produits basés sur la technologie Stirling existent d?ores et déjà et leur production et leur
commercialisation à grande échelle ont débuté en 2012. En terme de R&D, des perspectives
d?évolution sont identifiées avec le passage dans les 5 à 10 ans à la technologie pile à
7 On peut signaler à ce sujet l?existence du projet AGATCO (« advanced gas turbine for cogeneration ») : ce projet
a été déposé dans le cadre d?un appel à projet ANR portant sur les systèmes énergétiques efficaces décarbonés
(SEED) et a pour objet le développement d?une micro-turbine céramisée développant 2,5 kW électriques et
fonctionnant à haute température (1350°C), avec un objectif de rendement porté à 30%.
8 La société Exoès, jeune startup basée à Bordeaux, qui se préparait à déployer en France une micro-cogénération
innovante alimentée aux granulés bois, a décidé de reporter ce développement compte tenu du contexte français
peu porteur de la micro-cogénération.
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autoconsommation/autoproduction
13
combustible, identifiée comme un « domaine prioritaire » de l?efficacité énergétique (Stratégie
nationale sur la recherche dans le domaine de l?énergie - DGEMP 2007).
Aspects environnementaux : Contribution à la croissance des ENR et à la réduction
des émissions de CO2
Le club cogénération a évalué l?impact des installations de cogénérations BT sur la réduction
des émissions de CO2, et les a évaluées entre 1 et 1,4 tonnes de CO2 par MW électrique
installé. La simulation compare dans le détail les émissions de C02 rapportées aux cogénérations
BT à celles des parcs électrique (mix moyen de production électrique français) et thermique
(meilleures technologies de chaudières substituées et utilisant le même combustible) pour des
productions équivalentes d?électricité et de chaleur alimentant le consommateur final.
Dans ces conditions, la réduction spécifique des émissions de CO2 est portée en
moyenne à 0,50 tonnes CO2/MWh électrique produit, bilan optimisé par l?impact des
cogénérations EnR mentionnées précédemment, qui déplacent dans les mêmes conditions des
tranches de production thermique à flamme en périodes de pointe et semi pointe hiver.
Réduction des investissements réseaux / sécurisation du système électrique
La production d?électricité des cogénérations BT, par définition « climatiques », est directement
liée au besoin thermique du bâtiment, et donc aux températures moyennes hivernales. Comme
la température est le critère dimensionnant de la sécurité du réseau électrique en hiver
(rappelons qu?une chute de température de 1°C nécessite une augmentation de production
et/ou de transit d?électricité de 2 400 MW), la cogénération BT contribue à la sécurisation du
système électrique en produisant à pleine charge pendant les périodes de forte consommation
d?électricité.
Cette technologie est donc particulièrement intéressante dans les régions où le déséquilibre
production-consommation entraîne une saturation des capacités de transit des réseaux
électriques nationaux et régionaux de RTE comme en région Bretagne ou en PACA. Comme
mentionné précédemment, la mise en oeuvre dans les ZNI (Zones non interconnectées) de
cogénérations BT utilisant du biogaz, du solaire ou de la biomasse, sera pour cette raison
particulièrement recommandée.
La concomitance de la production des cogénérations BT avec les pointes de consommation
électrique permet une consommation locale et optimisée de l?électricité produite. Les
cogénérations ne font pas subir aux réseaux de distribution de contraintes de congestion en
heures creuses (contrairement à d?autres types de production décentralisée d?électricité), et
peuvent garantir leur puissance pendant les périodes de pointe avec de multiples avantages :
Pas d?impact sur la tenue du plan de tension, pas de création d?harmoniques de fréquence, une
sécurité de découplage intégrée?
Les résultats des expérimentations au Royaume-Uni ou en région Rhône-Alpes confirment une
baisse de l?ordre de 20% de la puissance unitaire appelée au poste source, ce qui permet
d?éviter, de réduire ou de reporter les investissements pour les renforcements des ouvrages
destinés à pallier la hausse des consommations sur les réseaux basse tension. Cette externalité
positive n?est pas chiffrée dans le contrat « petites installations ».
Une évaluation des économies réseaux doit également prendre en compte des pertes réseaux
évitées, qui ont été établies par la Directive cogénération respectivement à 7,5% et 14% pour
l?électricité injectée localement et celle autoconsommée (voir Tableau 4)
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14
Tableau 4 : Annexe IV de la Décision de la commission du 19/12/2011 - rendements de
référence
En prenant en compte un taux de 7,5%9 de pertes évitées, sans même intégrer
l?autoconsommation effective mais non comptabilisée, les pertes évitées peuvent
être chiffrées à près de 200 MWh par an et par MW installé de cogénérations (soit
une économie d?environ 12 k¤ par an pour RTE).
Pour 1 MW de cogénérations BT, on peut également estimer à près de 60 k¤ les
investissements évités à la collectivité et aux opérateurs pour la réalisation de
centrales de pointe.
Il faut cependant noter que l?impact positif de la cogénération sur les économies réalisées sur
les réseaux électriques (réduction ou report des investissements réseaux), reste délicat à
évaluer, alors que le prix très élevé du KWh défaillant devrait également être pris en compte.
De plus, par rapport à des solutions de production de chaleur centralisée, les cogénérations
raccordées en BT permettent de s?affranchir des pertes de distribution de chaleur des réseaux
de chaleur de grosse puissance (15 à 20% de pertes estimées sur les réseaux de chaleur
français).
Les conditions actuelles du déploiement des cogénérations BT en France. Une
première étape de démonstration
Le Club Cogénération accompagne les actions de ses membres, tous acteurs de la filière (GDF
SUEZ, GrDF, Constructeurs et distributeurs de matériels de micro ou mini cogénérations, etc.)
afin de créer un environnement socio-économique plus favorable au déploiement de cette filière
sur le marché français.
Une première étape a été réalisée pour l?écogénérateur à travers la réalisation de tests en
laboratoire et sur le terrain. On peut noter que l?ADEME et GrDF se sont associés au travers
d?un accord-cadre pour l?instrumentation et le suivi de près de 50 sites pilotes équipés
d?écogénérateurs et ont tiré des conclusions positives de cette première expérimentation de
différents produits. Le calendrier des campagnes d?expérimentation a pu globalement être
respecté.
9 En effet, nous prévoyons un raccordement direct des unités de micro-cogénération au réseau de distribution
compte tenu de la structure tarifaire proposée, imposant la revente totale.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
15
De plus, ces opérations de démonstration ont permis de tester la solidité et la réactivité des
équipes de maintenance, tout en éprouvant les conditions de raccordement avec ErDF, dont les
retours sont jugés globalement positifs par les installateurs.
Ces filières sont donc fin prêtes à être déployées en termes de systèmes et de
services associés.
Cependant, nous rappelons que les conditions économiques de ce déploiement ne
sont pas encore réunies, compte tenu du niveau insuffisant du mécanisme actuel de
soutien, constitué par le crédit d?impôt pour certaines filières seulement (gaz), et un
contrat d?obligation d?achat (contrat dit « petites installations »).
Pour la cogénération BT alimentée en bois-énergie, le coût plus élevé de ces technologies
impose de bonifier plus encore les incitations au développement. En contrepartie, le potentiel
de réduction de ce coût en valeur absolue est également plus important.
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autoconsommation/autoproduction
16
Annexe 2 : Caractéristiques des différentes technologies cogénérations basse tension (micro & mini cogénérations)
et constructeurs associés
MCI Stirling Rankine PAC
Maturité ++++ +++ ++ +
Puissance électrique 1 kW à 36 kVA 1-5 kW 3-50 kW 1-200 kW
Rendement global
(PCI)
75 à 90% >105% 100% 85-90%
Ratio E/C 1/3 ou 1/2 1/8 à 1/5 1/10 à 1/8 ? à 3
Forces/Faiblesses ? Bon marché (produit
auto-dérivé).
? Non instantané.
? Plus de maintenance que
les moteurs à
combustion externe.
S?intègre très bien dans une chaudière.
Compact.
Rendement sur PCI élevé.
Maintenance réduite.
Faible puissance.
Bonne polyvalence combustible.
Larges gammes de puissances.
Coût des machines actuellement élevé
(bien que les moteurs Rankine soient
en théorie moins coûteux que les
Stirling.
Rendement légèrement plus faible que
ceux du Stirling (12%)
Ratio E/C intéressant.
Silencieux.
Durée de vie limitée du
coeur de pile.
Constructeurs micro-
cogénérateurs gaz
(ou H2 pour les PAC)
? Sénertec (D)
? Ecogen (SP) (7,5 à 237
kWe)
? CogenCo (B) (30 à 250
kW)
? Viessmann (D) (18 à 400
kWe)
? Honda (JPN)
? Yanmar (JPN) (5-25 kWe)
? 2G (D) (25 à 50 kW)
? Remeha - De Dietrich (D) (1 kWe/28
kWth) ? 2011
? Baxi (F) (Chappée, Ideal Standard) (1
kWe/27 kWth) ? 2011/2012
? Vaillant (D) (1 kWe/28 kWth) ?
2011/2012
? MTS (D) (1 kWe/28 kWth) ?
2011/2012
? Viessman(D) (1 kWe/24 kWth) ?
2011/2012
? Budérus (D) (1 kWe/24 kWth) - 2012
? Viessmann
? Bosch
? Baxi/Innotech
? Hexis
? Vaillant
? SOFC Power
? Hélion
? PaxiTech
? Axane (Air Liquide)
Constructeurs micro-
cogénérations bois
(pellets)
? Sunmachine (D) (3 kWe)
? Mawera (AUT) (35kW)
? Stirling Power (AUT) (1 KWe/15 kWth)
? Hoval (D) 1 kWe
? ÖkoFEN (D) (1 kWe)
Prix estimatifs (valeur
2010) en ¤/kW
? 2000-3000 ? 5000-15000 ? 10000-25000 ? 5000-15000
Coût de maintenance
en c¤/kWh
? 0,8-2 ? 0,35-1,7 ? Non connu ? 0,2-0,4
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Annexe 3 : Volet formation et information
L?intérêt de la formation
Pour le bon déploiement d?une technologie, la formation et l?information sont des aspects
prioritaires à mettre en place. Elles permettent aux clients finaux comme aux professionnels du
secteur de connaître le produit, son utilité et son intérêt.
Aujourd?hui, beaucoup de gens connaissent la fonction d?une éolienne ou d?un panneau solaire,
mais très peu savent ce qu?est un cogénérateur et son principe de fonctionnement. Cette
situation vaut aussi bien pour le grand public que pour les professionnels (installateurs :
artisans, donneurs d?ordre : architecte, bureau d?études) et pour les décideurs politiques sur le
plan technique, environnemental et économique.
La bonne installation d?un produit permet de véhiculer une image « vertueuse » de la
technologie. Le contraire est rapidement désastreux.
Structure présente et future
Aujourd?hui les constructeurs forment eux même leurs installateurs dans leur réseau de
connaissances. Certains constructeurs vont même sur les chantiers accompagner l?installateur,
si ce n?est pas les constructeurs eux même qui se déplacent pour réaliser l?installation.
Hormis les formations proposées par les constructeurs, il existe aussi des organismes de
formation qui en proposent (~5). Au niveau des universités et écoles d?ingénieur en passant par
les IUT, on remarque ces deux dernières années un engouement pour la cogénération
raccordée en basse tension. Les filières énergie et thermique intègrent ce programme à leur
cursus. Beaucoup d?entre elles s?équipent de micro/mini-cogénérateurs (moteurs gaz, bois - pile
à combustible) afin de réaliser des travaux pratiques et de la recherche. Ce dernier secteur
reste d?ailleurs assez actif en France.
En termes de compétences, la France possède le potentiel et le savoir-faire requis. Les
premières formations dans le secteur ont été réalisées à travers des partenariats ou des
collaborations avec nos voisins allemands, belges, autrichiens,? lors d?installations de
démonstration, et chez des précurseurs. Nous avons donc en France les compétences et le
potentiel pour bien développer cette filière.
Il existe des sites internet français de vulgarisation pour le grand public de cette technologie.
On retrouve par exemple celui de GDF SUEZ ou de www.microcogeneration.info/.
L?intérêt économique de ce secteur
Le développement d?une « nouvelle » technologie crée nécessairement de l?emploi. Dans un
contexte de crise, l?innovation et la diversification des offres restent un moyen pérenne de se
développer.
Avec l?intégration des micro-cogénérateurs dans la réglementation thermique 2012, de plus en
plus de monde commence à s?intéresser à cette technologie.
Dans un premier temps, il n?y aura pas de création d?un nouveau métier d?installateur de micro-
cogénérateur mais plutôt une diversification des connaissances des chauffagistes. En effet, bien
qu?un micro-cogénérateur ne soit pas une chaudière, cela s?en rapproche. Il y aura donc
amélioration des compétences des employés. Cela permet d?avoir une main d?oeuvre qualifiée à
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autoconsommation/autoproduction
18
valeur ajoutée dans un contexte international où les pays européens, dont la France, sont
reconnus pour la qualité et leur savoir-faire.
On peut citer comme exemples des entreprises françaises qui proposent des formations pour
des cogénérateurs à des clients de pays étrangers tel qu?en Afrique et au Moyen-Orient.
En France, le développement de la filière va créer des emplois dans les secteurs annexes à
l?installation, à proprement dite, comme le commercial, la formation, l?ingénierie,
l?entretien/maintenance et l?assurance.
Proposition
Pour favoriser le bon développement de la filière, il est essentiel d?avoir une formation
labellisante qui permette à l?installateur de connaître les règles de base d?une installation de
cogénération raccordée en basse tension réussie, des points de vue technique et sécurité.
L?objectif est de ne pas avoir des installateurs improvisés « spécialistes » dans le domaine. Une
contrainte de formation parmi les exigences auprès des compagnies d?assurances ou pour
l?obtention par le client du crédit d?impôt pourrait permettre d?atteindre cet objectif.
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Préambule
Cette contribution vise à rappeler le rôle central des entreprises de bâtiment dans la conception,
mise en oeuvre et maintenance des installations photovoltaïques.
L?entreprise de bâtiment doit demeurer à sa juste place, au centre de l?acte de construire et de
rénover. La compétence technique des entreprises de bâtiment est l?assurance de réaliser des
ouvrages solides et étanches, dont la performance est éprouvée et mesurée dans le temps.
Le GMPV-FFB, acteur incontournable auprès des pouvoirs publics, est l?instance nationale qui
porte la voix de ces professionnels au sein de la Fédération Française du Bâtiment. Ce
groupement représente près de 20 000 entreprises de bâtiment aptes à aborder de manière
transversale les spécificités du photovoltaïque dans le bâtiment de par leurs compétences
métiers.
Le GMPV-FFB est l?Union nationale d?expertise technique dédiée aux métiers du
photovoltaïque dans le bâtiment.
Les atouts du passage de l?enveloppe passive à l'enveloppe active du bâtiment, sont majeurs
et créateurs de valeur ajoutée pour les entreprises françaises. Les matériaux de construction
multifonctionnels combinent matériaux traditionnels et production d?énergie, l?enveloppe du
bâtiment devient alors « active ». Le photovoltaïque dans le bâtiment est créateur d?innovation,
outil de valorisation patrimoniale et générateur d?emplois. Il s?intègre dans l?architecture des
bâtiments et améliore leur performance énergétique.
La combinaison de l?incitation réglementaire induite par la Réglementation Thermique 2020 (RT
2020) et de la compétitivité de l?électricité photovoltaïque, conduit à un développement
croissant de l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment.
La réglementation thermique est un moteur du développement du photovoltaïque dans le
bâtiment.
Face aux enjeux de la transition énergétique, la compétence technique est un passage
obligatoire vers l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment. Le respect des
règles de l?art de la construction ainsi que les règles techniques spécifiques au photovoltaïque
dans le bâtiment est essentiel afin d?assurer la réalisation d?ouvrages de qualité, pérennes dans
le temps, et assurant la sécurité des biens et des personnes.
Afin de sécuriser le modèle de l?autoconsommation dans le bâtiment, le GMPV-FFB plaide en
faveur d?une prime à l?autoconsommation assujettie à la mise en oeuvre par les entreprises de
bâtiment.
Le GMPV-FFB porte des propositions concrètes en faveur de l?autoconsommation de
l?électricité photovoltaïque dans le bâtiment au service de la qualité des ouvrages.
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Sommaire
? L?entreprise de bâtiment....................................................................................4
? Le GMPV-FFB..............................................................................................................6
? L?enveloppe active du bâtiment......................................................................9
? La réglementation thermique.........................................................................10
? La compétence technique..................................................................................11
? Une prime à l?autoconsommation ...............................................................16
? Les propositions du GMPV-FFB......................................................................18
? Annexe 1: Les relais de croissance pour le développement du
photovoltaïque dans le bâtiment???????????????????..20
? Annexe 2: Photovoltaïque dans le bâtiment : les signes de qualité?..21
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L?entreprise de bâtiment
Au centre de l?acte de construire et de rénover
Le bâtiment est un domaine spécifique, formé et structuré. Les entreprises de bâtiment ont comme
dénominateur commun les spécificités du bâti avant même de parler de photovoltaïque:
- En termes de transmission de l?expérience et du savoir-faire acquis au fil des années et au fil
des chantiers réalisés
- En termes d?apprentissage (des formations spécifiques).
- En termes de pratique (des femmes et des hommes de méthode, travaillant avec des
références, des documents techniques unifiés ? DTU -, des règles professionnelles, des
normes voire des règlementations).
- En termes de signes de qualité (QUALIBAT, QUALIFELEC, QualiPV).
- En termes d?assurance : en particulier, tout équipement lié ou fixé au bâti doit être couvert
par une garantie décennale quand il participe au clos et au couvert.
La maitrise et le respect des règles de l?art de la construction relèvent de la compétence et du
savoir faire des professionnels du bâtiment.
Les entreprises du bâtiment sont qualifiées, assurées, et font appel à des compagnons disposant de
pré-requis métiers et formés aux particularités du photovoltaïque. Les produits sont mis en oeuvre
dans le respect des règles de l?art de la construction (techniques traditionnelles / techniques
courantes ? TC) et des évaluations techniques (techniques non traditionnelles / techniques non
courantes ? TNC).
Les professionnels du bâtiment interviennent lors de la conception, de la mise en oeuvre et de la
maintenance des installations photovoltaïques.
Les professionnels du bâtiment ne conçoivent pas les produits des systèmes installés. Ils
conseillent le maître d?ouvrage et effectuent le choix des produits adaptés.
L?entreprise de bâtiment a une connaissance approfondie du support sur lequel elle intervient, c?est-
à-dire l?enveloppe du bâtiment. Elle interagit avec tous les acteurs de la construction.
L?entreprise de bâtiment doit demeurer à sa juste place, au centre de l?acte de construire
et de rénover. Elle effectue le choix, la fourniture, la conception, la mise en oeuvre et la
maintenance des installations.
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L'entreprise de bâtiment:
au centre de l'acte de construire et de rénover
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Le GMPV-FFB
L?Union nationale d?expertise technique dédiée aux métiers du photovoltaïque
dans le bâtiment
Le GMPV-FFB est l?Union nationale des métiers traditionnels de la Fédération Française du
Bâtiment dédiée à l?activité photovoltaïque.
L?installation de systèmes photovoltaïques dans le bâtiment s?appuie avant tout sur les compétences
et le savoir-faire des métiers traditionnels du bâtiment :
Le GMPV-FFB représente près de 20 000 entreprises de bâtiment aptes à aborder de manière
transversale les spécificités du photovoltaïque dans le bâtiment de par leurs « compétences
métiers ».
Le photovoltaïque dans le bâtiment:
à la croisée des métiers traditionnels du bâtiment
Légende : FFIE : Fédération française des entreprises de génie électrique et énergétique
UNCP : Union nationale de la couverture plomberie
CSFE : Chambre syndicale française de l?étanchéité
Union des Métalliers
UECF : Union des entreprises de génie climatique et énergétique
SNFA : Syndicat national de la construction des fenêtres, façades et activités associées
FFPV : Fédération française des professionnels du verre
Les entreprises de bâtiment sont « en ordre de marche », et participent d?ores et déjà à la mise en
place de la transition énergétique.
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Les métiers traditionnels du bâtiment ont toujours su intégrer des techniques et des produits
nouveaux, y compris les équipements utilisant les énergies renouvelables. Cette intégration s?est
toujours faite après une phase d?apprentissage plus ou moins longue, au terme de laquelle les
professionnels du bâtiment ont acquis la maîtrise de ces nouvelles techniques.
Ainsi, les professionnels du bâtiment se sont appropriés les techniques de mise en oeuvre du
photovoltaïque, qui sont devenues une composante à part entière de l?acte de construire et de
rénover.
Les professionnels du GMPV-FFB sont appelés à être les acteurs des métiers de demain en maîtrisant
ces nouvelles compétences multi métiers et en participant activement au développement raisonné et
cohérent du photovoltaïque dans l?enveloppe du bâtiment.
Les principes défendus par les professionnels du bâtiment en France, tels que savoir-faire,
engagements, contrôles, responsabilités, doivent permettre de garantir un ouvrage solide et
étanche, dont la performance est éprouvée et mesurée dans le temps.
Les entreprises représentées par le GMPV-FFB interviennent sur tous les types de bâtiment :
résidentiels, tertiaires, industriels ou encore agricoles.
Le GMPV-FFB a pour mission de promouvoir le développement du photovoltaïque dans le
bâtiment de façon raisonnée, responsable et respectueuse des règles et pratiques des
métiers de la construction.
Le GMPV-FFB se mobilise au quotidien pour accompagner les entreprises du bâtiment, participer
activement aux travaux de normalisation et assurer la pérennité de l?activité photovoltaïque dans le
bâtiment.
Les domaines d?expertise technique du GMPV-FFB sont :
Photovoltaïque dans le bâtiment
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Illustrations de différentes techniques d?intégration du photovoltaïque dans
l?enveloppe du bâtiment
© GMPV-FFB - Coframenal
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© GMPV-FFB - Francewatts
© GMPV-FFB - Solardis
© GMPV-FFB - Izeo © timsaxonphoto - Fotolia.com
© gare de Perpignan - ISSOL - photos : Lacombr
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L?enveloppe active du bâtiment
Créatrice de valeur ajoutée pour les entreprises françaises
Le photovoltaïque dans le bâtiment dispose de nombreux atouts en termes de :
? création d?emplois locaux non délocalisables pour des compagnons formés et en activité
dans des entreprises qualifiées/certifiées pour l?installation de systèmes photovoltaïques
intégrés au bâtiment ;
Ce sont des dizaines de milliers d?emplois qui ont vocation à être créés dans les prochaines
années grâce au développement du photovoltaïque dans le bâtiment.
? savoir-faire reconnu et exportable, capitalisé et spécifique à la France ;
Les métiers impliqués concernent de nombreux domaines de la construction, de la conception
à la maintenance en passant par l?ingénierie et la mise en oeuvre. Les compétences existent et
ces métiers d?avenir ne demandent qu?à se développer.
? assurabilité des installations et conformité aux règles de l?art de la construction
(conception, mise en oeuvre et maintenance) ;
La France est l?un des rares pays d?Europe dans lequel les entreprises disposent d?une garantie
décennale assurée, pour les travaux réalisés dans l?enveloppe du bâtiment. Elle garantie la
pérennité des ouvrages dans le temps.
? intégration architecturale des installations dans le paysage urbain ;
Les installations photovoltaïques deviennent des matériaux de construction multifonctionnels,
éléments de l?enveloppe active du bâtiment (éléments de couverture, toiture avec étanchéité,
verrières, vitrages, bardages, murs-rideaux, allèges, brise-soleils ou encore garde-corps
photovoltaïques). Elles combinent esthétisme, performance et proximité vis-à-vis des lieux de
consommation.
? valorisation du patrimoine immobilier ;
Les bâtiments acquièrent une fonction de production d?énergie qui s?ajoute à leurs fonctions
traditionnelles de confort et de protection des biens et des personnes.
? transformation de l?enveloppe passive en enveloppe active du bâtiment par la stimulation
de l?innovation.
Le photovoltaïque dans le bâtiment favorise l?innovation en terme de Recherche &
Développement : utilisation de nouveaux matériaux de construction multifonctionnels,
valorisation combinée de l?électricité et de la chaleur solaire, stockage de l?électricité,
construction d?éco-quartiers, création de territoires à énergie positive (TEPOS), pilotage
optimisé des équipements électriques, développement des réseaux intelligents (smart-grids),
ou encore participation au développement des véhicules électriques?
En résumé
Le photovoltaïque dans le bâtiment constitue un véritable levier de croissance et participe
activement à la transition énergétique. Il est moteur de l?innovation, outil de valorisation
patrimoniale et générateur d?emplois. Il s?intègre dans l?architecture des bâtiments et
améliore leur performance énergétique.
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La réglementation thermique
Moteur du développement du photovoltaïque dans le bâtiment
L?application prochaine de la Réglementation Thermique 2020 (RT 2020) conduira à la banalisation
de la construction de BEPOS (Bâtiment à énergie positive), c?est-à-dire de bâtiments produisant plus
d?énergie qu?ils n?en consomment.
La production d?énergie locale deviendra indispensable, et la mise en oeuvre d?équipements
photovoltaïques sur bâtiments sera un levier essentiel pour l?équilibrage des consommations et des
apports énergétiques.
En combinant les avantages de l?intégration architecturale, de l?assurabilité, de l?acceptabilité
environnementale, et d?un fort potentiel énergétique, le photovoltaïque s?imposera comme une
solution incontournable pour la construction des bâtiments de demain.
Dans le cadre de cette évolution réglementaire, c?est un volume conséquent d?installations
photovoltaïques qui seront mis en oeuvre sur bâtiment. En anticipation de la RT 2020, de nombreux
maîtres d?ouvrage construisent d?ores et déjà des bâtiments performants et compétitifs en vue
d?atteindre un haut niveau de performance énergétique.
Les installations photovoltaïques sur bâtiments produiront une électricité locale, au plus près des
lieux de consommation, dans une logique de sobriété énergétique.
Par ailleurs, l?électricité photovoltaïque est en passe de devenir pleinement compétitive vis-à-vis de
l?électricité issue du réseau de distribution. Cette compétitivité s?accentuera avec la poursuite de la
chute du coût des installations photovoltaïques et de l?augmentation prévisible du prix de l?électricité
réseau1.
L?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque constitue un modèle économique d?avenir.
L?autoconsommation est un modèle logique et cohérent :
- Il place le photovoltaïque au service des besoins électriques du bâtiment par des installations
adaptées.
- Le photovoltaïque devient une solution pour réaliser des économies sur ses factures
d?électricité.
En résumé :
La combinaison de l?incitation réglementaire induite par la Réglementation Thermique
2020 (RT 2020), et de la compétitivité de l?électricité photovoltaïque, conduit à un
développement croissant du photovoltaïque dans le bâtiment. Ce développement repose
sur le modèle économique de l?autoconsommation.
1
« Le fonctionnement des marchés de détail français de l?électricité et du gaz naturel - Rapport 2011-2012 »
publié par la Commission de régulation de l?énergie (CRE) le 18 février 2013.
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La compétence technique
Passage obligatoire vers l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment
L?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque constitue un changement important de modèle
économique, mais ne doit en aucun cas remettre en cause le respect des règles techniques
existantes.
A ce jour, dans la filière photovoltaïque, les acteurs du bâtiment sont structurés. Ils s?appuient sur les
règles de l?art de la construction, et dispose de normes, de règles professionnelles, et de guides
techniques spécifiques à la mise en oeuvre des systèmes photovoltaïques dans l?enveloppe du
bâtiment.
Ces acteurs sont issus des métiers traditionnels de la construction : électricité, couverture,
étanchéité, génie climatique, métallerie, verre, façades aluminium. Ils maitrisent l?ensemble de ces
règles techniques.
Ces règles techniques sont essentielles pour assurer la qualité des ouvrages et la sécurité des biens et
des personnes.
Quelque soit le modèle de développement du photovoltaïque dans le bâtiment, il est
essentiel de respecter les règles de l?art de la construction ainsi que les règles techniques
spécifiques au photovoltaïque dans le bâtiment afin de poursuivre la réalisation
d?ouvrages de qualité, pérennes dans le temps, et assurant la sécurité des biens et des
personnes.
Assurer la qualité et la durabilité des ouvrages :
L?ensemble des installations photovoltaïques mises en oeuvre dans le bâtiment assurent le respect :
- des normes produits
- des certifications
- des préconisations des fabricants (notices, formations)
- des Documents Techniques Unifiés (DTU) pour la mise en oeuvre dans le cas des techniques
traditionnelles :
o DTU 31 (Construction en bois)
o DTU 33 (Façades rideaux)
o DTU 36 et 37 (Menuiserie)
o DTU 39 (Miroiterie ? Vitrerie)
o DTU 40 (Couverture)
o DTU 43 (Etanchéité)
- des évaluations techniques propres aux procédés photovoltaïques dans le cas des
techniques non traditionnelles :
o Avis Techniques (ATec) sur liste verte de la C2P et valide
o Pass?Innovation « Vert » et valide
o Appréciations Techniques d?Expérimentation (ATEx)
o Enquêtes de Techniques Nouvelles (ETN)
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Assurer la sécurité des biens et des personnes :
L?ensemble des installations photovoltaïques mises en oeuvre dans le bâtiment respectent les
normes liées à la partie électrique.
- NF C 14-100 « Installations de branchement à basse tension »
- NF C 15-100 « Installations électriques à basse tension »
- UTE C 15-712 (-1 -2 -3) « Installations PV »
- DIN VDE 0-126-1-1 « Protection de découplage »
- NF C 18-510 « Habilitations électriques »
Les entreprises de bâtiment ont une connaissance approfondie des systèmes photovoltaïques qu?ils
mettent en oeuvre et du support sur lequel ils interviennent. Ils sont formés aux spécificités du travail
en hauteur et prennent de fait toutes les mesures de sécurité nécessaires lors des travaux.
Les professionnels sont habilités selon la norme NF C 18-510 pour les travaux d?installations
électriques (habilitation B0, BP, BR selon la nature des opérations réalisées).
Respecter les règles professionnelles et les guides techniques du GMPV-FFB et des acteurs
de la construction :
Les professionnels s?appuient sur des guides techniques développés par la filière du photovoltaïque
dans le bâtiment, et en particulier par le GMPV-FFB :
- Règles de bonne conduite pour le développement du photovoltaïque
dans le bâtiment (GMPV-FFB)
Ces règles s?attachent à la formation des intervenants, à la qualité des
produits mis en oeuvre et à la cohérence de la prestation. Elles s?adressent
aux entreprises de bâtiment, mais aussi aux maîtres d?ouvrage, maître
d?oeuvre, et toute autre partie prenante d?un projet d?installation
photovoltaïque sur bâtiment.
- Photovoltaïque : guide de rédaction des descriptifs de travaux (GMPV-
FFB)
Ce document constitue des préconisations pour la rédaction de pièces de
marché concernant des installations photovoltaïques sur bâtiment
réalisées dans le cadre de marchés publics et privés. Il s?adresse aux
maîtres d?oeuvre (économistes, architectes, bureaux d?études?) mais
également aux maîtres d?ouvrage et entreprises du bâtiment.
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/regles-de-bonne-conduite-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/regles-de-bonne-conduite-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/photovoltaique-guide-de-redaction-des-descriptifs-de-travaux.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/photovoltaique-guide-de-redaction-des-descriptifs-de-travaux.html
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- Recommandations professionnelles pour la mise en oeuvre de procédés
d?étanchéité photovoltaïque avec modules souples / de capteurs
solaires rapportés sur revêtement d?étanchéité en toiture-terrasse
(CSFE, membre du GMPV-FFB)
Ces recommandations constituent un socle commun de dispositions liées à
la conception, à la réalisation et à l?entretien des ouvrages
photovoltaïques mis en oeuvre sur toiture-terrasse. Elles complètent les
normes NF DTU dans la mesure où les questions spécifiques liées aux
ouvrages photovoltaïques n?y sont pas traitées directement. Ces
documents constitunte des recommandations à destination des maîtres
d?ouvrage, maîtres d?oeuvre, bureaux d?études techniques et
entrepreneurs.
- Guide RAGE 2012: Systèmes photovoltaïques par modules rigides en
toitures inclinées (le GMPV-FFB a contribué activement à sa rédaction)
Il s?agit d?un guide complet de conception, mise en oeuvre et maintenance
des installations photovoltaïques en couverture. Il s?adresse en priorité aux
entreprises de bâtiment, mais également aux autres parties prenantes
d?un projet d?installation photovoltaïque.
RAGE : Régles de l?Art Grenelle de l?Environnement 2012
- Guide PROMOTELEC-FFIE « Installations solaires photovoltaïques » (FFIE,
membre du GMPV-FFB)
Edité par la FFIE, ce guide a fait l?objet d?une refonte complète. Ce
document, à destination des installateurs de systèmes photovoltaïques,
dresse un état de l?art pour les professionnels, et traite en particulier de la
partie électrique des installations photovoltaïques. Il peut également être
abordé par les maîtres d?ouvrage.
- Plaquette AQC « Le photovoltaïque raccordé au réseau dans le
bâtiment » (le GMPV-FFB a contribué activement à sa rédaction)
Cette plaquette d?information de l?Agence Qualité Construction (AQC), à
destination des professionnels du bâtiment, concerne les installations en
toiture raccordées au réseau, en maison individuelle et en petit collectif.
Elle détaille les points d?attention à respecter en 4 étapes:
o La conception de l'installation
o Les produits
o La mise en oeuvre
o La maintenance et l'entretien
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.reglesdelart-grenelle-environnement-2012.fr/regles-de-lart/detail/guide-rage-2012-systemes-photovoltaiques-par-modules-rigides-en-toitures-inclinees-guide.html
http://www.reglesdelart-grenelle-environnement-2012.fr/regles-de-lart/detail/guide-rage-2012-systemes-photovoltaiques-par-modules-rigides-en-toitures-inclinees-guide.html
http://www.promotelec.com/professionnels/dossiers-techniques/securite-qualite-globales-des-installations-electriques/l-energie-solaire-photovoltaique-panneaux-solaires-installations-photovoltaiques.html
http://www.promotelec.com/professionnels/dossiers-techniques/securite-qualite-globales-des-installations-electriques/l-energie-solaire-photovoltaique-panneaux-solaires-installations-photovoltaiques.html
http://www.qualiteconstruction.com/fiche-publication/collection/les-plaquettes-developpement-durable/publication/le-photovoltaique-raccorde-au-reseau-dans-le-batiment.html
http://www.qualiteconstruction.com/fiche-publication/collection/les-plaquettes-developpement-durable/publication/le-photovoltaique-raccorde-au-reseau-dans-le-batiment.html
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Etre attentif à l?écriture des recommandations professionnelles spécifiques à chaque
métier :
En vue des perspectives de croissance du photovoltaïque dans le bâtiment, le GMPV-FFB poursuit
l?écriture de recommandations professionnelles, de guides techniques dédiés à chaque métier et
mène des études de Recherche & Développement. Ces travaux visent à couvrir l?ensemble des
techniques de conception, mise en oeuvre et maintenance des installations photovoltaïques dans
l?enveloppe du bâtiment.
Les guides thématiques suivants sont en cours d?écriture :
- Systèmes photovoltaïques surimposés en couverture (GMPV-FFB / UNCP)
- Systèmes solaires hybrides (photovoltaïque, thermique/aéraulique) (GMPV-FFB / UECF et
UNCP)
- Systèmes photovoltaïques sur toiture-terrasse (GMPV-FFB / CSFE)
- Solutions architecturales pour l?intégration du photovoltaïque au bâtiment (GMPV-FFB /
Union des Métalliers et FFPV)
- Les ombrières photovoltaïques et leurs usages (GMPV-FFB / FFIE)
Les études de Recherche & Développement en cours sont les suivantes :
- Etude sur la ventilation en sous-face des modules photovoltaïques (GMPV-FFB / CNEES)
- Valorisation de la chaleur en sous-face des modules photovoltaïques (GMPV-FFB / CNEES)
CNEES : Centre National de l?Expertise de l?Enveloppe et de la Structure
Modifier l?approche du dimensionnement des installations photovoltaïques et être attentif
à l?écriture des règles spécifiques à l?autoconsommation :
L?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque implique une nouvelle approche du
dimensionnement des installations photovoltaïques. Les économies réalisées grâce au
photovoltaïque dépendent fortement du taux d?autoconsommation. Afin d?évaluer ce taux, il
convient de calculer la production électrique de l?installation, mais il est également nécessaire
d?évaluer les profils de consommation électrique du bâtiment ainsi que la concordance entre
production et consommation locale. Cette étude doit tenir compte de la durée de vie de l?installation
photovoltaïque, c?est-à-dire au moins 20 ans.
Le bon dimensionnement d?une installation photovoltaïque en autoconsommation est conditionné
à la réalisation d?une pré-étude permettant d?évaluer, au cas par cas, le taux d?autoconsommation
de l?électricité photovoltaïque. Cette pré-étude est nécessairement spécifique à chaque bâtiment.
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Le GMPV-FFB accompagne d?ores et déjà les entreprises de bâtiment vers l?autoconsommation, au
moyen :
- d?un logiciel technico-économique d?aide à l?établissement d?offres en autoconsommation,
permettant d?évaluer les profils de consommation et leur concordance avec la production
photovoltaïque ;
- de fiches pratiques fournissant des exemples concrets de dimensionnements d?installations
photovoltaïques en autoconsommation pour différents types de bâtiments (résidentiels,
tertiaires, industriels?) et les résultats énergétiques, économiques et environnementaux.
Le GMPV-FFB prévoit la rédaction de guides pratiques de dimensionnement, mise en oeuvre et
maintenance des installations photovoltaïques en autoconsommation dans le bâtiment.
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Une prime à l?autoconsommation
Assujettie à la mise en oeuvre par les entreprises de bâtiment
L?autoconsommation est le modèle d?avenir pour le développement du photovoltaïque dans le
bâtiment. Ce modèle présente de nombreuses opportunités en termes :
- d?autonomie énergétique
- de sobriété énergétique
- d?innovation technologique
- de transition écologique
- de croissance économique
L?autoconsommation est adaptée à tous les bâtiments consommateurs d?électricité : résidentiel,
tertiaire, industriel ou encore agricole, ainsi qu?à toutes les tailles d?installations photovoltaïques
dans le bâtiment.
Il convient d?anticiper et d?accompagner le développement de ce nouveau modèle. Dans l?attente de
la pleine compétitivité de l?électricité photovoltaïque, la mise en place d?un mode de soutien
provisoire à l?autoconsommation est un moyen pertinent d?encadrer la mise en place de ce nouveau
modèle conformément aux règles de l?art de la construction et d?éviter de la sinistralité. L?objectif est
la poursuite d?un développement cohérent et responsable du photovoltaïque dans le bâtiment.
Un mode de soutien provisoire à l?autoconsommation permettra de soutenir la croissance du
photovoltaïque dans le bâtiment et d?afficher une bonne visibilité pour les marchés à venir.
Le GMPV-FFB plaide en faveur de la mise en place d?un mode de soutien provisoire à
l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment afin de sécuriser ce nouveau modèle et
dynamiser les marchés.
Le mode de soutien choisi doit respecter un certain nombre de critères :
- simplicité de mise en oeuvre du mode de soutien
- visibilité totale pour les acteurs
- absence d?effet d?aubaine et d?impact négatif sur la CSPE
- absence d?incitation à un comportement anti-MDE (maîtrise de la demande d?énergie)
Le soutien de type « autoconsommation + prime symétrique » réunit l?ensemble de ces conditions.
Le système de « prime symétrique » consiste à fournir une prime complétant les économies réalisées
lorsque l?électricité est autoconsommée, et une prime de même niveau rémunérant le producteur
lorsque l?électricité est injectée sur le réseau. Ce système présente l?intérêt de favoriser
l?autoconsommation sans pousser à une surconsommation d?électricité.
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Schéma d'illustration du soutien de type "autoconsommation + prime symétrique"
Source : ADEME
L?exemple fourni ci-dessus illustre ce mode de soutien dans le cas d?un bâtiment résidentiel : lorsque
l?électricité est injectée sur le réseau, le producteur obtient une prime de 110 ¤/MWh. Lorsque
l?électricité est autoconsommée, il obtient cette même prime de 110 ¤/MWh, et réalise de surcroît
l?économie de l?électricité qui n?a pas été achetée, soit 151 ¤/MWh. Cela permet de reconstituer un
niveau de revenu de 262 ¤/MWh.
Cette prime est fixée selon le type de contrat de consommation du producteur, et n?est donc pas
soumise à un plafond. Cette solution fournit une bonne visibilité pour le producteur et ne présente
pas de risque de sous-rémunération, ni de sur-rémunération.
Le GMPV-FFB plaide en faveur de la mise en oeuvre d?un système de type « autoconsommation +
prime symétrique ».
Ce mode de soutien doit continuer à s?inscrire dans le respect des règles de l?art de la construction
et des recommandations spécifiques au photovoltaïque.
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Les propositions du GMPV-FFB
En faveur de l?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque dans le bâtiment :
Le GMPV-FFB plaide en faveur d?une refonte du mode de soutien du photovoltaïque dans
le bâtiment, permettant de :
? Remplacer le système actuel de tarifs d?achat par un système de soutien à
l?autoconsommation, basé sur un mécanisme de type « autoconsommation + prime
symétrique » tel que développé par l?Ademe.
? Conditionner l?obtention de toute prime :
o à la production par l?entreprise de bâtiment des documents suivants, avant
la réalisation des travaux :
? attestation d?assurance à jour couvrant sa responsabilité civile et sa
responsabilité décennale pour l?activité photovoltaïque et pour le
système photovoltaïque mis en oeuvre, compatible avec la taille du
chantier.
? attestation à jour de qualification / certification de l?entreprise de
bâtiment réalisant la conception et la mise en oeuvre de l?installation
photovoltaïque. Cette qualification / certification doit correspondre
au type d?installation réalisée et à la taille du chantier (cf. annexe 2).
o à la production par l?entreprise de bâtiment des documents suivants, à
l?issue des travaux :
? attestation de conformité électrique de l?installation photovoltaïque
visée par un organisme agréé (CONSUEL?).
? attestation sur l?honneur garantissant que l'installation
photovoltaïque a été conçue et réalisée de manière à satisfaire
l'ensemble des exigences auxquelles elle est soumise, notamment les
règles de conception et de réalisation visées par les normes NF DTU,
les règles professionnelles et les évaluations techniques.
? fiche explicative contresignée par le maître d?ouvrage, soulignant la
nécessité d?un suivi de l?installation photovoltaïque à travers un
contrat de maintenance (reconductible).
o au fait que le propriétaire, l?exploitant et l?autoconsommateur, soient une
seule et même personne (physique ou morale).
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? Définir plusieurs niveaux de primes :
o une prime de base pour la mise en oeuvre d?une installation photovoltaïque
sur bâtiment uniquement, dans le but de valoriser le savoir-faire acquis par
les entreprises de bâtiment et d?assurer une production au plus près des
lieux de consommation.
o une prime bonifiée selon la technique de mise en oeuvre afin de privilégier
avant tout les procédés respectant les règles d?intégration / intégration
simplifiée au bâti, valorisant l?esthétisme de l?ouvrage et son intégration
architecturale dans le paysage urbain.
Les entreprises du GMPV-FFB maîtrisent les spécificités techniques de
l?enveloppe du bâtiment et se tiennent à la disposition des pouvoirs publics
pour faire évoluer les critères d?intégration / intégration simplifiée au bâti,
sur la base de leurs retours d?expérience.
? Supprimer les procédures d?appels d?offres, excessivement longues et complexes,
auxquelles les entreprises de bâtiment (artisans, PME) ne peuvent répondre.
? Supprimer tout plafond de puissance pour l?allocation d?une prime, mis à part la
limite réglementaire de 12 MWc.
? Prévoir une révision non pas trimestrielle mais annuelle de ces primes, afin
d?assurer une visibilité acceptable aux entreprises de bâtiment.
Le niveau de révision doit être connu avant la date de son entrée en vigueur.
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Annexe 1
Les relais de croissance pour le développement du photovoltaïque dans le
bâtiment
Le GMPV-FFB a effectué des travaux de prospective sur le thème des « relais de croissance pour le
développement du photovoltaïque dans le bâtiment », qui ont fait l?objet d?une campagne de
communication nationale. Cette campagne porte sur des sujets d?avenir, leviers de développement
des marchés d?aujourd?hui et de demain.
Les objectifs de la campagne sont les suivants :
- assurer la promotion des solutions innovantes pour le développement du photovoltaïque dans
le bâtiment et l?information sur les fantastiques opportunités de marchés qu?offre l?activité
photovoltaïque quel que soit l?usage du bâtiment (résidentiel, tertiaire, industriel, agricole?) à
grande échelle (quartier, ville, territoire) ;
- accompagner dans leur choix, non seulement nos concitoyens, mais d?abord nos entreprises et
compagnons, en démontrant la valeur ajoutée du photovoltaïque sur l?enveloppe du bâtiment
(valorisation du patrimoine foncier, nouveau matériau de construction multifonctionnel et
nouvelle source d?énergie compétitive) ;
- sensibiliser les maîtres d?ouvrage publics et privés et les informer au mieux pour leurs choix de
prescription.
Deux guides informatifs ont notamment été développés, et portent sur les thèmes phares de cette
campagne de communication :
- « Le photovoltaïque au service de la performance énergétique dans le bâtiment en France »
Ce guide vise à informer les différentes parties prenantes sur la place du photovoltaïque dans
la réglementation thermique, et sa valeur ajoutée dans l?amélioration de la performance
énergétique du bâtiment ;
- « Les solutions d?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque dans le bâtiment en
France »
Ce guide vise à sensibiliser les parties prenantes au principe de l?autoconsommation de
l?électricité photovoltaïque, à son intérêt et à son avenir dans le cadre des bâtiments et des
territoires de demain.
Les deux guides visent également à informer les différents acteurs sur les solutions photovoltaïques
existantes, leurs modes d?intégration au bâti et les corps de métiers concernés. Ils rappellent que
l?entreprise de bâtiment occupe une place centrale dans l?acte de construire et de rénover.
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/1-guides-dinformation-les-relais-de-croissance-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/1-guides-dinformation-les-relais-de-croissance-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/1-guides-dinformation-les-relais-de-croissance-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
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Annexe 2
Photovoltaïque dans le bâtiment : les signes de qualité
Typologies des signes de qualité
Les signes de qualité qui concernent les entreprises de bâtiment sont de trois types : appellations,
qualifications et certifications. Le tableau ci-dessous détaille les exigences de ces différents types de
signes de qualité.
- Les appellations sont d?un niveau d?exigence variable en fonction du contenu de leur
référentiel.
- Les qualifications constituent des signes de qualités solides et peuvent être délivrés ou non
par un organisme accrédité par le COFRAC.
- Les certifications sont liées à un haut niveau d?exigences, et s?accompagnent d?audits sur
chantier et en entreprise. L?organisme d?attribution peut également être accrédité par le
COFRAC.
= organisme reconnu par le COFRAC
= qualification « Reconnu Garant de l?Environnement »
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Signes de qualité dans la filière photovoltaïque
Il existe trois organismes délivrant des signes de qualité pour les entreprises d?installation de
systèmes photovoltaïques :
- Qualit?ENR : délivre les qualifications
o « QualiPV module Bât » pour la partie « bâtiment »
o « QualiPV module Elec » pour la partie « électricité »
Ces qualifications sont réservées à l?habitat individuel (quelques kWc).
Elle s?obtient soit sur la base de la présentation de références récentes, soit en réalisant une
formation dans un centre agréé par Qualit?ENR (durée de 2 à 3 jours). L?entreprise s?engage à
respecter la charte de qualité QualiPV. Des contrôles de réalisation peuvent être effectués.
- Qualifelec : délivre la qualification
o « Installations électriques mention SPV
(Solaire Photovoltaïque) »
Cette qualification est destinée aux installateurs électriciens. Elle peut concerner des locaux
à usage résidentiel, agricole, tertiaire ou industriel.
Elle s?obtient sur la base de présentation d?installations électriques photovoltaïques de
référence. Des contrôles de réalisation sont effectués.
- QUALIBAT : délivre les qualifications de la série 81
o « Modules en intégration »
o « Modules de substitution ou en surimposition »
et délivre les certifications de la série 81
o « Modules photovoltaïques intégrés »
o « Modules photovoltaïques surimposés ou de substitution »
o « Modules souples »
Ces qualifications et certifications se destinent aux entreprises de bâtiment capables de gérer
dans sa globalité l?installation des systèmes mis en oeuvre : étude de faisabilité, conception,
mis en oeuvre conforme aux spécifications, respect des règles de sécurité, mise en service,
maintenance. Les entreprises effectuent la fourniture et la pose du système photovoltaïque.
Un seuil de sous-traitance de 30% maximum est fixé. Il n?y a pas de limitation de puissance.
? Les qualifications (jusqu?à 250 kVA) s?obtiennent sur la base de l?étude d?un dossier
associé à des références d?installations photovoltaïques, suivie d?un contrôle.
? Les certifications (au-delà de 250 kVA) s?obtiennent sur base du respect d?un
référentiel exigeant combiné à plusieurs audits sur chantier et en entreprise.
L?évaluation s?attache à la régularité de la situation administrative et juridique, aux
moyens matériels et financiers et surtout aux compétences techniques des
entreprises ainsi qu?à la qualité du matériel mis en oeuvre. Ces certifications sont
particulièrement adaptées aux réalisations sur grandes toitures.
COFRAC RGE
RGE
COFRAC RGE
COFRAC
GMPV-FFB ? Groupement des Métiers du Photovoltaïque de la Fédération Française du Bâtiment 23
Web: www.gmpv.ffbatiment.fr ; mail: rancev@gmpv.ffbatiment.fr
Lançons
l?autoconsommation
citoyenne
État des lieux et
propositions
Table des matières
1° Préambule
2° Introduction : les bases
3° Restaurer la confiance
4° Définition, situation actuelle
5° L'autoconsommation simple
6° L'autoconsommation avec Net Metering
7° Vente du surplus, vente en totalité
8° Cas passif = déplacement de certaines consommations
9° Cas actif = batteries, STEP, hydrogène?
10° Pic du soir et pic de nuit : l?impact sur le réseau
11° Financement du réseau
12° Les particuliers : investissement citoyen !
13° Les maîtres mots : simplicité et sécurité
14° Conclusion technique
15° Au coeur des politiques territoriales*
16° Inciter les collectivités à investir dans leurs propres installations
17° Conclusion
1° Préambule
Les documents concernant l?autoconsommation sont pléthoriques et de
bonne qualité, même si certaines propositions sont discutables. Notre association,
le GPPEP, va simplement donner la vision des citoyens ; car ce sont bien eux les
principaux intéressés et nous sommes peut-être les seuls à bien les connaître.
Nous nous appuyons sur notre expérience de producteurs et de citoyens, les
retours que nous avons de nos nombreux adhérents (plus de 2 500) et les liens
étroits que nous avons avec les autres acteurs de la filière photovoltaïque. Sans
oublier les résultats de nos actions de terrain lors de nos participations aux
foires-expositions de dimension nationale (Marseille, Nantes, Mulhouse?).
2° Introduction : les bases
Grâce aux panneaux solaires photovoltaïques (modules PV), il est
possible de produire directement de l'électricité. Une fois produite, cette
électricité doit être utilisée, sans quoi elle est perdue pour le producteur. Ce sont
les consommateurs les plus proches de la source de production qui seront les
premiers servis, donc le producteur lui-même en premier, puis ses voisins
immédiats.
Il y a trois moyens d?utiliser cette électricité :
? Par un contrat de vente en totalité (on vend tout ce qu'on produit).
? Par un contrat de vente du surplus (on vend ce que l'on n'a pas
consommé).
? Sans contrat de vente (on consomme tout ce qu'on produit).
Ce dernier cas correspond à ce que l'on appelle abusivement
« autoconsommation ». Le gain se fait donc ici par une économie sur sa
facture d'électricité.
3° Restaurer la confiance
Après une explosion des installations de centrales photovoltaïques dès le
début 2008 et jusqu?au moratoire de 2010, le marché s?est replié sur lui-même,
pour de nombreuses raisons :
? Les baisses du tarif d?achat.
? Le manque de visibilité suite aux brusques changements de cap des décideurs.
? La mauvaise publicité des sociétés éco-délinquantes.
? Les « affaires », comme Scheuten, et les liquidations judiciaires en série.
? Les mauvais choix techniques privilégiés (intégration au bâti, etc.).
? Une vision à long terme peu compatible avec les finances des particuliers.
? Une politique de discrédit sur le PV : panneaux chinois, CSPE?
C?est à l?État, avec l?aide des acteurs du terrain, de restaurer la confiance
dans les énergies renouvelables, non seulement en étant intransigeant envers les
éco-délinquants, mais aussi en redonnant aux citoyens le désir de participer
activement à la transition énergétique.
L?autoconsommation
par et pour le citoyen
4° Définition, situation actuelle
Le diagramme présente l'éventail des possibilités offertes à un producteur.
C'est un bon moyen de présenter la situation actuelle (= les 2 premiers choix :
vente totale et vente du surplus), la situation de transition (= autoconsommation
simple) et les possibilités futures.
Remarque : le diagramme ne présente que l'aspect financier et ne montre pas les
économies qu'on peut faire par un déplacement de charges.
On insistera sur le fait que le réseau est présent dans tous les cas.
Également, on ne manquera pas de rappeler que le producteur est
toujours le premier consommateur et que, par conséquent, l'énergie qu'il produit
est toujour s, en partie, consommée par lui-même.
? Vente totale : la totalité de la production est vendue.
Cela nécessite la création d'une ligne d'injection dédiée et, par conséquent,
un compteur de production (et un de non-consommation afin de s'assurer
qu'il n'y a pas de consommation sur la ligne).
Cette solution est la plus utilisée vu le niveau du tarif d'achat.
? Vente du surplus : seul le surplus est vendu, si la production est supérieure
à la consommation.
L'injection se fait sur la ligne de consommation. Seule la pose d'un compteur
d'injection est nécessaire (tête-bêche par rapport au compteur de
consommation). Les frais de raccordement sont réduits. La partie consommée
par la maison vient en déduction de l'apport du réseau, on peut donc l'assimiler
à une vente au tarif du réseau (réduction de la facture d'électricité).
? Autoconsommation sans stockage (situation actuelle) : la totalité de la
production est consommée. Si on a un peu de surplus, ce dernier va sur le
réseau gratuitement.
Pas de pose de compteur, pas de modification de l'installation électrique
de la maison. On peut assimiler le branchement de l'installation au
branchement d'un grille-pain. L'amortissement de l'installation se fait donc
juste par les économies sur sa facture électrique.
? Autoconsommation avec stockage.
Outre les coûts supplémentaires, une partie de l'énergie est perdue dans la
phase de stockage, le rendement de l'opération stockage/déstockage étant
inférieur à 1.
? Autoconsommation avec stockage et vente : non autorisé par la
réglementation actuelle.
Plutôt pour une échelle collective (quartier, commune?) qu'individuelle.
5° L'autoconsommation simple
Avantage : un maître mot, la simplicité.
Inconvénient : puissance modérée.
Le principal avantage de cette forme d'autoconsommation est sa simplicité.
En effet, il n'y a aucune modification à faire sur l'installation électrique, aucun
tarif d'achat à demander. Les démarches se résument à une déclaration préalable
en mairie dans le cas d'une pose en toiture et d'une convention d'exploitation
avec ERDF. On est complètement dans une démarche citoyenne de production
d'énergie verte sans but lucratif.
L'inconvénient est que, généralement, on ne peut pas mettre une puissance
importante car cela générerait trop de surplus. Un peu de surplus lors de la
pointe de production n'est pas gênant, et même plutôt souhaitable pour les EnR.
Mais trop pourrait nuire à l'amortissement du matériel. Une étude du profil de
consommation est nécessaire afin de déterminer la puissance adéquate et d'éviter
un projet trop coûteux par rapport aux besoins.
Afin de permettre une augmentation de la puissance de l'installation de
production, et donc une meilleure utilisation des surfaces de toiture disponibles,
plusieurs pistes sont envisageables :
? le Net Metering,
? le déplacement de charges,
? le stockage simple,
? la vente du surplus (tarif d'achat ?),
? le stockage et vente.
6° L'autoconsommation avec Net Metering
Simplicité :
Net Metering = Consommation ? Production injectée
Pas de tarif d?achat spécifique
Le Net Metering est la réduction de la facture de consommation?
Il s'agit simplement de regarder le solde Consommation ? Production en
fin de période.
Techniquement, un simple compteur mécanique suffit (il tourne à l'envers en cas
de surplus) ! Mais ce type de compteur ne permet pas de comptabiliser la partie
qui a été temporairement envoyée sur le réseau (et donc l'effort à
l'autoconsommation qui a été fait). À terme, il conviendra de disposer de
compteurs double flux mais, en attendant leur déploiement, une tolérance serait
souhaitable pour les usagers disposant encore d'un compteur mécanique.
Autre avantage, cela évite l'introduction d'un tarif d'achat spécifique. Le
risque est potentiellement un abus avec une installation de puissance très
largement surdimensionnée par rapport aux besoins, ainsi que l?absence d'effort
pour mettre sa consommation en phase avec sa production. Lorsque les
compteurs double flux (genre Linky) seront disponibles, il conviendra
probablement de mettre une limite sur l'énergie injectée en fonction de la
puissance installée afin d'inciter à maximiser son autoconsommation.
Avantages : simplicité, pas de problème de dimensionnement et pas d'impact
pour le réseau (donc pas de PTF), incitation à l'autoconsommation, mise en
oeuvre immédiate. Les personnes auront le choix pour minimiser les surplus
injectés, soit de déplacer des charges, soit d'installer un système de stockage
(plus onéreux).
? Proposition 1 (dans le cadre du Net Metering) : pour limiter la puissance
installée (et pour éviter les abus et les frais sur le réseau), on ne rémunérera
pas un éventuel surplus en fin de période de comptage (comptage annuel).
Suivant les compteurs, on aura :
? Compteur électromécanique : surplus décompté du compteur de
consommation, tolérance en attendant un changement de compteur.
? Compteur électronique simple : surplus non comptabilisé, « donné » au
réseau. Ce don pourrait compenser la tolérance pour les compteurs
mécaniques.
? Compteur électronique double flux (Linky) : les surplus comptabilisés
seront donnés à un fonds public (précarité énergétique, développement
MDE?) qui pourra les vendre aux fournisseurs d'énergie pour financer
ses actions.
Incitations : pas de contrainte sur le type d'installation, bien entendu pas de
Consuel (d'autant plus que la puissance installée est inférieure ou égale à la
puissance de l?abonnement). Mise en place d'une PTF simplifiée (juste à vérifier
la conformité de l'onduleur choisi). Également, très important, ne faire aucun
frais au niveau des compteurs tant qu'on n'a pas le compteur Linky. Inutile de
faire poser un compteur de production provisoire et ainsi générer des frais
supplémentaires. Au contraire, les personnes ayant un compteur électronique
simple seront d'autant plus incitées à faire des déplacements de charge. Quant à
ceux qui ont encore un compteur mécanique, tant mieux pour eux, cela les
encouragera à faire réaliser une installation photovoltaïque?
On le voit, cette solution ne demande aucun tarif d'achat particulier. Elle
n'a donc aucun impact sur la CSPE.
Ce type d'autoconsommation est au final un effort d'économie d'énergie
par rapport à l'effet sur le réseau. Ce type de projet devrait donc bénéficier des
mêmes facilités de mise en oeuvre que les autres types de projets d'économie
d'énergie (isolation, chauffage, eau chaude).
? Proposition 2 : Rendre éligibles les installations en autoconsommation aux
mêmes aides ou incitations que les autres travaux d'économies d'énergie.
? Éco-prêt à taux zéro (Eco-PTZ).
? Certificats d?économie d?énergie (CEE).
? Proposition 3 : Pour inciter à faire travailler les professionnels locaux tout
en restant dans la logique de projet d'économie d'énergie.
? TVA à taux réduit 5,5 % sur le matériel et la main-d'oeuvre.
7° Vente du surplus, vente en totalité
Le système des contrats d'achat peut garder son intérêt pour continuer à
développer une production importante d'EnR.
? Vente totale : pour les locaux collectifs ou ceux dont le propriétaire n'est
pas l'occupant.
? Vente des surplus : pour ceux qui veulent maximiser leur installation de
production sur toute la toiture disponible pour produire plus d'EnR.
Ils obtiendront donc une production largement supérieure à leurs besoins.
Mais il faut réduire l'impact de ces contrats sur la CSPE. On peut poursuivre le
système existant, mais en supprimant la contrainte d'intégration au bâti, qui
représente la plus grande partie du coût du tarif d'achat, sans avoir montré
d'impact sur le développement d'une technologie nationale.
(Nous pourrions reprendre l'idée initiale de prime à l'intégration versée en une
fois au début de l'installation, par exemple 0,50 ¤/Wc, si on souhaite maintenir
ce système).
8° Cas passif = déplacement de certaines consommations
Le stockage passif consiste à simplement déplacer des charges pour faire
en sorte qu'elles se déclenchent et consomment au moment de la production. Ces
charges sont la production de chaleur (eau chaude sanitaire, pompe à chaleur) ou
de froid, ainsi que certains appareils électriques comme le lave-vaisselle, le lave-
linge ou les pompes de filtration des piscines. La seule difficulté avec ces
charges, c'est qu'elles ne sont généralement pas conçues pour fonctionner avec
des puissances variables (typiquement, un chauffe-eau a une résistance de 2 à 3 kW).
Néanmoins, il est possible de rajouter un contrôleur de puissance dans certains cas.
Il y a pour les industriels un gros potentiel à fournir des appareils
pilotables en puissance dont on pourra ajuster la consommation en fonction des
surplus disponibles.
9° Cas actif = batteries, STEP, hydrogène?
Le stockage actif consiste à utiliser des batteries dans le but de stocker
l'énergie pour une utilisation ultérieure. À une échelle individuelle, ce moyen est
encore extrêmement onéreux. Il est également difficile à dimensionner
correctement. On peut aussi se demander si c'est vraiment une solution
judicieuse, car l'énergie chèrement stockée aurait certainement pu être utilisée en
direct par les voisins immédiats. Nous ne sommes donc pas sûrs que cela rende
vraiment service au réseau mais, si c'était le cas, il serait logique de rémunérer le
particulier pour le service qu'il rend. Cela veut dire qu'il faudrait, soit un tarif
d'achat pour les kWh stockés, soit une prime « à la batterie ». Cela ne paraît pas
très pertinent. Par conséquent, il ne semble pas intéressant d'inciter (par des
primes ou autres) ce type d'installation.
En revanche, lorsque les véhicules électriques seront disponibles, ce mode de
stockage prendra tout son sens.
À une plus grande échelle (quartier ou agglomération), on peut faire appel à
d'autres technologies plus efficaces et proportionnellement moins coûteuses.
10° Pic du soir et pic de nuit : l?impact sur le réseau
Le réseau enregistre un pic de consommation le soir, lorsque les gens rentrent
chez eux. Ce pic est dû à la mise en route des appareils électroménagers mais
également à la remontée en température des appareils de chauffe. Si les appareils de
chauffe disposent d?un moyen de stockage (accumulation, plancher chauffant?), il
devient aisé de décaler la consommation effective au-delà de 18 h/19 h.
On pourrait penser que le micro-stockage chez le particulier permettrait de
limiter ce pic. En fait, ce n'est pas vraiment le cas, car cela présuppose au moins
deux choses : que le stockage soit plein et qu'il se déclenche au bon moment. De
plus, les appels de puissance importants qui sont générés (par exemple, le four
ou la plaque de cuisson) ne sont pas très favorables pour la durée de vie de la
batterie.
Ce problème de pic de puissance en soirée n'a rien à voir avec les EnR,
c'est un problème de réseau et de maîtrise de l?énergie. Ce qu'il faudrait, c'est
plutôt de disposer d'espace de stockage de moyenne puissance (niveau quartier
ou petite ville). Dans un premier temps, ce stockage serait alimenté par le réseau
et les moyens conventionnels. Petit à petit, au fur et à mesure de l'augmentation
des surplus des EnR, ces dernières prendront la relève. On autorise ainsi une
transition en douceur tout en permettant déjà une réduction des moyens
conventionnels (puisque le pic sera atténué).
À noter que les déplacements de charges permettent également de réduire le pic
du soir (en programmant le lave-vaisselle pour fonctionner à midi, en
préchauffant la maison ?).
Nous avons souvent droit à la remarque « perfide » qu'il ne fait pas toujours beau !
C'est une lapalissade, mais à cela nous pouvons répondre plusieurs choses :
? D'abord, il ne fait jamais totalement mauvais partout ? !
? Ensuite, on voit tout le potentiel du stockage de moyenne échelle, qui peut
être alimenté par le réseau (il y a toujours un endroit où une EnR est
active, sans parler des stockages de masse comme les STEP, CAES,
hydrogène ?).
? Également, le déploiement du Smart Grid et la transmission des
informations sur les ressources du réseau à brève échéance (2 à 3 jours)
permettront d'avertir le particulier de l'opportunité de lancer telle ou telle
charge.
? Enfin, ne pas sous-estimer les actions citoyennes de délestage du réseau
(réseau ÉcoWatt, exemple PACA : http://www.ecowatt-paca.fr/)
? Proposition 4 : Inciter le stockage de moyenne puissance plutôt que le
micro-stockage. Inciter le déplacement de charges pour le particulier.
11° Financement du réseau
Un auto-consommateur n'utilise pas le réseau quand il auto-consomme !
C'est une évidence, mais il est bon de le rappeler. Il continue cependant d'utiliser
le réseau normalement quand sa production est insuffisante ou quand il injecte
un surplus. La question du financement du réseau reste donc d'actualité. Il y a
deux choix possibles pour son financement (et donc son entretien) : on peut
facturer en fonction de la puissance de raccordement ou bien en fonction de la
consommation. On doit également réfléchir sur les « pics » de consommation
qui posent problème au réseau.
La première solution aurait plutôt la faveur des institutionnels, car ce serait un
moyen de limiter les pics en obligeant les consommateurs à réduire leur
abonnement et à mettre en place un système de lissage (batterie). Cependant,
nous pensons que ce n'est pas le bon choix et que la deuxième solution
(contribution sur les kWh consommés) lui est préférable, car cela ?:
? incite à réduire sa consommation (d'où MDE, isolation, déplacement de
charges),
? incite à faire de l'autoconsommation (développement de production
citoyenne),
? incite le réseau à se moderniser et à préparer sa transition (stockage de
« quartier »),
? prépare le futur Linky (tarif kWh élevé en pointe, entre autres, ce qui
traite le problème du pic d'ERDF),
? ne crée pas d'obstacle pour les futurs producteurs (c?est un investissement
financier personnel),
? ne fait pas payer au consommateur la mise en place d'un système coûteux
et moyennement efficace (cf. chapitre n° 10) alors que ces efforts sont du
ressort de la collectivité et donc d?ERDF. Ce n'est pas au citoyen d'être au
service d'EDF/ERDF en tant que variable d'ajustement, c?est l'inverse.
Comme nous proposons une participation au kWh et qu'en même temps
on vise la réduction de la consommation, on voit qu'à long terme se posera la
question du financement. Nous estimons souhaitable de basculer petit à petit le
financement du réseau vers une contribution payée par l'ensemble des citoyens.
Ce concept prend tout son sens quand on imagine le réseau comme bien plus qu'un
simple tuyau amenant l'électricité ? Ce réseau sera l'artère vitale de notre future
société qui, à terme, verra l'électricité devenir le principal vecteur d'énergie
(développement des EnR, essor du parc de véhicules électriques, etc ...).
Le réseau étant un bien collectif, il est logique qu'il devienne citoyen et soit
financé par tout le monde, consommateur, producteur, simple utilisateur.
Proposition 5 : Assurer le financement du réseau par une participation sur
l'énergie consommée ou injectée (donc sur le kWh). Il faut dès à présent
anticiper et réfléchir sur un futur financement collectif.
12° Les particuliers : investissement citoyen !
De plus en plus de projets d?énergies renouvelables se montent grâce à
l?investissement citoyen. L?objectif n?est pas de créer une entreprise qui veut
simplement faire du bénéfice, mais de réunir des citoyens, habitant à proximité,
voulant s?investir dans un équipement local et collectif. Cela permet aux
habitants de mieux s'approprier le projet et de se rendre compte concrètement de
ce qu?est l?énergie.
L?investissement citoyen est très généralement couplé avec un volet
éducatif et, quand il se fait avec des municipalités, l?installation peut être
rétrocédée gratuitement à la commune en fin de contrat.
Le principal objectif n?est pas de réaliser un bénéfice indécent (taux de 1 à 3 %),
mais bien de participer à un projet d?intérêt pour la collectivité.
Certaines entreprises se sont créées en surfant sur cette vague. Elles ont
pour objectif de regrouper des personnes ou entreprises qui amènent des fonds
dans un projet mais ne se l?approprient pas.
Le GPPEP voit plusieurs inconvénients à ce type de montage :
? Des investisseurs non concernés localement peuvent intégrer ces structures.
? Pas de participation aux décisions.
? Côté éducatif non mis en oeuvre.
? Le don de l?installation à la fin du contrat d?achat n?est pas systématique.
? De plus, le citoyen n?a pas forcément la possibilité d?investir au capital de
la société mais peut uniquement prêter (par exemple, sous forme
d?obligations) lui retirant ainsi toute capacité d?inflexion de la stratégie de
l?entreprise.
? Proposition 6 : Favoriser l?investissement citoyen en lui réservant une part
de capital dans tous les projets d?énergie et en particulier d?EnR.
? Proposition 7 : Inciter les propriétaires de biens publics (communes,
administrations ?) à mettre à disposition leurs toitures pour des projets
d?investissement citoyen.
13° Les maîtres mots : simplicité et sécurité
L?autoconsommation vue par le citoyen est une démarche qui paraît
complexe, car nous avons été habitués à ce que l?État nous apporte notre
approvisionnement énergétique de manière continue et peu onéreuse.
L?idée d?investir sur le long terme pour réduire sa facture énergétique n?est pas
« naturelle ». Il faut donc faire évoluer les modalités (État, Régions, associations
de terrain) mais aussi limiter au maximum l?investissement nécessaire.
En ce qui concerne le Consuel, par exemple, le décret n°72-1120 du 14
décembre 1972, consolidé le 24 mars 2010, précise bien que cette attestation de
conformité n'est demandée qu'en cas de création de nouvelle ligne, de
modification ou de rénovation de l'installation existante. Une installation en
autoconsommation n'est clairement pas de cet ordre et se rapproche plutôt du
simple branchement d'une pompe à chaleur ou d'un frigo.
? Proposition 8 : Simplification des contraintes administratives.
? Suppression du Consuel puisqu?il n?y a pas modification du comptage (cf
ci-dessus)
? Simplification de la procédure administrative pour obtenir la convention de
raccordement ERDF ; la fourniture de la certification du matériel (en
particulier la VDE 0126-1-1/A1 pour l'onduleur) devrait suffire au dossier.
? Pas de frais de raccordement réseau.
14° Conclusion technique
L'autoconsommation est bénéfique sur plusieurs plans :
? Elle réduit la charge du réseau en puissance (grâce au déplacement de
charges ainsi qu'aux futurs stockages de « quartier »).
? Son utilisation diffuse évite les perturbations sur le réseau (dans le cas des
puissances « résidentielles »).
? Elle permet une meilleure pénétration des EnR au plus près des lieux de
consommation.
? Elle incite à la mise en place de moyens de stockage de moyenne capacité,
ce qui est de toute façon nécessaire pour le réseau, et cela augmente sa
résilience.
? Elle amène les personnes à la prise de conscience de l'importance de la MDE.
? Elle prépare et anticipe le déploiement du futur Smart Grid .
? Elle est génératrice de création d'emplois.
15° Au coeur des politiques territoriales*
? Sur 10 emplois créés dans le photovoltaïque, 8 au moins le sont ou peuvent
l'être à proximité du lieu d?installation ? et 10 installations sur les toits des
particuliers par an correspondent à un emploi à plein temps en France.
? Ce gisement de plusieurs dizaines de milliers d'emplois et d'activité
économique non délocalisable participe au potentiel de croissance induit
par l'engagement de la société française dans une démarche de sobriété et
d'efficacité énergétiques.
? L?électricité photovoltaïque contribue à sécuriser l?approvisionnement,
mais aussi à favoriser l?équilibre des réseaux de distribution, du moins
tant qu?elle reste de dimension potagère.
? Les collectivités locales doivent être incitées à s?impliquer dans
l?organisation d?activités de production photovoltaïque cohérentes
avec la gestion des réseaux dont elles sont propriétaires, dans le cadre de
leur politique territoriale.
* Cf. document photovoltaïque citoyen de 2012 http://gppep.org/node/77
16° Inciter les collectivités à investir dans leurs propres installations
? Les inciter à participer en capital dans les projets photovoltaïques
réalisés sur leur territoire, et systématiser cette participation pour leurs
projets bénéficiaires de l?obligation d?achat. Le recours à la simple
location de toiture ou de terrain doit être limité.
? Fournir une boîte à outils juridique, administrative et financière aux
collectivités souhaitant investir dans des projets photovoltaïques sur les
sites leur appartenant, via l'ADEME.
? Imposer la création d?au moins une permanence mensuelle de
personnels des GRD qualifiés, dans toutes les collectivités, afin de
renforcer le lien avec les élus, techniciens des collectivités et producteurs
ou consommateurs d?électricité, et faciliter l?information, le conseil et la
résolution des conflits.
? Réorganiser les réseaux publics de distribution d?électricité créés ou
modifiés à l?occasion de nouvelles opérations d?aménagement foncier,
pour pouvoir y injecter la production d?électricité intermittente
(photovoltaïque, éolienne) représentant au moins 20 % de la capacité de
distribution.
17° Conclusion
Nous sommes tous conscients des dysfonctionnements de l?obligation
d?achat, qui a conduit à la destruction de milliers d?emplois et mis des milliers
de « petits producteurs » dans des situations critiques.
Nos propositions actuelles se situent résolument dans une optique d?avenir
et de développement avec des propositions justes, économes en deniers publics
et simples, telles que le stockage de quartier, le financement collectif du réseau,
la simplification des dossiers?
Nous avons raté le photovoltaïque citoyen ? ne loupons pas
l?autoconsommation citoyenne !
Glossaire :
PTF : Proposition Technique et Financière
MDE : Maîtrise de l'Énergie ou Maîtrise de la Demande d'Énergie
CSPE : Contribution au Service Public d'Électricité
PTZ : Prêt à Taux Zéro
EnR : Énergie Renouvelable
STEP : Station de Transfert d'Énergie par Pompage (exemple : barrage
hydraulique)
CAES : Compressed Air Energy Storage = stockage d'énergie par air comprimé
GRD : Gestionnaire Réseau de Distribution
Groupement des Particuliers Producteurs d?Électricité Photovoltaïque (GPPEP) :
Association loi 1901 reconnue d?intérêt général, créée en 2009 par des particuliers, pour des
particuliers possédant une installation photovoltaïque ou sympathisants, ayant comme partenaires
le très actif http://forum-photovoltaïque.fr, la plus importante base de données sur le
photovoltaïque en France www.bdpv.fr et l?association souhaitant regrouper l?ensemble de la
filière du photovoltaïque résidentiel du fabricant au producteur en passant par l?installateur
www.insoco.org.
L?association regroupe à ce jour plus de 2 500 membres sur tout le territoire français et représente
légitimement les milliers de particuliers producteurs.
En coopération avec L. Reynaud de "Mices" (Mini Centrale Electrique Solaire)
Président Joël Mercy
Contact ca@gppep.org
Tel : 0970 440 345
Autoconsommation : opportunité ou vraie fausse piste ?
Note de décryptage et de positionnement ? décembre 2013
________________________
L'autoconsommation est de plus en plus souvent présentée comme une solution pour le
développement futur des énergies renouvelables électriques « de proximité » en général et du
photovoltaïque en particulier. Ses promoteurs mettent en avant le fait qu'elle permettrait de soulager la
CSPE acquittée par les consommateurs et de limiter l'impact de la production sur le réseau de
distribution, notamment en termes de besoin de renforcement.
Toutefois, une lecture attentive des nombreuses déclarations et présentations sur le sujet montre que
la défnition de cette notion n'est pas homogène et que la compréhension de toutes les implications
d'un système qui la favoriserait est loin d'être partagée par tous les interlocuteurs.
La présente note a pour objectif d'éclairer le débat afn d'orienter les éventuelles mesures incitatives
dans une direction qui ne soit pas contre-productive pour les différents acteurs de la flière : l'industrie,
les installateurs et autres professionnels, les producteurs, mais surtout les consommateurs qui auront
à en assumer le coût fnancier via la CSPE et les gestionnaires des réseaux qui auront à gérer les
conséquences concrètes de son éventuel développement.
Les réfexions présentées ici s'inscrivent dans le contexte actuel, mais elles pourraient être modifées
par des évolutions à venir comme une accélération de la pénétration du photovoltaïque sur le réseau,
une augmentation sensible des prix de vente, régulés ou non, de l'électricité, le développement de
nouveaux usages comme les véhicules électriques ou encore l'émergence de nouvelles technologies
de stockage (hydrogène, méthanation).
1. Considérations préalables
Rappels de quelques principes physiques
Du point de vue de la physique, l?électricité suit toujours le chemin le plus court de moindre résistance
pour aller du point où elle est produite vers le point de consommation le plus proche.
Lorsqu'un système photovoltaïque produit de l'électricité, ce sont toujours les appareils en
fonctionnement au même moment à proximité immédiate qui seront alimentés en priorité,
indépendamment du type de raccordement et de l'existence ou non d'un contrat d'achat.
Dans le cas d'un système installé sur un bâtiment équipé d'un compteur électrique de consommation,
trois situations peuvent se présenter :
? le producteur bénéfcie d'un contrat d'achat en « vente de la totalité » : le système est
raccordé directement au réseau public de distribution via un compteur de production posé
par le gestionnaire de réseau (ERDF ou ELD) en parallèle du compteur de consommation
(un nouveau raccordement est créé), toute la production est mesurée ;
? le producteur bénéfcie d'un contrat d'achat en « vente de surplus » : le système est
-1-
HESPUL ? ENERGIES RENOUVELABLES ET EFFICACITE ENERGETIQUE
14, place Jules Ferry / F-69006 LYON ? Tel : +33 (0)4 37 47 80 90 ? www.hespul.org
raccordé au tableau du circuit électrique intérieur et un compteur de production est posé
en série sur le raccordement existant, tête-bêche par rapport au compteur de
consommation, seule la partie de la production qui n'est pas directement consommée à
l'intérieur du bâtiment est mesurée ;
? le producteur ne bénéfcie d'aucun contrat d'achat et est en schéma
d'« autoconsommation totale »: le système est raccordé en un point quelconque du circuit
intérieur, les frais de raccordement sont nuls, la production n'est pas mesurée par le GRD1
et les éventuels excédents sont donnés gratuitement au réseau. Le système étant raccordé
au réseau, il reste soumis à une convention d'exploitation avec le gestionnaire de réseau
Dans le premier cas, l'électricité qui est injectée dans le réseau public revient instantanément dans le
circuit intérieur pour être consommée immédiatement par le premier appareil en fonctionnement
qu'elle rencontre : d'un point de vue physique, il n'y a donc aucune différence avec les deux autres
cas, seul le mode de valorisation économique varie, notamment dans le cadre de l'obligation d'achat
et des tarifs associés dont il est important de rappeler qu'ils ont été mis en place pour offrir aux
producteurs d'électricité renouvelable une visibilité et une stabilité suffsante pour leur permettre
d'investir sans risque dans une flière dont le développement a été jugé d'intérêt général.
Qu'est-ce que l'autoconsommation ?
L'autoconsommation peut se défnir en première approche comme la part de la production qui est
consommée dans le bâtiment où elle est produite.
On peut considérer qu'il existe toujours une part d'autoconsommation « spontanée » correspondant
au fonctionnement naturel (sans intervention particulière) des appareils durant les périodes de
production, qui dépend des équipements et des activités des occupants.
Pour une production donnée, cette part sera d'autant plus élevée qu'un plus grand nombre d'appareils
seront en fonctionnement dans le bâtiment au moment où la production est la plus importante, c'est-
à-dire en journée et plutôt en été.
Ainsi, pour des systèmes dimensionnés pour produire l'équivalent de la consommation annuelle du
bâtiment, le taux moyen annuel d'autoconsommation spontanée est de l'ordre de 20% dans un
logement en l'absence de pilotage2 , mais ce pourcentage peut être plus bas, de l'ordre de 10 à
15 % dans le cas, courant en France, de maisons individuelles avec chauffage et ECS électriques (cf
la fgure 1 ci-dessous qui montre que le pilotage des ballons d'ECS tel qu'effectué actuellement en
« heures pleines/heures creuses » est en contradiction avec la logique d'autoconsommation ).
Le taux moyen d'autoconsommation spontanée peut aller jusqu'à 40 % si une gestion intelligente est
mise en place via une « box énergie » associée à des actionneurs et programmateurs pour les
différents appareils3 ; dans le secteur tertiaire, cette part peut s?élever à 70 % voire 100 % du fait de la
meilleure synchronisation de la consommation et de la production4. Dans le cas présenté en fgure 2,
le taux d'autoconsommation spontanée sur l'année complète est de 100 % lorsque le potentiel
photovoltaïque de la toiture est maximisé.
1 Le producteur est toutefois tenu pour des raisons de sécurité de déclarer l'existence de son système au GRD.
2 Ces chiffres sont issus de l'étude allemande de l?Institut de recherche en économie écologique de Berlin (IOW 2011,
Effects of self-consumption and grid parity of photovoltaic systems qui a évalué l?autoconsommation des ménages
de 2 à 4 personnes, avec des installations PV de 3 à 5 kWc (800 à 1000 kWh/kWc annuels), sans stockage. Ces
chiffres sont donc à utiliser av ec précaution en France .
3 Idem.
4 Idem.
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http://www.ioew.de/en/publication-single/Effects_of_self_consumption_and_grid_parity_of_photovoltaic_systems/?tx_t3ukioew_pi1%5Bpointer%5D=3&cHash=0993f2a124eb1ebb10f10bdb189dc348
Figure 1. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour une maison individuelle type avec
chauffage et ECS électriques (suivant un signal heures pleines/heures creuses) au mois de mars lorsque consommation et production
photovoltaïque sont fortes. Source : Hespul.
Figure 2. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour un site commercial avec stockage de
froid au mois de mars lorsque consommation et production photovoltaïque sont fortes . Source : Hespul.
Il est possible d'augmenter le taux d'autoconsommation de trois façons différentes :
? limiter la puissance du système photovoltaïque pour qu'une part plus importante de la
production soit consommée dans le bâtiment : on va dans ce cas doublement à l'encontre du
but recherché de développement des énergies renouvelables à moindre coût, puisque des
systèmes plus petits produisent moins et coûtent plus cher ;
? augmenter le nombre et/ou la puissance des appareils en fonctionnement en période de
production pour favoriser l'autoconsommation instantanée : on peut dans ce cas s'interroger
sur l'utilité de cette consommation supplémentaire, ainsi que sur son coût ;
? stocker une partie de la production dans le bâtiment pour la consommer plus tard dans une
logique d'autoconsommation différée : se pose alors la question de l'effcacité technique,
économique et écologique des solutions disponibles à l'échelle considérée, qui est loin d'être
avérée dans l'état actuel des choses.
Si aucune de ces solutions n'apporte de réponse satisfaisante, c'est peut-être que la question est mal
posée, à tout le moins que les objectifs d'une stratégie visant à favoriser l'autoconsommation n'ont
pas été clairement défnis.
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Autoconsommation ou autoproduction ?
Les deux notions semblent à première vue très proches, mais il est important de bien comprendre les
implications respectives d'une démarche visant à favoriser l'une plutôt que l'autre, qui sont très
différentes.
Comme on l'a vu précédemment, chercher à augmenter le taux d'autoconsommation conduit
généralement à une désoptimisation du couple production-consommation, soit en limitant une
production qui autrement viendrait se substituer à une énergie non-renouvelable, soit en augmentant
inutilement une consommation dont on sait qu'elle doit au contraire être réduite, soit en incitant à
s'équiper de moyens de stockage aux performances médiocres.
À l'inverse, chercher à augmenter le taux d'autoproduction, qui se défnit comme la part de la
consommation qui est produite sur place et non importée du réseau public, conduit à des
comportements vertueux, en incitant à la fois à réduire la consommation d'énergie et à augmenter la
production d'énergie renouvelable.
Prenons un exemple concret et réel, celui d'une maison équipée d'un toit photovoltaïque de 4 kWc,
avec une consommation journalière, un jour de printemps, de 12 kWh (usages spécifques de
l'électricité uniquement) et d'une production de 18 kWh dont 4,3 kWh sont consommés sur place : le
taux d'autoconsommation sera de 24 % tandis que le taux d'autoproduction sera de 37 % (voir
tableau ci-dessous). Dans ce cas (consommation inférieure à la production), la quantité d'électricité
soutirée au réseau a été diminuée de 37 % (et non de 24%) grâce à la production photovoltaïque :
c'est donc bien l'augmentation du taux d'autoproduction qui permet de réduire la facture
d'électricité importée du réseau.
Consommation 12kWh
Production 18kWh
kWh consommé sur place 4,3kWh
Taux d'autoconsommation 4,3/18 = 24 %
Taux d'autoproduction 4,3/12 = 37 %
Tableau 1 : Comparaison autoconsommation / autoproduction
A noter que lorsque l'autoconsommation atteint 100 %, il n'y a pas d'électricité excédentaire à injecter
dans le réseau puisque tout est consommé sur place, tandis que lorsque l'autoproduction atteint
100 %, il peut encore y avoir de l'électricité excédentaire qui est alors injectée dans le réseau .
Enfn, autoconsommation et autoproduction ne sont équivalentes que lorsque la production et la
consommation annuelles d'électricité sont égales sur un périmètre donné (maison individuelle,
bâtiment collectif d'habitation, quartier, etc.).
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Figure 3. Distinction entre autoconsommation (part de la production totale qui est consommée sur place) et autoproduction (part de la
consommation totale qui est fournie par la production sur place). Source : Hespul.
La différence entre autoconsommation et autoproduction est cruciale : maximiser l'une ou l'autre ne
revient pas au même dans de nombreux cas, chacune répondant à une problématique différente.
? Maximiser l'autoconsommation peut entraîner une surconsommation d'électricité, inciter au
sous-dimensionnement de l'installation photovoltaïque en toiture, et décourager des initiatives
d'effcacité énergétique, de manière à éviter toute injection sur le réseau.
? Maximiser l'autoproduction a tendance au contraire à encourager l'effcacité énergétique des
équipements et l'utilisation optimale de la toiture, le réseau permettant de garantir que toute la
production pourra être utilisée, même si ce n'est pas dans le bâtiment où elle a lieu.
2. Tirer les leçons de l'expérience allemande
Le cas allemand : de la « prime à l'autoconsommation » au « programme de soutien du réseau »
En Allemagne, l'autoconsommation a bénéfcié entre janvier 2009 et mars 2012 d'un mécanisme de
soutien qui valorisait pour les installations de moins de 500 kWc la part de la production
autoconsommée à différents tarifs selon le taux d'autoconsommation (en-deçà ou au-delà de 30 %).
Cette prime avait été mise en place pour encourager la diminution de l'injection sur le réseau de
manière à résoudre des problématiques techniques (notamment la capacité d'accueil du réseau)
liées au développement très rapide du photovoltaïque.
La prime a été supprimée en avril 2012 suite à de nombreuses critiques sur la complexité de sa mise
en oeuvre et sur l'exonération de fait, pour la part de la production autoconsommée, de taxes diverses
et surtout de participation au fnancement du développement des EnR (l'équivalent de la CSPE) et aux
frais d?utilisation du réseau public de l?électricité (l'équivalent du TURPE)5 ; elle a été remplacée par un
mécanisme de soutien aux installations équipées d'unités de stockage conçues pour soutenir le
réseau public et réduire les besoins de renforcement6, dont la rémunération est conditionnée par un
5 En effet, l'étude de l'IOW (2011), montre que la mise en place d'une prime à l'autoconsommation se traduit non par
un gain net pour la collectivité mais par un simple transfert de charge entre consommateurs et contribuables d'une part,
et entre consommateurs et gestionnaires de réseaux d'autre part.
6 En Allemagne, la majorité des coûts de raccordement et de renforcement sont payés par le gestionnaire de réseau
et non par les producteurs qui eux, paient seulement le coût de branchement. Cette répartition incite le gestionnaire
à optimiser ses investissements et à mutualiser les infrastructures.
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dimensionnement et un pilotage des batteries permettant de limiter la puissance injectée dans le
réseau à 60 % de la puissance maximale. En outre, les batteries peuvent fournir des « services
système » au réseau (plan de tension, fréquence).
Le cas français : u ne bouée de sauvetage pour une filière en difficulté ?
En France, la situation est tout autre : avec tout juste 4 GW de puissance photovoltaïque installée à
l'été 2013 contre 34 GW en Allemagne, le photovoltaïque ne génère pratiquement aucune contrainte
sur le réseau de distribution sauf dans des cas particuliers (installation photovoltaïque de taille
importante en bout de réseau, éloignée de points de consommation) .
La flière photovoltaïque française continue à souffrir des conséquences du moratoire de la fn 2010,
auxquelles s'ajoute régulièrement une nouvelle étape de complexification comme la bonifcation des
tarifs d'achat pour la provenance européenne des panneaux. De plus, les récents changements des
règles de calcul du plan de tension imposés par ERDF (diminution des marges admissibles d'élévation
de tension au secondaire des postes HTA/BT) ont induit une augmentation très significative des
coûts de raccordement pour les installations d'une puissance supérieure à 36 kVA.
Dans ces conditions, les producteurs pourraient être tentés d'opter pour un schéma de raccordement
en « autoconsommation totale » afn d'obtenir un coût de raccordement nul en contrepartie d'un
engagement à autoconsommer toute l'électricité produite. Si ce schéma dans lequel l'électricité
éventuellement injectée n'est pas comptée devait se développer, l'absence d'étude d'impact et de
moyens techniques de mesurer l'injection dans le réseau pourraient poser rapidement des
problèmes aux gestionnaires de réseau de distribution.
D'autre part, dans le contexte réglementaire français actuel, l'association d'un dispositif de stockage
d'électricité avec une installation photovoltaïque ne permet pas à cette dernière de bénéfcier du tarif
d'achat, ce qui limite fortement la rentabilité de ces systèmes.
3. Éléments de réflexion sur la mise en place d'un soutien à
l'autoconsommation
Les discussions autour de la mise en place d'un mécanisme de soutien à l'autoconsommation arrivent
dans un contexte où la volonté de maîtrise de la CSPE gonfée par des tarifs d'achat excessivement
élevés entre 2006 et 2010 a conduit à un fort repli puis à une stagnation du secteur photovoltaïque du
fait de tarifs d'achat trop bas auxquels s'ajoutent des coûts de raccordement de plus en plus élevés.7.
Les éléments ci-dessous visent ainsi à expliciter dans quel cadre un mécanisme de soutien à
l'autoconsommation ou à l'autoproduction peut être conçu pour l'intérêt général.
Favoriser avant tout l'autoproduction « collective » en milieu urbain et périurbain ...
Le soutien à l'autoconsommation, s'il n'encourage pas dans le même temps l'autoproduction, peut
avoir l'effet pervers de mener à une « exploitation insuffsante du potentiel en surfaces de toit » (IOW,
2011). Le graphique ci-dessous issu d'une étude de cas réel illustre bien ce problème : si un
pourcentage d'autoconsommation de 100 % est recherché, l'installation PV sera dimensionnée à 500
Wc (taux de couverture annuelle de la consommation de 5%) alors que la toiture peut accueillir
9,2kWc (taux de couverture annuelle de la consommation de 84%) .
7 Nous n'insisterons jamais assez pour dire que ce ne sont pas les tarifs d'achat très bas d'aujourd'hui qui sont à
l'origine de l'augmentation importante de la CSPE mais bien le niveau très élevé des tarifs entre 2006 et 2010 !
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Figure 4. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour une maison individuelle type avec
chauffage et ECS électrique (suivant un signal heures pleines/heures creuses) au mois d'août. Deux cas d'installations sont simulées :
une installation de 9,2kWc qui correspond au potentiel maximal de la toiture et une de 0,5kWc qui permet d'atteindre un taux
d'autoconsommation physique de 100 % à chaque heure de l'année. Source : Hespul.
En effet, en milieu urbain où vivent et travaillent plus de 80 % de nos concitoyens, la contrainte la plus
forte ne porte pas sur la capacité d'accueil du réseau, mais sur la possibilité de trouver des surfaces
de toitures adéquates pour accueillir le photovoltaïque (bonne orientation, compétition avec d'autres
usages, zones protégées, etc).
Il est donc important dans la perspective d'une optimisation de la production et des systèmes d'aide
qui la soutiennent que chaque toiture soit utilisée au maximum de son potentiel et non une partie
seulement au prétexte que la puissance installée excéderait les besoins du bâtiment en question à
certains moments de l'année.
Le soutien à l'autoproduction permet également d'encourager une démarche systémique consistant
en premier lieu à chercher à réduire les consommations avant de penser à installer un système de
production renouvelable.
? et revoir les conditions de raccordement en milieu rural
La question se pose différemment en milieu rural, où la production d'électricité renouvelable peut
poser des contraintes de tension, voire être refoulée sur le réseau de transport si le niveau de
consommation est trop faible à un moment donné.
On notera toutefois que les règles actuelles de fnancement du raccordement au réseau qui est à la
charge du seul producteur incitent déjà fortement ce dernier à dimensionner correctement son
installation pour ne pas générer de contraintes sur le réseau .
Quoiqu'il en soit, plutôt que brider le potentiel de production renouvelable en dimensionnant « au plus
juste » par rapport à la consommation si un mécanisme de soutien à l'autoconsommation est mis en
place, il conviendrait de revoir les règles de dimensionnement et de conduite des réseaux de façon à
en augmenter la capacité d'accueil sans pour autant générer de risques de contrainte ni imposer des
travaux de renforcement importants.
Favoriser l'autoconsommation et autoproduction dans le secteur tertiaire
Comme dit précédemment, il y a fort à penser que de nombreux sites tertiaires pourraient atteindre un
taux d'autoconsommation de quasiment 100 % sans pilotage, surtout en présence d'équipements de
froids qui génèrent une demande synchrone avec la production PV, sauf dans le cas de bâtiments à
très faible consommation d'énergie.
L'espace disponible en toiture et la performance thermique du bâtiment seront décisifs pour obtenir un
taux important d'autoproduction. Le graphique suivant présente un profl type hebdomadaire d'un
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bâtiment commercial avec stockage de froid dont la puissance crête de l'installation PV dépasse de
25 % la puissance maximale annuelle appelée par le site. La période choisie est critique puisqu'il y a
forte production et relativement faible consommation (même site que pour la fgure 2).
Figure 5. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour un site commercial avec stockage de
froid au mois d'août lorsque consommation et production photovoltaïque sont fortes . Source : Hespul.
I nciter au stockage seulement lorsqu'il permet d'augmenter la capacité d'accueil du réseau
Une étude du Fraunhofer Institute publiée en 20138 s'est intéressée à l'impact sur le réseau de
distribution de moyens de stockage associés à des systèmes photovoltaïques à partir de la
modélisation de différents types de réseaux, avec pour objectif principal la stabilité de la tension.
La conclusion est que « l'utilisation d'une batterie photovoltaïque axée sur les besoins du réseau
permet de réduire le pic d'injection de tous les systèmes d'environ 40 % », ce qui permet
d'augmenter d'autant la capacité d'accueil et de créer une situation « gagnant-gagnant ».
A l'inverse, la gestion « traditionnelle » d'une batterie axée sur l'optimisation pour le producteur-
consommateur dans le cadre de la prime d'autoconsommation ne permet pas de soulager le réseau
électrique du fait que la batterie est en général déjà chargée au maximum avant même que
l'installation n'atteigne son pic de production.
Les deux schémas ci-dessous illustrent clairement tout l'intérêt que peut avoir pour le gestionnaire de
réseau un stockage « intelligent » basé sur une logique de coopération entre les acteurs.
8 Fraunhofer Institute, ÉTUDE SUR LE STOCKAGE 2013 Courte analyse sur l?estimation et le classement des effets
énergétiques, économiques et autres d?un soutien aux dispositifs de stockage électrochimique localisés, Traduction
de janvier 2013 par le bureau de coordination franco-allemand des énergies renouvelables.
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Scénario 1 : stockage dès que
l'installation produit
Dans les systèmes actuels « PV+
stockage », l'unité de stockage se
charge dès que la production
photovoltaïque produit et se décharge
dès que la consommation dépasse la
production. Aucune incitation tarifaire
n'encourage l'utilisation du stockage
pour diminuer le pic d'injection ni le pic
de soutirage. Dans cet exemple, le
stockage a permis de réduire le pic
journalier d'injection de 3,2kW à
2,7kW (16% de réduction) et la
puissance de soutirage de 1,2kW à
0,75kW.
Scénario 2 : stockage du pic de
production PV
Le stockage peut aussi être utilisé de
manière à stocker prioritairement le pic
de production : dans cet exemple, le
pic d'injection est ainsi réduit de 3,2kW
à 1,4kW (56 % de réduction). L'unité
est déchargée un peu plus tard le
matin pour réduire la puissance
maximale de soutirage de 1,2kW à
0,5kW. Dans cet exemple, la réduction
du pic d'injection est plus importante
que la réduction du pic de soutirage
parce que la consommation est faible
vis-à-vis de la production. Par contre,
ceci nécessite d'intégrer des données
de prévision de la production
photovoltaïque.
Figure 6. Pilotage de l'unité de stockage pour maximiser les bénéfces du réseau (Capacité de stockage : 8 kWh, Puissance de charge
maximale : 2 200 W). Source : Hespul
Utiliser le stockage existant sur le réseau électrique de distribution
La modulation d'une partie de la consommation peut être faite de manière automatique en modifant
simplement les plages des heures creuses de manière à démarrer les ballons d'eau chaude sanitaire
au moment du pic d'injection du photovoltaïque. Ceci pourrait d'ores et déjà être fait à coût zéro par
les gestionnaires de réseau de distribution dans des zones à forte pénétration photovoltaïque.
Par ailleurs, le déploiement des compteurs communicants devrait permettre d'individualiser la
modulation du ballon d'ECS pour les utilisateurs ayant une installation photovoltaïque en utilisant un
signal avant compteur paramétré par l'utilisateur, par un agrégateur ou par le gestionnaire de réseau.
Les unités de stockage électrique: un équipement onéreux qui doit être multifonctionnel
L'IOW conclut également que l'autoconsommation sans dispositif de stockage reste aujourd?hui
la formule la plus économique. Dans les conditions allemandes, les meilleurs systèmes dans les
gammes de puissance adaptées à une utilisation résidentielle ont un coût d'environ 500 euros par kWh
de capacité de stockage pour une durée de vie de 5 à 10 ans alors qu'un coût de 300 à 400 euros par
kWh et une durée de vie de 20 ans seraient nécessaires pour obtenir la même rentabilité qu'une
installation sans stockage.
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En France, le fossé est d'autant plus grand que les tarifs régulés de consommation sont deux fois
moins élevés que le prix moyen de l'électricité pour les particuliers en Allemagne.
Pour avoir un réel intérêt économique, les unités de stockage devraient remplir plusieurs fonctions :
? éviter le renforcement des réseaux en augmentant leur capacité d'accueil de la production
? fournir des services-systèmes au réseau (puissance réactive, fltrage d'harmoniques, etc.)
? contribuer à diminuer la pointe de consommation dans une logique d'autoproduction
? lisser les fuctuations parfois rapides du photovoltaïque.
Chacun de ces gisements de valeur obéit à une logique spécifique qui peut être contradictoire
avec les autres, et la possibilité de les exploiter dépend de règles de dimensionnement, de
fonctionnement et de rémunération des équipements : celles-ci doivent donc être élaborées
avec le plus grand soin dans un contexte de collaboration entre toutes les parties prenantes.
4. Analyse comparative des mécanismes de soutien à l'autoconsommation
Différents mécanismes de soutien sont comparés dans le tableau page suivante ; cette analyse
comparative doit être considérée comme une première grille de réfexion, qui sera enrichie des
échanges futurs avec les autres acteurs de la flière.
5. Recommandations
1. L'autoconsommation et plus encore l'autoproduction sont à encourager en priorité dans
le secteur tertiaire où les pointes de consommation et de production coïncident, où des outils
de pilotage des charges et de suivi de la production photovoltaïque sont fréquemment
présents (GTC), et où la compétitivité directe du PV (« parité-réseau ») sera plus rapidement
atteinte, avec notamment la fn dès 2015 des tarifs réglementés au-delà de 36 kVA.
2. Il convient en second lieu de favoriser les démarches répondant à une logique
d'autoconsommation collective plutôt qu'individuelle, le cas échéant en adaptant la
réglementation et en formalisant une procédure facilitatrice, à travers par exemple une
réfexion autour d'une fonction d'« agrégateur » pour gérer la production diffuse répartie sur
chaque boucle locale de distribution.
3. Le soutien à l'autoconsommation n'est pas souhaitable pour les particuliers à l'heure
actuelle du fait que la marge de manoeuvre pour augmenter la part d'autoconsommation est
très faible. En outre, l'autoconsommation n'est pas un sujet prioritaire pour les réseaux urbains
qui sont très peu contraints.
4. Pour les particuliers, la généralisation des compteurs communicants et la mise en place
d'une tarification horo-saisonnière ou dynamique encourageront de fait
l'autoconsommation et la diminution de la pointe de consommation par l'effcacité
énergétique et/ou le déplacement de charges dans le temps.
5. Un mécanisme de soutien à l'autoconsommation quel qu'il soit ne doit pas venir en
contradiction avec les objectifs généraux de maîtrise de la demande en électricité. Une
solution possible est de le combiner avec des exigences de performance énergétique ou de
diminution de la consommation d'électricité spécifque. Il ne doit pas non plus avoir pour
conséquences de limiter les puissances installées au détriment de l'optimisation des
surfaces disponibles en toiture, notamment en milieu urbain.
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Juin 2014
RECOMMANDATIONS RELATIVES
À L?AUTOCONSOMMATION DE
L?ÉNERGIE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE
2
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
3
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
1. RÉSUMÉ ............................................................................................................................................ 4
2. CONTEXTE ET OBJET DE LA NOTE ......................................................................................... 5
3. DÉFINITION DE L?AUTOCONSOMMATION PHOTOVOLTAÏQUE ............................... 7
4. L?AUTOCONSOMMATION À DIFFÉRENTES ÉCHELLES ................................................. 8
? 4.1. L?autoconsommation à l?échelle d?un bâtiment ............................................................................................................... 8
4.1.1. Installation photovoltaïque sur une maison ................................................................................................... 8
4.1.2. Installation photovoltaïque sur un bâtiment tertiaire ............................................................................. 9
? 4.2. L?autoconsommation à l?échelle d?un « îlot urbain » ....................................................................................................... 9
5. RECOMMANDATIONS POUR LA MÉTROPOLE ........................................................... 10
? 5.1. Principes généraux ......................................................................................................................................................................... 10
? 5.2. Mécanisme de soutien de la phase expérimentale ..................................................................................................... 11
5.2.1. Le net-metering ............................................................................................................................................................... 11
5.2.2. Les primes au kWh produits, consommés et/ou injectés ........................................................................ 11
5.2.3. Préconisations relatives au mécanisme de soutien .......................................................................................... 14
5.2.4. Evolution des conditions économiques du raccordement
au réseau des autoconsommateurs photovoltaïques ........................................................................................... 15
6. RECOMMANDATIONS POUR LES OUTRE-MER ........................................................ 16
7. CONCLUSION ................................................................................................................................ 18
SOMMAIRE
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
4
1. RÉSUMÉ
Le coût de production de l?électricité photovoltaïque
poursuit depuis plusieurs années une courbe
d?apprentissage particulièrement rapide. Afin
d?anticiper le développement spontané de
l?autoconsommation chez les clients finaux,
SER-SOLER recommande de mettre en place un
mécanisme de soutien à l?autoconsommation dans
le cadre d?une phase expérimentale d?une durée
de trois ans, en parallèle des mécanismes de
soutien actuellement en vigueur, et sans que cette
initiative se substitue à ces derniers. Cette phase
expérimentale aurait pour objectif d?anticiper et de
résoudre en amont les questions qui se poseront lors
du développement naturel de l?autoconsommation,
parmi lesquelles : l?intégration du photovoltaïque
autoconsommé au réseau électrique en termes
d?énergie et de puissance, et définition des services
système associés ; le développement des modèles
de pilotage de la demande et de la production en
fonction des segments de puissance concernés et de
la nature des sites équipés ; la sécurité électrique des
intervenants et des utilisateurs finaux ; l?acquisition
d?un savoir-faire et la construction de références
pour se positionner à l?export, dans un marché en
pleine croissance ; la gestion du risque en matière de
financement de ces nouveaux projets ; la résolution
des problématiques juridiques concernant l?achat
/ vente d?énergie de gré à gré.
Les volumes concernés par l?expérimentation, 300
MW/an au total, seraient limités par quota (segment
0-100kWc) et par appels d?offres simplifiés (segment
100-250kWc) et complets (segment supérieur à
250kWc). Ces volumes viendraient s?ajouter à la
programmation pluriannuelle d?appels d?offres que
SER-SOLER juge essentiel de mettre en place afin de
donner une visibilité optimale aux industriels : 1GW
par an a minima pendant 3 ans. Les sites visés en
priorité par l?expérimentation devraient être ceux du
segment professionnel et du résidentiel intégré dans
des îlots en cours d?aménagement, pour lesquels il
peut exister une adéquation « naturelle » des courbes
de consommation et de production photovoltaïque.
SER-SOLER recommande de tester, dans le cadre
de l?expérimentation souhaitée, une prime globale
à l?autoconsommation, composée de primes aux
kWh photovoltaïques autoconsommés ou injectés
sur le réseau, et modulée en fonction de la puissance
maximale injectée sur le réseau en regard de la
puissance souscrite par l?autoconsommateur.
Les modèles économiques valorisant l?auto-
consommation font intervenir l?économie de facture
évitée : l?analyse du risque des projets est dépendant
d?un nouveau risque lié au client, portant à la fois sur sa
consommation et sur la pérennité de ses engagements.
Il est par conséquent essentiel de mener une évaluation
rigoureuse de la bancabilité des projets dans cette
configuration, laquelle diffère très sensiblement de
l?obligation d?achat.
La définition du modèle économique de l?auto-
consommation doit être l?occasion d?intégrer une
révision des conditions économiques du raccordement
des autoconsommateurs au réseau. A ce titre, le
calcul de la quote-part du coût des ouvrages réseaux
à créer en application des schémas régionaux de
raccordement au réseau des énergies renouvelables
doit se faire à due proportion de la puissance maximale
susceptible d?être injectée sur le réseau et non pas en
fonction de la puissance totale de l?installation, et ce,
quel que soit le niveau de puissance de l?installation.
En ce qui concerne plus particulièrement les DOM,
SER-SOLER recommande la mise en place en urgence
d?un mécanisme de prime à l?autoconsommation
intégrant des actions de maîtrise de l?énergie, du
stockage et du service réseau. En matière de CSPE, le
modèle proposé par SER-SOLER a vocation à s?amortir
sur la durée de vie des systèmes, rendant ainsi positif
l?impact global. SER-SOLER demande que les DOM
puissent bénéficier de cette mesure d?urgence sur une
période de 3 ans, afin d?affiner le modèle proposé.
Les volumes seraient annuellement plafonnés à 100
MW/an pour l?ensemble des DOM.
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Graphique 1 : Compétitivité du photovoltaïque dans le monde (cas du marché résidentiel)
Source : SER-SOLER, 2013
2. CONTEXTE ET OBJET DE LA NOTE
Le solaire photovoltaïque est aujourd?hui la technologie
de production d?électricité qui connaît le plus fort
développement dans le monde. Le coût de production
de l?électricité photovoltaïque poursuit une courbe
d?apprentissage particulièrement rapide : il est
aujourd?hui sans commune mesure avec ce qu?il était
il y a encore quelques années, et son prix de revient
se situe désormais à un niveau proche des prix de
détail de l?électricité, dont la tendance est à la hausse.
Dans de nombreux pays, la technologie photovoltaïque
est dès maintenant compétitive avec l?électricité
produite de manière traditionnelle et acheminée
au client final : on assiste à un développement de
ce marché où des contrats de vente de l?électricité
photovoltaïque se concluent sans l?aide de systèmes
de soutien. C?est le cas notamment de la Californie,
du Chili, de l?Afrique du sud, et, en Europe, de l?Italie
et de l?Espagne.
En France, sur le seul plan du prix, les projections réalisées par SER-SOLER1 montrent que l?ensemble des
consommateurs professionnels devrait avoir intérêt à recourir à des installations de production d?électricité
photovoltaïque à l?horizon 2018.
1 http://enr.fr/docs/2013182253_
AnticiperledveloppementdesolairePVcomptitif.pdf
0,400
0,350
0,300
0,250
0,200
0,150
0,100
0,050
0,000
1000800 1200 1400 1600 1800 2000
Productible annuel associé à l?irradiation en (kWh/kWc)
Co
ût
s
m
oy
en
s
ac
tu
al
is
és
d
e
l?é
le
ct
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ci
té
s
ol
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re
(L
CO
E)
, e
n
¤/
kW
h)
Mexique
Israël
Australie
Chili
Portugal
Espagne
Brésil
Italie
Danemark
Belgique
Suède
Allemagne
Hongrie
France Turquie
ChineCanada
Royaume-uni
5
LCOE PV 2012
Prix de l?électricité pour le client final en 2015 Prix de l?électricité pour le client final en 2012
LCOE PV 2015LCOE PV 2010
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Graphique 2 : Atteinte de la compétitivité vue du client final pour les installations photovoltaïques professionnelles
Source : SER-SOLER, 2013
Conscient que le modèle économique du solaire
photovoltaïque traverse actuellement une phase de
profonde évolution, les pouvoirs publics ont lancé
une réflexion sur le thème de l?autoconsommation.
Un groupe de travail piloté par la Direction Générale
de l?Energie et du Climat (DGEC) et qui rassemble
les acteurs concernés se réunit à intervalles réguliers
depuis décembre 2013. La date prévisionnelle de fin
des travaux de ce groupe de travail est fixée à juin
2014. Les thèmes traités par ce GT sont les suivants :
? autoconsommation/autoproduction et systèmes
électriques : états des lieux, opportunité et défis
de l?autoconsommation ;
? présentation des expériences étrangères ;
? présentation de cas d?école de systèmes d?auto-
consommation/autoproduction ;
? impact de l?autoconsommation/autoproduction
sur le financement des taxes, de la contribution
au service public de l?électricité (CSPE) et sur les
tarifs d?utilisation des réseaux publics d?électricité
(TURPE) ;
? stockage et maîtrise de l?énergie (MDE) ? Les
enjeux en termes de R&D et d?innovation ;
? modèles économiques et financement des projets
en autoconsommation ;
? cadre réglementaire pour l?autoconsommation ;
? cas spécifique des Zones Non-Interconnectées
(ZNI).
La présente note constitue la contribution de SOLER,
la branche photovoltaïque du SER, aux travaux du
groupe du travail. Les parties 3 et 4, ayant trait aux
définitions et aux principes généraux, reprennent
des éléments publiés par SER-SOLER en 2013 dans
son étude « Anticiper le développement du solaire
photovoltaïque compétitif »2.
¤u
ro
/k
W
h
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
6 2 http://enr.fr/docs/2013182253_
AnticiperledveloppementdesolairePVcomptitif.pdf
Coût professionnel surimposé
Nord de la France
Coût professionnel surimposé
Sud de la France
Tarif professionnel
- petit consommateur
Tarif professionnel
- grand consommateur
7
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Graphique 3 : Autoconsommation dans divers contextes
Source : AT Kearney. Traduction : SER-SOLER
3. DÉFINITION DE L?AUTOCONSOMMATION PHOTOVOLTAÏQUE
Par autoconsommation photovoltaïque, on entend
la possibilité donnée à tout type de consommateur/
producteur d?électricité de connecter une installation
photovoltaïque, dimensionnée selon ses besoins, soit
uniquement à son installation électrique, soit dans un
mode de partage entre son installation électrique et
le réseau local selon les fluctuations de la production
et de la consommation in situ.
L?objectif de l?installation photovoltaïque est donc plus
de répondre, soit à sa propre consommation, soit à la
consommation d?un ou plusieurs sites déterminés dans
son voisinage, que de produire et vendre en totalité
pour le réseau. L?électricité excédentaire continue
d?être injectée sur le réseau local, cette production
pouvant être valorisée de plusieurs manières.
Cette définition inclut tout type de consommateur et
tout type de segment de marché du photovoltaïque.
Elle inclut également tout type de raccordement
de l?installation, de la connexion au réseau public
à l?installation directement connectée à un réseau
privé, en passant par les installations de production
raccordées au consommateur par une ligne dédiée.
Notons qu?une installation photovoltaïque qui répond
à cette définition ne doit pas nécessairement être
la propriété du consommateur, elle peut appartenir
à un autre acteur lié de manière contractuelle
au consommateur. Tout type de producteur/
consommateur peut s?inscrire dans ce cadre, du
résidentiel à l?industriel en passant par le tertiaire.
Tout type d?application photovoltaïque peut également
être concernée, des installations intégrées aux
bâtiments jusqu?aux centrales au sol en passant par
les installations en surimposition. L?élément central de
la définition est le lien fort entre le dimensionnement
du système photovoltaïque et ses plages journalières
de production avec le besoin électrique du ou des
consommateurs.
La logique de l?autoconsommation n?est pas la
recherche de l?autonomie mais plutôt celle de s?inscrire
dans l?infrastructure locale du réseau associant
production photovoltaïque, gestion intelligente de la
demande et stockage. Cette orientation met donc en
avant une multitude de situations d?autoconsommation
à laquelle est associée une multitude de modèles
d?affaires possibles.
Service de fourniture
d?énergie pour
consommation sur site
Consommation sur site
par les occupants
Installation
propriétaire
Consommation partagée
via une ligne dédiée
Autoconsommation directe
Consommation sur site
par les occupants
Location d?une
toiture pour une
installation d?un
tiers
Production par le
consommateur, à proximité
du site de consommation
8
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
4. L?AUTOCONSOMMATION À DIFFÉRENTES ÉCHELLES
La technologie photovoltaïque est l?une des seules en
mesure de produire de l?électricité au plus près du
consommateur. Cela est vrai au niveau du bâtiment
mais également du quartier, de la commune, voire de
la communauté de communes.
La notion « d?énergie positive » fait aujourd?hui
référence à un bâtiment qui produit en moyenne plus
d?énergie qu?il n?en consomme. Initialement pensés
à l?échelle d?un bâtiment, les objectifs d?optimisation
de la consommation du parc bâti et de mobilisation
des ressources renouvelables locales qui sous-tendent
désormais la réglementation thermique, etc., ouvrent
la possibilité d?élargir l?échelle spatiale de ce concept
au-delà du bâtiment : à l?échelle de l?îlot, du quartier,
voire de la ville ou du périmètre de la concession.
Le passage à une plus grande échelle suppose
une gestion des équipements de production et de
consommation d?énergie. L?analyse des consommations,
la « répétabilité », ainsi que la supervision des installations
de productions/consommations constituent ainsi le
centre névralgique du système. Si cela passe par un
prestataire de services, la question de son modèle
d?affaires devient incontournable. Cette mutualisation
doit aussi prendre en compte les usages et les besoins
selon l?occupation des bâtiments : les horaires et les
besoins différents selon la destination du bâtiment
(écoles, logements, bureaux). Autant de possibilités
de dégager des marges de manoeuvre pour lisser
les pointes de consommation énergétique et mieux
dimensionner les équipements.
? 4.1. L?autoconsommation à l?échelle d?un
bâtiment
4.1.1. Installation photovoltaïque sur une
maison
De nombreuses études ont été réalisées afin de
déterminer la quantité d?électricité autoconsommée :
sans système de gestion de la consommation ou
de stockage, cette part varie entre 20 et 40 % de
la consommation de la maison. La mise en place
d?un système de gestion de la consommation et/ou
la mise en place d?un système de stockage peuvent
permettre une augmentation de la part de l?énergie
électrique autoconsommée et donc une réduction
sensible l?électricité soutirée du réseau.
Sans stockage toutefois, permettant la réinjection
le soir dans le circuit électrique domestique, de la
production photovoltaïque diurne, la pointe du soir
de soutirage du réseau ne peut pas être réduite. Par
ailleurs, à moins de réduire considérablement la taille
du système photovoltaïque, la majorité de la production
photovoltaïque est réinjectée sur le réseau pendant
la journée, la pointe d?injection d?été pouvant même
parfois être supérieure à la pointe de soutirage d?hiver.
Graphique 4 : Simulation d?un système photovoltaïque sur une maison individuelle
Source : SER-SOLER, 2013
Consommation électrique
domestique (W)
Production photovoltaïque
injectée dans le réseau (W)
Consommation domestique
vue du réseau (W)
Production photovoltaïque
(W)
1 000
0
-1 000
-2 000
-3 000
2 000
3 000
4 000
Pu
is
sa
nc
e
en
W
03H 10H 17H04H 11H05H 12H 19H06H 13H 20H00H 07H 14H 21H01H 15H 22H02H 16H 23H 00H
Heures
18H08H 09H
9
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Dans certains cas, la courbe de consommation du bâtiment est « naturellement » synchrone avec la production
photovoltaïque. Ce peut être le cas de bâtiments tertiaires (ex : centre commercial).
Dans ce cas, un dimensionnement adéquat permet d?autoconsommer la quasi-intégralité de l?électricité
produite, sans même prévoir de transferts de consommation ou de dispositifs de stockage, et de limiter les
pointes d?injection de la production photovoltaïque sur le réseau.
Lorsqu?on analyse la structure de la consommation électrique à l?échelle de zones commerciales et d?activités, campus
universitaires, quartiers résidentiels, sites industriels, etc., il convient de prendre en compte le foisonnement des
consommations individuelles. Dans le cadre de l?implantation de systèmes photovoltaïques sur des bâtiments, si le
bâtiment porteur du système n?a pas besoin d?électricité à l?instant où le système produit, il y a une forte probabilité
qu?un bâtiment voisin aura, lui, besoin d?électricité à ce moment précis. On peut alors parler d?autoconsommation
dans le périmètre d?un « îlot urbain ». Celui-ci peut même s?étendre au niveau d?une collectivité.
Graphique 5 : Simulation d?un système photovoltaïque sur un centre commercial
Source : SER-SOLER, 2013
Graphique 6 : Consommation d?une commune un jour d?été, parc photovoltaïque de 2500 kW
Source : SER-SOLER, 2013
4.1.2. Installation photovoltaïque sur un bâtiment tertiaire
? 4.2. L?autoconsommation à l?échelle d?un « îlot urbain »
Consommation électrique
centre commercial (kW)
Consommation centre
commercial vue du réseau
(kW)
Production photovoltaïque
[600 kWc] (kW)
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
kW
03H 10H 17H04H 11H05H 12H 19H06H 13H 20H00H 07H 14H 21H01H 15H 22H02H 16H 23H 00H
Heures
18H08H 09H
0
500
1500
2500
3500
1000
2000
3000
kW
h
1 5 9 13 17 202 6 10 14 18 213 7 11 15 19 224 8 12 16 23 24
Heures
Consommation électrique
de la commune soutirée
du réseau
Consommation de la
commune produite
par les installations
photovoltaïques
installées sur le réseau
local
10
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
5. RECOMMANDATIONS POUR LA MÉTROPOLE
? 5.1. Principes généraux
Afin d?anticiper le développement spontané de
l?autoconsommation chez les clients finaux, SER-SOLER
recommande de mettre en place un mécanisme de
soutien à l?autoconsommation dans le cadre d?une
phase expérimentale d?une durée de trois ans, en
parallèle des mécanismes de soutien actuellement
en vigueur, et sans que cette initiative se substitue
à ces derniers.
Cette phase expérimentale aurait pour objectif
d?anticiper et de résoudre en amont les questions
qui se poseront lors du développement naturel de
l?autoconsommation, parmi lesquelles :
? l?intégration du photovoltaïque autoconsommé
au réseau électrique en termes d?énergie et de
puissance, et définition des services système
associés ;
? le développement des modèles de pilotage de
la demande et de la production en fonction des
segments de puissance concernés et de la nature
des sites équipés ;
? la sécurité électrique des intervenants et des
utilisateurs finaux ;
? l?acquisition d?un savoir-faire et la construction
de références pour se positionner à l?export, dans
un marché en pleine croissance ;
? la gestion du risque en matière de financement
de ces nouveaux projets ;
? la résolution des problématiques juridiques
concernant l?achat / vente d?énergie de gré à gré.
SER-SOLER préconise de contrôler les volumes
d?installations concernées par l?expérimentation
par quota (segment 0-100kWc) et par appels d?offres
simplifiés (segment 100-250kWc) et complets (segment
supérieur à 250kWc). Afin que l?expérimentation soit
suffisante, sans pour autant entraîner un impact
significatif sur l?organisation du système électrique,
ces volumes devraient totaliser 300 MW par an
pendant trois ans. Ces volumes viendraient s?ajouter à
la programmation pluriannuelle d?appels d?offres que
SER-SOLER juge essentiel de mettre en place afin de
donner une visibilité optimale aux industriels : 1GW
par an a minima pendant 3 ans
Dans certains cas, le caractère autoconsommé de
l?électricité photovoltaïque sera apprécié en aval du
point de livraison du site équipé. Dans d?autre cas,
une réunion de sites prétendant à l?autoconsommation
pourra être considérée : le caractère autoconsommé
de l?électricité photovoltaïque sera alors apprécié en
amont des points de livraison de chacun des sites
concernés par l?opération, et en aval du poste de
transformation HTA/BT.
Les sites visés en priorité par cette expérimentation
devraient être ceux du segment professionnel pour
lesquels il peut exister une adéquation naturelle
des courbes de consommation et de production
photovoltaïque.
Pour le segment résidentiel, la marge de manoeuvre
des sites pour augmenter significativement le
taux d?autoconsommation sans intervention de
solution de stockage est trop faible. Néanmoins, le
photovoltaïque joue d?ores et déjà un rôle important
dans la réglementation thermique 2012 actuellement
en vigueur (prise en compte du photovoltaïque dans
la modulation du seuil de consommation d?énergie
primaire par m² et par an) et sera essentiel dans la
future réglementation thermique 2020 (bâtiment à
énergie positive). Il importe donc que la réflexion
sur l?autoconsommation porte également sur le
résidentiel. SER-SOLER recommande de traiter
ce segment dans l?un des deux cadres suivants
complémentaires :
? soit, prioritairement, par l?intégration de plusieurs
sites résidentiels dans un ensemble plus large de
type « îlot urbain » dans un appel d?offres simplifié
et/ou complet ;
? soit, dans les autres cas, par l?instauration d?une
prime égale à l?amortissement du volet stockage et
régulation de l?installation sur une durée à définir ;
l?ensemble ayant pour fonction de renvoyer en fin
de journée tout ou partie de la fourniture d?énergie
au bâtiment.
Dans le cadre d?appels d?offres simplifiés et complets,
il pourrait être envisagé plusieurs sous-familles
d?installation :
? autoconsommation « simple » ;
? effacement et décalage/écrêtage de la pointe
(pilotage consommation/production) ;
? stockage et service réseau ;
? « Îlot urbain » : le gestionnaire sélectionne et
impose un point d?injection unique dans l?antenne
BT de la production photovoltaïque mutualisée,
11
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
ce point d?injection étant optimisé par rapport
à la gestion du plan de tension. Exemples de
sites cibles visés par cette sous-famille (liste non-
exhaustive) : zones commerciales et d?activités,
campus universitaires, quartiers résidentiels,
sites industriels, sites de recharge de véhicules
électriques, etc.
Il convient que les procédés photovoltaïques en
surimposition au bâti soient éligibles à cette
expérimentation, en s?assurant qu?ils soient parallèles
au plan de la toiture, avec possibilité d?incliner les
modules sur les toits-terrasses équipés d?un acrotère,
à condition que le point haut des modules ne dépasse
pas le point haut de l?acrotère.
? 5.2. Mécanisme de soutien de la phase
expérimentale
De nombreux mécanismes de soutien à l?auto-
consommation peuvent être mis en place ; certains
sont plus complexes que d?autres et leurs impacts
sur le comportement des autoconsommateurs et sur
le système électrique sont variables. Le mécanisme
de soutien qui sera choisi dans le cadre de cette
expérimentation doit répondre à plusieurs objectifs,
dont les principaux sont les suivants :
? être lisible et garantir aux opérateurs économiques
une rentabilité cible au fil des années d?exploitation
de l?installation, en assurant une rémunération
normale des capitaux investis ;
? inciter à des comportements vertueux en
termes de maîtrise des consommations et de
leur adéquation temporelle avec la production
photovoltaïque ;
? inciter à limiter la puissance maximale de
l?injection de la production photovoltaïque de
manière à minimiser l?impact sur le réseau
électrique de distribution.
Nous présentons et analysons deux de ces mécanismes
ci-dessous.
5.2.1. Le net-metering
Dans le mécanisme dit de net-metering, le producteur/
consommateur reçoit un crédit pour chaque kWh qu?il
produit en sus de sa consommation propre et qu?il injecte
sur le réseau. A chaque fin de période de facturation, il est
fait un bilan de la production et de la consommation du
site : si la consommation est supérieure à la production
injectée, le consommateur paie les kWh supplémentaires
consommés. Dans le cas contraire, les crédits dus pour
les kWh injectés sont reportés à la période suivante.
Le kWh injecté est donc valorisé à hauteur du kWh acheté
au réseau, et peut tenir compte de la période de soutirage
et de la période d?injection. Dans certains pays, il est
possible de transférer le crédit non consommé à un autre
site raccordé à la même antenne basse tension locale et
ayant un contrat avec le même fournisseur d?électricité
(dans certains cas, une charge pour l?utilisation du
réseau de distribution peut être déduite des crédits).
Analyse :
Le net-metering, en particulier lorsque la
période de référence est supérieure à la
journée, n?incite pas à la mise en place
de démarches vertueuses ni en termes
de synchronisation de la consommation
du site avec la production photovoltaïque,
ni en termes d?injection sur le réseau.
Par ailleurs, en cas de production et/ou
de tarifs de l?électricité distribuée élevés,
les autoconsommateurs peuvent voir leur
facture complètement annulée. En cas
de fort développement d?une filière sur
ce principe (par exemple, en Californie),
les pertes de revenus pour l?exploitation
et le développement des réseaux peuvent
alors être significatifs, sans pour autant
présenter un avantage en termes de maîtrise
des pointes d?injection. Le mécanisme peut
certes être amélioré en diminuant la période
de référence mais il perd alors en lisibilité.
5.2.2. Les primes au kWh produits, consommés
et/ou injectés
Dans ce mécanisme, en plus de l?économie de facture
générée par l?autoconsommation, le producteur
consommateur reçoit des primes de manière à atteindre
une rentabilité cible pour l?installation photovoltaïque.
Ces primes peuvent être affectées :
? uniquement aux kWh produits par l?installation
et autoconsommés, le surplus de production étant
12
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
injectée sur le réseau et rémunéré au prix de marché ;
? uniquement aux surplus de production (système
analogue à un tarif d?achat du surplus) ;
? à tous les kWh produits, qu?ils soient consommés
ou injectés sur le réseau. Dans le cas d?une prime
identique affectée aux kWh consommés et injectés,
ces primes sont dites « symétriques » ; elles sont
dites « dissymétriques » dans le cas contraire.
Analyse :
Une prime affectée aux seuls kWh PV produits
et autoconsommés, et qui, combinée
à l?économie de facture de l?utilisateur,
pourrait être très supérieure à la valorisation
de l?électricité injectée au réseau, risque
d?inciter à des comportements anti-MDE
de la part des autoconsommateurs. En
effet, ceux-ci pourraient avoir un intérêt
économique à accroître leur consommation
d?électricité à la seule fin de maximiser
leur taux d?électricité autoconsommée et
la rémunération associée.
Graphique 7 : Prime au kWh PV autoconsommé
Source : SER-SOLER, 2014
Une prime affectée aux seuls kWh PV injectés sur le
réseau, assimilable de fait à un tarif d?achat du surplus
(principe d?ores et déjà en place), présente également
plusieurs inconvénients :
? l?atteinte de la rentabilité de l?installation par ce
biais suppose une valeur faciale élevée de la prime ;
? la taille de l?installation sera maximisée de manière
à injecter le maximum d?électricité sur le réseau.
Des actions de MDE pourraient éventuellement
être menées par l?opérateur pour accroître encore
cette part. Ces comportements sont contraires
avec l?objectif recherché de minimiser l?impact des
installations en autoconsommation sur le réseau
électrique ;
? en termes de communication et de compréhension,
un tel dispositif pourrait paraître contradictoire avec
le principe même de l?autoconsommation qui vise
bien à attribuer une valeur économique aux kWh PV
consommés et non à ceux injectés sur le réseau.
Graphique 8 : Prime au kWh PV injecté sur le réseau
Source : SER-SOLER, 2014
Une prime affectée à tous les kWh produits, qu?ils
soient consommés ou injectés, présente l?avantage
de neutraliser la plupart des effets non-désirables
évoqués précédemment. Ainsi, une prime symétrique
affectée aux kWh consommés et produits n?aura pas
d?effet anti-MDE et sera neutre par rapport au taux
d?autoconsommation, la maximisation de ce taux étant
incitée par la seule économie de facture réalisée par
l?opérateur. Une prime dissymétrique, donnant un léger
MWh
¤/MWh
Electricité PV produite
et consommée
Electricité PV
produite et injectée
sur le réseau
Vente au
prix de
marché
Economie de facture évitée
Prime au kWh PV
autoconsommé
MWh
¤/MWh
Electricité PV produite
et consommée
Electricité PV
produite et injectée
sur le réseau
Vente au
prix de
marché
Economie de facture évitée
Prime au
kWh PV
injecté
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
13
avantage économique à la recherche de l?amélioration
du taux d?autoconsommation, est également possible.
Cet avantage doit cependant pouvoir être mesuré
suffisamment finement pour de ne pas entraîner d?effet
anti-MDE ou de déplacements de consommation qui ne
seraient pas pertinents à l?échelle de l?économie globale
du système électrique.
Graphique 9 : Prime au kWh PV produit, autoconsommé ou injecté
Source : SER-SOLER, 2014
Les primes symétriques ou dissymétriques reposent
uniquement sur la rémunération de l?énergie
photovoltaïque produite, sans faire intervenir la notion
de puissance. Or, celle-ci est essentielle dès que l?on
cherche à intégrer à la réflexion l?impact de la production
photovoltaïque sur les réseaux électriques. A ce titre,
une réduction de la rémunération perçue en fonction de
la puissance injectée sur le réseau peut être introduite
dans le modèle économique afin d?inciter à limiter la
puissance maximale injectée sur le réseau.
Graphique 10 : Modulation au MW injectée
Source : SER-SOLER, 2014
Prime au kWh PV
autoconsommée
MWh
¤/MWh
Electricité PV produite
et consommée
Electricité PV
produite et injectée
sur le réseau
Vente au
prix de
marché
Economie de facture évitée
Prime au
kWh PV
injecté
Modulation au MW injecté
MW
¤/MW
Puissance maximale injectée
14
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
5.2.3. Préconisations relatives au mécanisme de soutien
Au vu des éléments qui précèdent, SER-SOLER recommande de tester, dans le cadre de l?expérimentation souhaitée
pour le segment professionnel, une prime globale à l?autoconsommation définie de la manière suivante :
Prime globale = A x Qconsommée + B x Qinjectée ? C x (Pinjectée max ? Psouscrite)
Formule dans laquelle :
? Qconsommée représente la quantité d?électricité PV
produite et autoconsommée
? Qinjectée représente la quantité d?électricité PV
produite et injectée sur le réseau
? A représente la prime affectée aux kWh PV
autoconsommés
? B représente la prime affectée aux kWh PV injectés
? Pinjectée max représente la puissance maximale PV
susceptible d?être injectée sur le réseau
? Psouscrite représente la puissance souscrite de
l?abonnement en soutirage de l?autoconsommateur
? C représente le facteur de réduction de la prime
globale en fonction de l?injection de puissance sur le
réseau. C vaut 0 si Pinjectée max ? Psouscrite ? 0.
Commentaires et mises en garde :
D?une manière générale, les modèles économiques valorisant l?autoconsommation font intervenir
l?économie de facture évitée : l?analyse du risque des projets est dépendant d?un nouveau risque lié
au client, portant à la fois sur sa consommation et sur la pérennité de ses engagements. Ce risque
est renforcé par la durée longue des projets. Il est par conséquent essentiel de mener une évaluation
rigoureuse de la bancabilité des projets dans cette configuration, laquelle diffère très sensiblement
de l?obligation d?achat. A ce titre, il conviendrait par exemple de trouver un mécanisme permettant de
minimiser le risque client (caution ou garantie).
La rémunération de l?électricité injectée au réseau sous la forme d?un prix de marché + prime introduit
un risque supplémentaire. A ce titre, SER-SOLER recommande que les plus petites installations
s?inscrivent dans un régime de tarif d?achat du surplus (jusqu?à un seuil de puissance qu?il convient
de définir), et que seules les plus grosses installations soient concernées par le mécanisme de prix
de marché + prime (déterminée ex-post).
Le niveau pour B doit être cohérent avec celui retenu pour A afin d?éviter les effets non-désirables.
SER-SOLER recommande de fixer A = B. Dans ce cas, A + économie de facture évitée > A + marché de
gros, ce qui favorise l?autoconsommation. Par ailleurs, A < A + prix de marché de gros, par conséquent
les effets anti-MDE sont évités.
Seule l?injection d?électricité photovoltaïque excédant la puissance souscrite par le consommateur
doit être prise en compte dans la réduction de la prime globale. Il convient d?affecter le coefficient C
à cette différence éventuelle.
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
5.2.4. Evolution des conditions
économiques du raccordement au réseau
des autoconsommateurs photovoltaïques
Le décret n°2012-533 du 20 avril 2012 relatif aux
schémas régionaux de raccordement au réseau des
énergies renouvelables (S3REnR) a institué une quote-
part régionale du coût des ouvrages réseaux à créer en
application des schémas régionaux de raccordement
au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) dont
doivent s?acquitter les producteurs.
Pour mémoire, les modalités de calcul de la quote-part
font porter aux producteurs EnR 85 % des coûts de
l?adaptation du réseau public « amont » qui, s?ajoutant
au coût de leurs ouvrages propres, entraînent une
augmentation significative des coûts de raccordement
par rapport au régime précédent. La mise en place
d?une mutualisation des coûts s?est accompagnée
d?une extension du périmètre de facturation des
producteurs, incompatible avec le niveau actuel des
tarifs d?achat.
Par ailleurs, le champ d?application choisi intègre
au dispositif des installations de production
décentralisées (raccordées en BT ou proche de lieux
de consommation) qui deviennent, dès lors, redevables
de coûts d?adaptation du réseau amont, alors même
que cette adaptation est dimensionnée pour l?accueil
de gisements de production EnR centralisés, aux
besoins fondamentalement différents.
La définition du modèle économique de l?auto-
consommation doit être l?occasion de réviser le mode
de calcul de la quote-part S3REnR, qui doit se faire à
due proportion de la puissance maximale susceptible
d?être injectée sur le réseau et non pas en fonction
de la puissance totale de l?installation, et ce, quel
que soit le niveau de puissance de l?installation. A
l?extrême, en cas d?absence d?injection de puissance
sur le réseau, il est légitime que l?autoconsommateur
n?ait pas à s?acquitter de la quote-part.
15
16
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
6. RECOMMANDATIONS POUR LES OUTRE-MER
Faute d?un soutien spécifique, le développement du
solaire photovoltaïque dans les DOM est aujourd?hui
quasiment à l?arrêt, malgré un énorme potentiel
dans ces territoires particulièrement ensoleillés. Le
photovoltaïque est désormais directement rentable
dans les DOM, mais, compte-tenu de la présence sur
les réseaux insulaires d?une puissance photovoltaïque
pouvant représenter jusqu?à 30 % de la puissance de
pointe (pour 5 % de l?énergie fournie), l?instabilité
potentielle soulignée par les gestionnaires de réseau
impose que son développement dans les zones non-
interconnectées passe par le stockage et le service
réseau, avec une forte dimension d?autoconsommation
et de maîtrise de l?énergie.
SER-SOLER recommande la mise en place d?un
mécanisme de prime à l?autoconsommation intégrant
des actions de maîtrise de l?énergie, du stockage
et du service réseau dans les DOM. En matière de
CSPE, le modèle proposé a vocation à s?amortir sur
la durée de vie des systèmes, rendant ainsi positif
l?impact global. De plus, afin d?intégrer les solutions
MDE et stockage, SER-SOLER s?appuie notamment
sur l?application de l?Article 60 du Code de l?énergie
et de son décret d?application en cours de publication
pour pouvoir intégrer dans l?assiette de la CSPE la
MDE et le stockage, sur la base de règles de calculs
qui seront élaborées par la CRE.
Graphique 11 : Evolution quotidienne consommation bâtiment B to B DOM ,
Situation MDE + Autoconsommation lissée + services système par time shifting
Source : SER-SOLER, 2014
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ap
pe
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e
ENJEU :
Passer de la courbe
de consommation
initiale en rouge ...
... à la
courbe
verte
Puissance résultante totale
avec autoconsommation
Puissance réinjectée sur le
réseau à la pointe
Puissance totale appelée
avant MDE et autoconso lissée
Puissance solaire
autoconso lissé
17
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Les principales hypothèses techniques du modèle
préconisé par le SER-SOLER sont les suivantes :
? installations de puissance inférieures à 100
kWc ;
? uniquement dans un environnement bâti ;
? raccordement en mode excédentaire ;
? comptage et valorisation de tous les flux
énergétiques (autoproduction, service réseau,
injection résiduelle) ;
? taux de couverture solaire minimal : 50 % ;
? taux d?autoconsommation minimale : 60 % ;
? réserve primaire de puissance de 10 % de la
puissance de référence ;
? énergie délivrée lors de la pointe minimum de
15 % de l?énergie solaire quotidienne ;
? plage horaires injection de pointes constantes de
2 h définies sur chaque DOM par le gestionnaire
de réseau ;
? lissage de la production sur 30 min glissantes
(pas de 1 min) ;
? maîtrise de la prévision globale de production
d?énergie stockée et lissée (algorithme de calcul,
etc.) ;
? alimentation automatique partielle des sites
en cas de disparition du réseau (cyclone, ?)
avec sécurisation des personnes liées à normes
existantes ou en cours (DIN VDE 126-1-1 pour les
onduleurs, UTE C 15-712-3 pour les installations
avec stockage raccordées au réseau?).
Dans le cadre de ce modèle, l?impact des coûts de
revient lié au stockage pèse environ 55 % des coûts
opérationnels équivalent à un tarif moyen global de
430 ¤/MWh, soit 235 ¤/MWh lié au stockage de type
Li-ion français). SER-SOLER propose une variante de
ce modèle visant à diminuer le stockage au maximum
tout en garantissant la stabilité du réseau. Dans
cette variante, l?équivalent tarifaire tombe à 345 ¤/
MWh (soit 156 ¤/MWh dédié au stockage) et proche
des coûts complets de production moyen reste une
énergie fossile. Conscient que d?autres variantes sont
possibles (stockage froid, chaud, etc?), SER-SOLER
reste ouvert à toute nouvelle réflexion sur le sujet.
SER-SOLER demande que les DOM puissent bénéficier
de cette mesure d?urgence sur une période de trois
ans, afin d?affiner le modèle. Les volumes seraient
annuellement plafonnés à 100 MWc par an pour
l?ensemble des DOM.
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
18
7. CONCLUSION
L?expérimentation en matière d?autoconsommation recommandée par SER-SOLER pourrait préparer les acteurs
économiques à l?émergence d?un nouveau marché, inexistant à ce jour et que l?on pourrait qualifier « de marché
de proximité ». Ce dernier, qui repose sur la pertinence économique des projets photovoltaïques au regard
des prix de détail de l?électricité distribuée, serait complémentaire d?un marché de gros de l?électricité qui,
aujourd?hui, n?attribue pas de valeur économique au caractère décentralisé de la production photovoltaïque.
Il nécessiterait de pouvoir faire de l?achat/vente d?électricité de gré à gré entre producteurs photovoltaïques
et consommateurs finaux.
Toutefois, ce nouveau marché pourra se développer progressivement et au fil du temps dès lors que l?utilisation
du réseau de distribution sera accessible avec des modalités équitables et transparentes, de façon à ce que
chaque producteur puisse bien vendre son électricité auprès d?un utilisateur final, en s?acquittant des coûts
générés par l?acheminement du courant.
A ce titre, il serait essentiel de mettre en place un mécanisme d?utilisation des antennes de distribution basse
tension afin de permettre qu?un générateur photovoltaïque remplisse ce rôle de source d?électricité pour les
consommateurs de proximité. La réflexion peut s?étendre à l?échelle de zones commerciales et d?activités,
campus universitaires, quartiers résidentiels, sites industriels, sites de recharge de véhicules électriques,
etc. (tout ce que recouvre le terme générique d? « îlot urbain »), mais également au niveau des collectivités.
19
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
13-15 rue de la Baume I 75008 Paris I www.enr.fr
Tél : +33 (0)1 48 78 05 60 I Fax : +33 (0)1 48 78 09 07
G
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Mai 2014 1
POSITION DE L?UFE SUR
L?AUTOPRODUCTION
SYNTHESE
Encouragé par un fort soutien politique, le développement de la production décentralisée est appelé à se
poursuivre dans les prochaines années. L?intégration de cette production dans le système électrique nécessite
toutefois de surmonter un certain nombre de défis techniques, financiers et réglementaires. A ce titre, les
schémas régulatoires existants apparaissent perfectibles.
Par ailleurs, les changements technico-économique à venir dans les filières de production décentralisées, tel
que le photovoltaïque, et la hausse attendue des prix de détail de l?électricité devraient accélérer l?attrait
pour la production autoproduite. A tel point que dans un futur proche, celle-ci pourrait bénéficier d?un
développement spontané, qui nécessite de penser un cadre de régulation, quelles que soient les éventuelles
mesures incitatives retenues par les pouvoirs publics. Tout l?enjeu de la concertation actuellement conduite
est donc de mettre au point un cadre régulatoire qui permette 1) d?améliorer l?insertion de la production
décentralisée sur le réseau public de distribution en réduisant les pointes d?injection et de soutirage ; 2)
d?assurer une juste participation financière des autoproducteurs aux services rendus par le réseau ; 3) de
répondre aux besoins croissants de prévisibilité et de commandabilité du système électrique.
Pour y parvenir, un tel cadre doit nécessairement respecter un certain nombre de principes fondamentaux :
1. Envoyer les bons signaux économiques à tous les utilisateurs du réseau: en leur répercutant, au plus
juste, via le TURPE, les coûts qu?ils occasionnent et en les incitant à réaliser les installations de
production décentralisée là où les coûts de développement du réseau engendrés sont les plus faibles.
2. Assurer un cadre d?investissement stable et vertueux, tant pour les investisseurs que pour l?ensemble
de la filière. La structure du TURPE 5 devra évoluer avec une augmentation de la part puissance, pour
mieux refléter la structure des coûts des réseaux.
3. Mettre en place un suivi rigoureux des installations en autoproduction pour permettre le pilotage de
la politique énergétique, pour garantir l?intégration des énergies renouvelables dans la gestion du
système électrique, pour préserver la sécurité des personnes et des biens et pour permettre de
vérifier l?authenticité des installations.
4. S?intégrer aux mécanismes de marché existants, et ce, en assurant un strict respect de la séparation
des activités entre opérateurs de réseaux et acteurs de marchés.
A terme, il est souhaitable que l?autoproduction s?intègre au marché concurrentiel, sans subventions. Si
toutefois les pouvoirs publics décidaient de la mise en oeuvre d?un mécanisme transitoire de soutien à
l?autoproduction, il sera essentiel qu?il vise à réduire la puissance injectée par l?autoproducteur et évite les
effets anti-MDE. En aucun cas, ce mécanisme ne devra reposer sur un système de « net-metering », système
qui ne présenterait que des inconvénients. Par ailleurs, ce mécanisme de soutien devra remplacer, pour
l?avenir, sur le périmètre sur lequel il est proposé, le cadre actuel de l?obligation d?achat. Enfin, pour sa mise
en oeuvre, il semble opportun de procéder par expérimentations, limitées dans le temps, afin de s?assurer que
son coût total soit cohérent avec le gain qu?il apporte pour la collectivité.
Mai 2014 2
PREAMBULE
Le développement de la production décentralisée (photovoltaïque, éolien, micro-cogénération?), déjà
entamé en France pour le solaire photovoltaïque, est appelé à se poursuivre dans les prochaines années. Or,
l?intégration de cette production dans le système électrique nécessite de surmonter un certain nombre de
défis techniques, financiers et réglementaire. Les schémas régulatoires existants apparaissent perfectibles.
C?est pourquoi l?UFE se félicite que les pouvoirs publics aient décidé de mettre en chantier, outre une
réforme des mécanismes de soutien aux installations sous obligation d?achat, la problématique du
développement de l?autoproduction.
Dans le cadre des évolutions attendues du marché de l?électricité à l?horizon 2020 ? 2025, l?autoproduction
pourrait en effet se développer. Les constats, enjeux et propositions exposés dans cette note visent à
préparer le système électrique à ce probable développement de l?autoproduction sur le réseau public de
distribution, et ce, quelles que soient les éventuelles mesures incitatives retenues par les pouvoirs publics.
I - ÉLEMENTS DE DEFINITION
Dans le cadre de sa réflexion à l?appui de la concertation lancée par les pouvoir publics, l?UFE propose que
soit retenue la définition suivante d?un autoproducteur :
« Un autoproducteur est une entité (personne physique ou morale) raccordée au réseau public qui
produit en aval de son point de livraison une partie de l?énergie qu?elle consomme ».
Cette définition permet d?identifier clairement les constats suivants :
? un autoproducteur a toujours besoin d?un accès au réseau, et bénéficie de l?ensemble des services
fournis par le réseau => il ne s?agit pas de créer des sites autonomes énergétiquement ;
? des échanges d?énergie entre différentes entités juridiques, y compris derrière le même point de
livraison, ne sont pas de l?autoproduction => il ne s?agit pas de produire pour compenser la
consommation de son voisin.
Les termes d?« autoproduction » et d?« autoconsommation » étant alternativement employés dans le débat
public, il convient d?en préciser le sens. L?UFE, comme d?autres acteurs (et notamment Hespul), retient que :
? la quantité d?énergie produite et instantanément consommée en aval du point de livraison peut être
indifféremment qualifiée de « quantité autoconsommée » ou de « quantité autoproduite » ;
? le « taux d?autoconsommation » désigne le rapport entre cette quantité et la production totale du
site (c'est la part de la production qu?un site consomme lui-même) ;
? le « taux d?autoproduction » correspond, quant à lui, au rapport entre cette quantité et la
consommation totale du site (c'est la part de la consommation qu?un site produit lui-même).
Autoproduction ou autoconsommation : une illustration chiffrée
Prenons un site dont la consommation s?élève à 5 MWh par an et qui dispose d?une installation
photovoltaïque produisant 3 MWh par an.
En supposant qu?une quantité égale à 1 MWh soit produite et consommée sur place (le reste de la
production étant injectée sur le réseau et le reste de la consommation étant soutirée du réseau) :
- le taux d?autoconsommation de ce site est égal à 33% (= 1 MWh / 3 MWh) ;
- le taux d?autoproduction de ce site est égal à 20% (= 1 MWh / 5 MWh).
Mai 2014 3
L?UFE attire par ailleurs l?attention sur le fait que l?autoproduction à partir de sources d?énergie
renouvelables et la maîtrise de la consommation sont deux problématiques différentes. En effet, équiper
une maison de panneaux photovoltaïques sur sa toiture ne suffit pas à en faire un logement modèle si elle
continue, dans le même temps, à consommer trop (logement mal isolé, équipements énergivores?) ou à
consommer mal (régulations et programmations rendues inopérantes, ou utilisées en tout ou rien). Ainsi, là
où le terme d? « autoconsommation » peut être source de confusion, celui d? «autoproduction » permet, à
l?inverse, de mieux distinguer les deux problématiques.
L?UFE recommande de préférer le terme « autoproduction » à celui d?« autoconsommation ».
II - PRINCIPAUX ENJEUX TECHNIQUES DU DEVELOPPEMENT DE L?AUTOPRODUCTION POUR LE SYSTEME
ELECTRIQUE
Pour qu?il apporte des bénéfices au système électrique, le développement de l?autoproduction doit tenir
compte d?un certain nombre de réalités et contraintes, propres au développement et à la gestion
opérationnelle des réseaux, ainsi qu?au maintien de l?équilibre du système électrique. Parallèlement, les
acteurs de l?autoproduction doivent disposer des mêmes conditions d?alimentation, et des mêmes droits et
obligations que les autres acteurs du marché de l?électricité.
Enjeu n°1 : améliorer l?insertion de la production décentralisée sur le réseau.
Une part prépondérante des coûts de réseaux sont des coûts fixes, qui résultent des flux de puissance
dimensionnant le réseau et des enjeux de qualité, plus que des quantités d?énergie acheminées 1. Deux
paramètres essentiels conditionnent les coûts que l?utilisateur occasionne pour le réseau : la puissance
maximale qu?il soutire et la puissance maximale qu?il injecte. C?est pour faire face à ces niveaux maximaux de
puissance que le réseau est dimensionné.
L?insertion d?une part croissante de moyens décentralisés de production raccordés sur les réseaux de
distribution requerra des investissements supplémentaires, estimés par la Cour des comptes à 5,5 milliards
d?euros d?ici à 20202. Or, l?autoproduction, dès lors qu?elle se traduit par une réduction des pointes de
soutirage et qu?elle n?induit pas de nouvelles contraintes d?injection, pourrait permettre dans certains cas de
limiter ces coûts des réseaux engendrés par le développement de la production décentralisée.
Par ailleurs, l?autoproduction, dès lors qu?elle ne génère par de nouveaux flux liés à l?évacuation de la
production excédentaire, peut contribuer à réduire les pertes par effet Joule. Des calculs réalisés par les
gestionnaires de réseaux ont toutefois mis en évidence que cet impact bénéfique était limité (maximum de
2,7 ¤/an, soit environ 1 % de la facture d?acheminement, pour un client représentatif3).
1 Les coûts de réseaux qui sont fonction des quantités d?énergie acheminées comprennent notamment le coût d?achat
des pertes par effet Joule.
2 Rapport public thématique de la Cour des comptes : « La politique de développement des énergies renouvelables ».
Le chiffre envisagé correspond aux investissements à réaliser pour intégrer 19 GW d?éolien terrestre et 8 GW de
photovoltaïque.
3 Soit 3¤ /MWh autoconsommé. Source ERDF : client résidentiel de puissance souscrite : 9 kVA, consommation annuelle: 5
MWh ; panneau PV (3 kWc), production totale : 2,9 MWh, taux d?autoconsommation naturelle : 30%
Mai 2014 4
Ainsi,
? les réseaux sont dimensionnés en fonction des pointes annuelles de soutirage et d?injection ;
? les coûts de réseaux sont essentiellement liés à ces puissances maximales annuelles. Seul le
coût des pertes joules est lié à l?énergie acheminée;
? les pointes d?injection nécessitent des adaptations coûteuses du réseau, pour évacuer
l?énergie produite tout en maintenant la stabilité technique du réseau.
L?autoproduction pourrait permettre de limiter les coûts de réseaux engendrés par le
développement de la production décentralisée, dans certaines conditions :
? si elle garantissait une réduction de la pointe de soutirage, et
? si elle ne créait pas de contrainte liée à l?injection en période de faible consommation.
Trois leviers permettraient de limiter la pointe d?injection ou réduire la pointe de soutirage et ainsi minimiser
les coûts d?intégration dans le réseau public de distribution. Ces leviers devront être activés grâce à des
logiques économiques. On peut envisager ainsi :
1. inciter au développement des installations localisées sur des sites où se trouve la consommation
et dimensionnée de manière adaptée à cette consommation du site, à son profil horosaisonnier
et à sa régularité (via notamment les barèmes de raccordement, etc.) ;
2. agir sur la consommation (déplacement d?usages, stockage thermique, voire électrique, etc.) ;
3. agir sur la production (écrêter la faible proportion de la production génératrice de contrainte sur
le réseau, etc.).
La régulation de l?autoproduction devrait inciter l es acteurs du marché à activer ces leviers, chaque
fois que les bénéfices pour le réseau qu?ils permet tront d?atteindre seront supérieurs à leur coût de
mise en oeuvre.
Enjeu n°2 : assurer une juste participation des autoproducteurs au financement des
services rendus par le réseau
Le réseau apporte, à tout client final qui lui est raccordé, un certain nombre de services fondamentaux :
? La stabilité en tension et en fréquence : les appareils électriques (électroménagers, Hi-Fi,
industriels) sont prévus pour avoir un fonctionnement optimal à un certain niveau de tension (le plus
souvent 230 V) et de fréquence (50 Hz). Des variations trop importantes par rapport à ces niveaux
nominaux sont susceptibles de causer des dommages importants aux biens et aux personnes : une
situation de sous-tension accélère l?obsolescence des équipements électriques, tandis qu?une
surtension peut détruire certains de ces équipements, voire générer des risques de départ de feu. Le
réseau garantit justement, à tous les utilisateurs qui y sont raccordés, une alimentation sûre.
? La continuité de l?alimentation électrique : un utilisateur connecté au réseau dispose, à tout
moment, d?une puissance électrique égale à celle prévue par le contrat qu?il a souscrit. Le réseau
assure donc, pour un utilisateur disposant d?un moyen de production in situ, une fonction de
secours. A l?inverse, cette fonction de secours ne peut être assurée par le moyen de production local
qu?après adaptation de l?installation, notamment de son système de protection électrique.
? Permettre l?injection de la production excédentaire afin de la valoriser : un consommateur ayant
investi dans une installation ENR peut injecter sur le réseau le volume d?électricité qu?il ne
consomme pas instantanément et ainsi le valoriser.
Mai 2014 5
Pour ces fonctions garanties par le réseau, le service rendu ne se mesure pas à l?aune de la quantité
d?énergie soutirée ou injectée par un utilisateur final. Ainsi, un client qui autoconsomme et un client qui
soutire du réseau bénéficient, tous deux, de ces services pour la totalité de leur consommation finale.
Dans le cadre actuel, un autoproducteur qui réduit la quantité d?énergie soutirée à partir du réseau diminue
de façon importante sa facture d?acheminement, alors qu?il continue à bénéficier de tous les services
procurés par le réseau dont les coûts doivent toujours être financés. Ainsi, l?écart entre la réduction de sa
facture (environ 30 ¤/MWh en basse tension) et les coûts évités (environ 3 ¤/MWh au titre des pertes) devra
être supporté par les autres utilisateurs du réseau. L?autoproduction induit donc à court terme un transfert
de charges des autoproducteurs vers les consommateurs pour le financement du réseau (TURPE). L?impact
sera faible si le développement de l?autoproduction reste limité, mais il pourrait devenir structurant en cas
de développement massif.
Par ailleurs, l?UFE considère que les mêmes exigences en terme de services rendus au système électrique et
les mêmes opportunité de valorisation de ces services doivent s?appliquer à tous les producteurs, selon les
caractéristiques de leur installation, qu?ils soient autoproducteurs ou non.
La régulation devra donc évoluer pour réduire ou anticiper les transferts financiers, afin de faire en sorte
que chaque consommateur supporte les coûts des services qui lui sont rendus. En outre, la régulation
devra garantir à tous les acteurs, quelle que soit leur taille, des conditions non discriminatoires de
participation au marché.
Enjeu n°3 : répondre aux besoins croissants de prévisibilité.
Pour qu?ils puissent gérer l?équilibre entre la production et la consommation, les acteurs du système
électrique doivent notamment pouvoir estimer à l?avance, pour chaque instant, la contribution des
différents moyens de production. Ils doivent aussi pouvoir, au besoin, augmenter ou diminuer en temps réel
la contribution de ces moyens.
Or, en matière d?équilibre offre-demande, une mauvaise estimation de la production intermittente pourrait
engendrer des surcoûts (surdimensionnement des réserves, coût des écarts, etc.) qu?il faut chercher à éviter.
Par ailleurs, en matière de gestion des flux sur le réseau, la qualité d?appréciation des risques pesant sur
l?exploitation faite par les gestionnaires de réseaux, pourrait être affectée par une mauvaise estimation du
volume de production instantané et de sa localisation, se traduisant ainsi par des surcoûts4.
Au vu de cet impératif, le développement de moyens de production décentralisés attendu avec la croissance
de l?autoproduction représente un défi pour l?exploitation du système électrique. Il est donc essentiel dans
le futur cadre régulatoire que l?autoproduction soit prévisible, commandable et estimable en temps réel.
III - LES ORIENTATIONS PROPOSEES POUR UN CADRE DE REGULATION STABLE
Compte tenu de l?objectif de développement des énergies renouvelables fixé par les pouvoirs publics, la
régulation retenue devra améliorer le dispositif actuel, en tenant compte des enjeux spécifiques de
l?autoproduction.
4 Par exemple, actions de redispatching ou prise de schémas d?exploitation générateurs de pertes.
Mai 2014 6
Orientation 1 : Envoyer les bons signaux économiques à tous les utilisateurs du réseau:
? une contribution au financement du raccordement qui incite à localiser les installations de
production décentralisées en fonction des coûts de développement des réseaux engendrés5 ;
? un TURPE qui s?adapte pour répercuter au plus juste aux consommateurs les coûts qu?ils
occasionnent pour les services rendus.
Orientation 2 : Assurer un cadre d?investissement stable et vertueux, tant pour les investisseurs que
pour l?ensemble de la filière pour garantir la pérennité du système électrique. Les transferts de charge,
augmentés des transferts de taxes, constitueraient une source de revenus de niveau incertain, la CRE ayant
notamment annoncé que la structure du TURPE évoluerait, quel que soit le cadre financier de
l?autoproduction, de manière à s?adapter aux coûts engendrés par les utilisateurs du réseau. Ne pas
respecter ces principes dès l?origine, c?est donc faire courir un risque important aux investisseurs potentiels6.
Cette réflexion conduit à ouvrir la question de la structure du TURPE7. Pour mieux refléter la réalité des coûts
du réseau, la structure de TURPE 5 devra évoluer avec une augmentation de la part puissance.
Cette évolution permettrait de limiter les transferts de charges entre les différents utilisateurs du réseau
(autoproducteurs mais aussi résidences secondaires) et de répercuter au plus juste aux consommateurs les
coûts qu?ils occasionnent.
Orientation 3 : La mise en oeuvre du cadre régulatoire devra prévoir un suivi rigoureux des
installations en autoproduction pour :
? permettre le pilotage de la politique énergétique, ce qui nécessite un suivi global des installations
utilisées en autoproduction, pour pouvoir vérifier les engagements sur les taux de pénétration des
énergies renouvelables, évaluer des besoins de capacité de production dans le cadre du futur
mécanisme de capacité, etc. ;
? Garantir l?intégration des énergies renouvelables dans la gestion du système électrique en
préconisant des normes d?observabilité et de commandabilité au-delà d?un certain seuil (250 kW).
? assurer la sécurité des personnes et des biens, ce qui nécessite : le strict respect de l?obligation de
déclaration des installations en autoproduction et de toutes les normes applicables8, un suivi fin
des caractéristiques de chaque installation et notamment de sa localisation, pour garantir une
gestion sécurisée des réseaux ;
? vérifier l?authenticité des installations. Ainsi, des cas de fraudes ont été reportés en Espagne où
des producteurs photovoltaïques faisaient tourner des groupes diesels lorsqu?il n?y avait pas de
soleil, afin de bénéficier de tarifs d?achat du photovoltaïque. Dans le cas de l?autoproduction à
5 Ainsi, les procédures de raccordement des gestionnaires de réseaux, incluant les barèmes, continuent à s?appliquer
pour les installations d?autoproduction, car elles garantissent la sécurité et la sûreté des installations, et incitent à la
bonne localisation des moyens de production.
6 La Belgique, faute de les avoir intégrés, se retrouve aujourd?hui confrontée à une situation délicate qui l?a contrainte à
modifier rétroactivement l?économie de contrats antérieurement conclus.
7 La CRE elle-même dans sa délibération sur TURPE 4 Distribution, « le principal service offert par le gestionnaire de
réseaux consiste à mettre à disposition d?un utilisateur, au point de connexion et à tout moment, un niveau de
puissance égale à la puissance souscrite ». C?est pourquoi les coûts des réseaux sont peu liés au transit d?énergie. Or le
transit d?énergie est prépondérant dans la facture payée par le consommateur. Voir §2.1.1 de la délibération de la CRE
du 12 décembre 2013 portant décision relative aux tarifs d?utilisation d?un réseau public d?électricité dans le domaine
de tension HTA et BT.
8 Ainsi que prévu dans l?arrêté "tarifs d'achat de l'énergie d'origine solaire, une attestation de conformité CONSUEL sera
nécessaire pour les installations raccordées en BT pour permettre la mise en service de l?installation.
Mai 2014 7
partir de sources d?énergie renouvelables, et dès lors que celle-ci est subventionnée, il faudra
mettre en place un mécanisme qui puisse en vérifier l?authenticité.
Orientation 4 : La mise en oeuvre du cadre régulatoire devra également s?assurer du bon
fonctionnement des mécanismes de marché, en respectant une stricte séparation des activités entre
opérateurs de réseaux et acteurs de marchés :
? une intégration au dispositif de responsable d?équilibre, pour une correcte prise en compte de
l?énergie autoproduite dans un périmètre de responsable d?équilibre;
? une intégration aux dispositifs ayant trait à l?effacement pour une correcte prise en compte de
l?énergie effacée.
Orientation 5 : A terme, il est souhaitable que l?autoproduction s?intègre au marché
concurrentiel, sans subvention.
IV. Les principes à respecter en cas de mise en oeuvre d?un mécanisme
transitoire de soutien à l?autoproduction
1. Si les pouvoirs publics décidaient de la mise en oeuvre d?un mécanisme transitoire de soutien à
l?autoproduction, il sera essentiel de s?assurer qu?il vise à réduire la puissance injectée.
? Une telle incitation ne devrait pas porter sur la quantité d?énergie autoproduite :
? En effet, deux sites autoproduisant une même quantité d?énergie peuvent occasionner des
pics d?injection et de soutirage très différents et être, par conséquent, à l?origine de besoins
de renforcement du réseau inégaux.
? Par ailleurs, une incitation à augmenter la quantité d?énergie autoproduite devra être
pensée de façon à éviter les effets anti-MDE (surconsommer, créer des usages
opportunistes?).
? Une telle incitation devrait encore moins être fondée sur la notion de « net-metering », définie
comme la différence entre consommation et production d?énergie d?un site sur une période longue.
L?utilisation de ce critère ne présenterait que des inconvénients :
? en accentuant les biais anti-MDE et anti-MDP9, puisque ce dispositif offre « un droit de
tirage » en hiver aux autoproducteurs qui ont, durant l?été, renvoyé leurs excédents de
production sur le réseau.
? en ne contribuant pas à la réduction des pointes d?injection ou de soutirage, donc en
n?améliorant pas l?insertion de la production décentralisée dans le réseau ;
? en empêchant la couverture des coûts (d'acheminement et de fourniture) occasionnés par
chaque consommateur/producteur.
2. Un éventuel mécanisme de soutien à l?autoproduction devra remplacer, pour l?avenir, sur le
périmètre sur lequel il est proposé, le cadre actuel de l?obligation d?achat. Il serait en effet non
pertinent de permettre à un autoproducteur de choisir entre deux mécanismes car il serait amené à
choisir systématiquement le dispositif qui lui est le plus favorable, et non celui qui, du point de vue
9 L?acronyme MDE signifie « maîtrise de la demande d?énergie », il renvoie à des efforts de modération de la
consommation d?énergie annuelle. L?acronyme MDP signifie « maîtrise de la demande de puissance », il renvoie à des
efforts de modération de la puissance maximale appelée.
Mai 2014 8
de la collectivité, serait optimal. Néanmoins, afin de ne pas porter atteinte à la sécurité juridique, les
contrats conclus antérieurement dans le cadre du régime de l?obligation d?achat ne seront pas
modifiés. Par ailleurs, ce mécanisme de soutien ne devra être proposé qu?aux installations nouvelles
3. Le coût total de mise en oeuvre et de gestion du cadre régulatoire devra être cohérent avec le gain
apporté par le nouveau mécanisme pour la collectivité. Pour penser au mieux le futur cadre et veiller
à son intégration dans le modèle national péréqué, il semble dès lors opportun d?avancer par
expérimentations, limitées dans le temps.
CONCLUSION
Le cadre régulatoire de l?autoproduction devra être suffisamment stable pour que les filières puissent se
développer et engager des investissements. Il est donc important de ne répéter ni les erreurs passées, ni
celles commises dans des pays voisins afin d?éviter des changements fréquents de réglementation très
dommageables pour tous les investisseurs, les acteurs du secteur et les consommateurs.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
93/94
ANNEXE4
RECOMMANDATIONSDUGROUPEDETRAVAILZNI
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
94/94
RecommandationsdugroupedetravailZNIprésentéesenséancedu30avril
2014
1. Le contexte est intrinsèquement favorable au solaire du fait des coûts de production de
l?électricitéetdesconditionsd?ensoleillement.
2. L?autoconsommationestun levierpour ledéveloppementdesENR intermittentesdans les
ZNI,confrontéesàlalimitedes30%.
3. Lestockageestunlevierenparticulierpourledéveloppementdel?autoconsommationetdu
véhiculeélectrique.
4. LedéveloppementdesENRdoit se faire dansuncadre responsableet réaliste visantun
impactpositifsurlecycledeviesurlaCSPE«ZNI».
5. On observe un grand foisonnement d?initiatives locales qu?il faut encadrer dans le but de
préserverlasécuritédespersonnes,desbiensetdusystèmeélectrique.
6. Comptetenudesprofilsdeconsommationetdeproduction,lemarché«BtoB»semblele
pluspertinentpourl?autoproductionPV.
7. Il faut veiller à ce que le financement public de l?autoconsommation et du stockage
n?encouragepasdenouvellesconsommationsd?électricité.
8. Lefinancementpublicdel?autoconsommationdoitêtreassociéàdelaMDE.
9. Lesinstallationsserontdimensionnéesdefaçonàminimiserlesimpactssurleréseau.
10. Ilestnécessairedecapitaliserlesexpériencesd?autoconsommation.
11. Ilestnécessaired?approfondirlaréflexionsurlesdifférentsmodèlestechnicoéconomiques
(avec/sansstockage,stockagecentralisé/décentralisé,etc.).Chaqueparticipantalimentera
cetteréflexion.
12. TouteslesquestionsneserontpastraitéesdanslecadreduGTnational, ilfautpoursuivre
l?échangeentrelespartiesprenantes.
13. Ilestnécessairededéterminerrapidementlesmodalitésd?échangeavecEDFSEI.
14. Le groupe préconise l?élargissement de l?article L. 1217 du code de l?énergie à
l?autoconsommation.
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INVALIDE) (ATTENTION: OPTION ctrique(sousréserved?undimensionnementoptimiséducouplecapacitédeproduction/capacité
de stockage) en servant de source relais d?approvisionnement en cas de coupure réseau (risque
plusspécifiqueauxZNI).Ilpeutégalementparticiperauxservicessystème(soutienenfréquenceet
entension)etcontribuerauxréserves,àlalimitationdespertesréseau,àl?effacementdubâtiment
pendantlapointedusoir,àl?ilotage,etc.).
Lestechnologiesdestockageprésententdescaractéristiquesvariéesenfonctiondelapuissanceet
de l?énergie qu?elles peuvent délivrer qui déterminent leur adaptation aux différents usages
recherchés.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure7?Positionnementdestechnologiesdestockaged?électricitéselonleurtempsde
déchargeetgammedepuissance«typiques»
(Source:ENEAConsulting?EtudeADEME/ATEE/DGCISsurlepotentieldustockage
d?énergies2013)
Lestockagedécentraliséprésenteencore(etàmoyenterme)uncoûtd?investissementélevé,quiau
regarddustadededéveloppementetdecompétitivitéactuelsdestechnologies,nepermetpassa
rentabilitépar laseulevalorisationdesafonctionde«simple»reportdeproductiond?énergie, les
rendantpeuintégrablesaumarché7(ceconstatesttoutefoisànuancerdanslesZNI).Cettesituation
estaccentuéeparlecontexteactueldemarchécomptetenudelaréductiondel'écartentrelesprix
debaseetdepointequiéloignelestockagedelacompétitivité.
7L?étude sur lepotentiel du stockaged?énergies (PEPS) financéepar l?ADEME, l?ATEEet laDGCISprécise
ainsi que les technologies de stockage décentralisées resteront plus chères que la moyenne d?autres
technologiesdeflexibilitémêmeen2030.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure8?Niveaudematuritétechnologiquedesmoyensdestockaged?énergie
(Source:ENEAConsulting?EtudeADEME/ATEE/DGCISsurlepotentieldustockage
d?énergies2013)
Figure9?Positionnementdestechnologiesdestockaged?énergiesselonleurCAPEXen
énergieetpuissance
(Source:ENEAConsulting?EtudeADEME/ATEE/DGCISsurlepotentieldustockage
d?énergies2013)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Ceconstatpeutêtrenuancédanslamesureoùsilestockagedécentralisén?apparaîtpascompétitif
aujourd?hui,dessolutionsdestockage,dontlafinalitépremièren?estpasderépondreàdesenjeux
du système électrique mais de répondre aux besoins d?autres usages (industrie de la batterie,
véhicules électriques par exemple), pourraient se développer et trouver leur pertinence dans ces
usages. Ces moyens de stockage pourront dès lors être également utiles et disponibles pour le
systèmeélectrique,àmoindrecoût.
Au regard de ces éléments, il paraît donc nécessaire de continuer à soutenir les avancées
technologiquesenmatièredestockaged?électricité au traversde la recherche,développementet
démonstrationenvuenotammentderendrecessolutionspluscompétitivesetd?alimenterleretour
d?expérience contribuant à la réflexion des pouvoirs publics sur ce sujet. Ce soutien peut
s?accompagnerde lapromotiondustockagedans les territoires oùson intérêt économiqueparaît
plus élevé (notamment les ZNI dans lesquelles il existe un modèle économique inscrit à l?article
L.2127ducodede l?énergie)dès lorsque lebilancoûts/bénéficespour lacollectivitéestpositifà
servicesrendusausystèmeéquivalents.
II.5.3Valorisationdesexcédentsdeproduction
D?autresmesurespeuventêtremisesenoeuvrepourréduirelescontraintessurleréseauélectrique
commelecouplagedel?autoconsommation/autoproductionavecd?autrestypesdevalorisationdes
excédentsdeproduction,viaparexempledestechnologiesmaturescommelestockaged?énergie
thermiquedanslesusages(notammentballonsd?eauchaudesanitaire)ouémergentes(«powerto
gas»,véhiculesélectriques,couplagesdesréseauxélectriquesetdechaleur,etc.).
Figure10?Exemplesdevalorisationdelaproductionélectrique(Source:TheDanishSmart
GridResearchNetwork?RoadmapforSmartGridresearch,developmentanddemonstration
upto2020,Janvier2013)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Le«Powertogas»
Dans la perspective d?une forte pénétration des sources d?énergie renouvelable variables sur les
réseaux électriques qui génèrera périodiquement de forts volumes d?excédents de production, le
«PowertoGas» (productiond?hydrogènepar électrolysede l?eauet/oudeméthanedesynthèse
parréactiondeSabatier)offrel?unedesoptionslesplusfréquemmentévoquéesdevalorisationde
cesexcédents.
L?hydrogèneet leméthaneproduitsdanscesconditionsn?ayantpasvocationàêtrereconvertisen
électricité au regard des pertes de rendements associées mais à être utilisés comme vecteur
énergétique pour les autres usages, notamment dans les transports en substitution des produits
pétroliers, le «PowertoGas» ne constitue pas à proprement parler unmoyen de stockage de
l?électricitémais,dansuneapprochesystémique,unmoyendeflexibilitécomplémentaireauxautres
solutionsévoquéesdanscechapitre.
Figure11?Positionnementdestechnologies«PowertoGas»(Source:Etogas?2013)
II.5.4Autresmesuresdeflexibilité
D?autresmesuresdeflexibilitéexistentpourréduire lescontraintessur leréseau indépendamment
de l?autoconsommation / autoproduction. De manière générale, la rémunération d?un service qui
consisteraitenlamiseenoeuvredemesurespermettantdes?exonérerderenforcerlesréseaux,de
différer ou de réduire les investissements d?un tel renforcement devrait être étudiée avec les
gestionnairesderéseaux.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Detellesmesurespourraientconsisteren:
? laréductiondespointesd?injectionpardesmoyensphysiques(déconnexiondel?installationou
écrêtagedelaproduction?cf.partieIII.4);
? la modification des comportements des consommateurs (retour d?expérience du projet NICE
GRID),mesurepourlaquelleilconvientdedifférencierlamiseenplacedesystèmesintelligents
pouvant agréger instantanément les données liées à la production photovoltaïque et envoyer
une commande aux équipements du bâtiment et les actions relatives à la modification des
comportementshumains,pluscomplexesàmettreenoeuvre(enjeuxpédagogiquespermettant
l?implicationduconsommateur)etàencadrer(risques liésauxdéplacementsdecharges?cf.
partieIII.4).
Recommandations
? Favoriser avant tout les dispositifs de soutien qui incitent à réduire les puissances
d?injectionetdesoutirage,quisontdimensionnantespourleréseauélectrique;
? Intégrer/Rappeler dans le dispositif de soutien les exigences en termes de
connaissance des installations (procédures de raccordement et déclaration
obligatoire);
? Prévoir un rappel des exigences techniques obligatoires permettant d?assurer la
sûretédusystèmeélectrique;
? Intégrer/Rappeler dans le dispositif de soutien les exigences techniques permettant
d?assurer la sécurité des personnes (consommateurs, installateurs, opérateurs des
réseaux)etdesbienset laréalisationd?ouvragesdequalité(respectdesrèglesdel?art
de la construction, conformité électrique des installations, qualification des entreprises de
conception/miseenoeuvre/maintenance,réalisationdudevoirdeconseilsurlamaintenance
desinstallations,assurabilitédesinstallations);
? Continuer les réflexions sur les mesures de flexibilité du système électrique qui
pourraient être mises en oeuvre, notamment celles qui permettraient de différer ou de
supprimerlesbesoinsderenforcementdesréseaux;
? Soutenir laR&Det ladémonstrationsur lestechnologiesdestockaged?électricitéet
de valorisation des excédents d?électricité renouvelable, et promouvoir notamment
leur implantation dans les ZNI(pour lesquelles ces solutions peuvent présenter une
justification économique et qui peuvent être intégrées pour certaines dans les charges de
CSPE)lorsquelebilancoûts/bénéficespourlacollectivitéestpositif.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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III. Différents types d?autoconsommateurs /
autoproducteurs
Au regard des critères définis au chapitre II, il est possible d?identifier trois grandes catégories
d?autoconsommateurs / autoproducteurs qui présentent des synchronisations de leurs profils de
consommationetdeproductiondifférents: lesecteurrésidentiel individuel, lesformesd?agrégation
de producteurs et de consommateurs (bâtiments collectifs notamment résidentiels et «îlots
urbains»)et lesecteur tertiaire/industriel.Lesmesuresd?optimisationdestauxd?autoproductionet
d?autoconsommation et de réduction des impacts potentiels sur le réseau seront ainsi différentes
selon lescaractéristiquesdecesprofilsd?autoconsommateurs /autoproducteurset plusoumoins
efficacesetfacilesàpiloter.
III.1 Segmentrésidentielindividuel
Lesecteurdurésidentielindividuelsecaractérisepardesinstallationsphotovoltaïquesdepuissance
limitée (allant de quelques centaines de Wc à quelques kWc), répondant, lorsqu?elles sont
développées dans le cadre actuel des tarifs d?achat, aux critères d?intégration ou d?intégration
simplifiée au bâti. Le profil de production «en cloche» présente un pic méridien dont l?ampleur
dépendde la puissance crête de l?installation. Les profils de consommation dans ce secteur sont
variables,avecdespointeslematin,àmidioulesoir,plusoumoinsmarquéessuivantlasaison,les
régions(climat)et lesmodesdechauffages(électriqueounon).Néanmoins,cesprofilsprésentent
engénéraldeuxcaractéristiquescommunes:unepointedeconsommation lesoirenhiveretune
consommationtrèsfaiblel?étépendantlespériodesdevacances.
La synchronisation des profils de consommation et de production est donc généralement
relativementfaibledanscesecteur,notammentpendantlespériodesestivales.
Figure12?Profilsdeconsommationsd?unparticulierenhiveretenétéavecchauffage
électrique(Source:ERDF)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Figure13?Profilsdeconsommationsd?unparticulierenhiveretenétésanschauffage
électrique(Source:ERDF)
Figure14?Impactdel?absenceduconsommateur(Source:EDF)
Lesestimationschiffréessurquelquescasconcretsétudiésengroupedetravailmontrentainsique
pourcesecteur,letauxd?autoconsommation«naturelle»esttrèsvariableenfonctiondesprofilsde
consommationetdudimensionnementdel?installationdeproduction,pouvantallertypiquementde
10 à 75%. Du fait de la faible synchronisation des courbes de demande et de production,
l?autoconsommation «naturelle», c?estàdire non couplée à des mesures d?optimisation du taux
d?autoconsommation, peut rester à un niveau relativement faible dès lors que la consommation
méridiennenecouvrepaslaproduction,cequisetraduitpardespointesd?injectionpotentiellement
élevéesenproportionde lapuissance installéesur lebâtiment.Parailleurs, lapointedesoutirage
n?estengénéralpasréduitepuisquelapointedeconsommationatypiquementlieulessoirsd?hiver.
Leprincipallevierpermettantd?accroîtresignificativementletauxd?autoconsommationestd?adapter
le dimensionnement de l?installation de production au profil de consommation de sorte que la
puissance de l?installation soit du même ordre que la puissance consommée aux heures
méridiennes.
A titre d?exemple chiffré, dans le cas d?une maison individuelle tout électrique comportant une
installation photovoltaïque de 9,2kWc, le taux d?autoconsommation atteint 13% (et le taux
d?autoproduction 11%). Ce taux d?autoconsommation peut atteindre 40% avec une installation
photovoltaïque de 3kWc. Le taux d?autoconsommation peut passer à près de 80% avec des
installationsdeproductionde tailleencoreplus réduite.Lesmesuresd?optimisationdeces tauxet
leseffetsassociéssontprésentésaupoint4.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Toutefois,untauxd?autoconsommationélevén?estpastoujourssynonymederéductiondelapointe
d?injection,surtoutdanslerésidentiel,dufaitdeconsommationstrèsirrégulièresd?unjouràl?autre,
etd?absencespendantlespériodesdepointed?injection.
III.2 Bâtimentscollectifset«îlotsurbains»
Au niveau d?un bâtiment collectif, résidentiel ou non, d?un groupe de bâtiments ou d?un quartier
(notion «d?îlot urbain»), le foisonnement des consommations peut permettre naturellement une
meilleuresynchronisationdescourbesdedemandeetdeproductiondesinstallationsrenouvelables
décentralisées.
Dans cette approche «d?îlots urbains», le modèle d?autoconsommation / autoproduction doit
permettred?optimiserledimensionnementdesinstallationsdeproductionauregarddufoisonnement
desconsommationsetdescapacitésd?accueilduréseau,cedonttientcomptelacontributionpayée
autitreduraccordement.
Alleraudelàdecedimensionnementdes installations,quipeutpermettred?optimiser leseffetsdu
simple foisonnementdesconsommationsà l?échelledubâtiment,de l?îloturbainoud?unpostede
transformation, nécessite des mesures supplémentaires de pilotage de la demande et de la
production,permettantdecréerunevaleurajoutéeadditionnelle.
Celasupposeuneffortparticulierd?améliorationdel?adéquationoffre?demandeetdemaîtrisedes
pointes d?injection et de soutirage par l?activation de flexibilités locales sur la production ou la
consommation.Ainsi, seulesdesopérationsà valeurajoutéepour lacollectivitéconduisantàune
meilleureintégrationausystèmeélectrique(écrêtagedespointes,etc.),mériteraientdefairel?objet
d?unsoutienspécifique,sousréservequelebilanglobalcoûts(coûtdemiseenoeuvre)/bénéfices
(réduction des investissements réseaux) de ces mesures de flexibilité locale soit positif pour la
collectivité.
L?expérimentationencoursdanslecadreduprojetNiceGridpermettrad?étudiercetteproblématique
etd?évaluerlesbénéficesdesolutionstechnologiquesalliantàl?échelled?unquartierdesmoyensde
production décentralisés, des technologies «smart grids», des technologies de stockage, des
incitationsaulissagedesconsommationspour lesparticuliers,etc.etdecomparerlescoûtset les
bénéficesdedifférentsdispositifsderégulationpourgénérercesflexibilités(autoproduction,signaux
deprixvéhiculéparlescompteurscommunicants,etc.).
L'autoconsommation /autoproductiondans les îlotsurbainsne revêtpasparailleursqu'uneseule
dimension de réseauélectrique, elle doit êtreégalement appréhendéeen termesd'urbanisme, de
planificationénergétique,decoordinationdesréseauxd'énergie.
Casparticulierdesbâtimentsàénergiepositive
Lecasparticulierdesbâtimentsàénergiepositive(BEPOS)nedoitpasêtreoublié,particulièrement
dans la logiquedes«îlotsurbains».Cesbâtimentsdevrontpardéfinition intégreruneproduction
localed?énergiedontlescaractéristiquesdevraientêtrepréciséesdanslecadredelaréglementation
thermique2020.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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CesbâtimentsBEPOSserontamenésà«cohabiter»avecdesbâtimentsvoisinsquicontinuerontà
êtreconsommateursnetsd?énergie.Cetteconfigurationprésentealorslesmêmesopportunitésque
l'autoconsommation / autoproduction envisagée au niveau d?un «îlot urbain». Les moindres
consommations sur ces bâtiments BEPOS ne doivent pas occulter le fait qu?ils consommeront
toujours de l'énergie, a minima pour la production d'eau chaude sanitaire (ECS) et pour leurs
besoins électriques spécifiques.La mutualisation des investissements et le foisonnement des
consommations à l'échelle de plusieurs bâtiments devront donc être considérés. Ainsi, les
installations solaires ? photovoltaïque et thermique ? d'un bâtiment pourront alimenter les autres
bâtiments de l'îlot urbain (dans le même esprit, la chaleur fatale issue d?un bâtiment pourra
bénéficierauxbâtimentsvoisins) :à l'échelledecet îlot, laconsommationpourraêtreentièrement
couverte par les productions décentralisées, sans que chaque bâtiment
soitnécessairementautonomeénergiquement.
Ilconvienttoutefoisdegarderàl?espritquelanotiondebâtimentàénergiepositivenerésoutpasles
questions de pointes d?injection qu?il peut engendrer. La réflexion sur des «îlots urbains» et les
bâtiments BEPOS devra donc également intégrer cette recherche, à tout instant, de la meilleure
adéquation possible des courbes de production et de consommation afin de minimiser les
puissancesmaximalesinjectées.
III.3 SegmentIndustrieletTertiaire
Lessecteurs industrielet tertiaire(ausens large: industrie,agroalimentaire, logistique,agriculture,
etc.) se caractérisent généralement par des taux d?autoconsommation «naturelle» plus élevés
compte tenu d?une bonne synchronisation de leurs profils de consommation et de production
photovoltaïque.Eneffet,pourcessegments, lesactivitésqu?ellesexercenten journéeet labaisse
decellesciensoirée(ànuancersuivantlesactivitésvisées)correspondauprofildeproductionde
leursinstallationsetpeutconduiredanscertainscasàdesimpactsnulsentermesd?injectionetdes
effetsbénéfiquesentermesdesoutirage.
Figure15?Profildeconsommationd?unhypermarché(Source:ERDF)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Un hypermarché ou des activités industrielles, telles que des entrepôts frigorifiques par exemple,
présententdesconsommationsplusélevéesenété(climatisation,groupesfroids).Leurcouplageà
une installationphotovoltaïqueenautoconsommation /autoproductionpeutconduireàunebaisse
del?énergiesoutirée(sanstoutefoisatténuerlapointedesoutiragedusoir).Pourcetyped?activité,
le taux d?autoconsommation peut être proche de 100% (à nuancer toutefois lors des jours de
fermeture).
Danslecasdebâtimentsdebureaux,letauxd?autoconsommationpeutvarier,lui,de50%à100%
suivant l?efficacité énergétique du bâtiment (lesbâtimentsàénergie très positive présenterontpar
définition une consommation de base très faible) ou le dimensionnement des installations (des
installationssurdimensionnéespeuventengendrerdespointesd?injection importantes les joursde
faibleactivitépourlesquelslaconsommationdebaseestinférieureàlaproductionphotovoltaïque).
Figure16?Profildeconsommationd?immeublesdebureaux(Source:EDF)
Ainsi, dans le cas des secteurs industriels et tertiaires, la concordance des activités avec les
périodesdeproductionphotovoltaïquepeutpermettred?obtenirdestauxd?autoconsommationassez
élevésetd?éviterd?engendrerdescontraintesd?injectionsurleréseau,sousréservequelatailledes
installationssoitadaptéeàlaconsommationdubâtimentetquelaconsommationcouvre,aumoins
enpartie,laproductionlorsdespériodesdefermeture(weekends,congés).Ceteffetserad?autant
plusmarquédans les cas des activités où la consommation de base couvrant la production sera
permanente.
Figure17?Illustrationdel?impactdudimensionnementdesinstallationssurunesemaine
(Source:HESPUL)
Findesemaine?Joursoùla
consommationestplusfaibleetoù
laconsommationdebasedu
bâtimentnecouvrepaslaproduction
photovoltaïque.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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III.4 Optimisation et ciblage des profils d?autoconsommation /
autoproduction
Différentes solutions peuvent être mises en oeuvre afin d?améliorer la synchronisation de la
productionetdelaconsommationenvuedeminimiserlescontraintessurleréseauetpermettreune
meilleureintégrationdelaproductiondécentraliséeausystèmeélectrique:
1. Lepilotagedelaproductionparl?optimisationdudimensionnementdesinstallations,conduisant
potentiellementàréduirelapuissanceinstalléedesinstallations:unetellemesurepeuttoutefois
conduireànepasoptimiserl?utilisationdessurfaces,notammententoitureetàréduireleseffets
d?échelle (les systèmes plus petits coûtant plus chers). Néanmoins, elle permet d?améliorer
sensiblement le taux d?autoconsommation, en adaptant le profil de production au profil de
consommation.
2. Lepilotagedelademandeenvued?améliorerl?adéquationentrelesprofilsdeconsommationet
de production: cette mesure, si elle est correctement définie et pilotée peut avoir des effets
bénéfiques.Danslesecteurrésidentieloùelleprésenteraitleplusdepertinence,lespossibilités
deréductionde lapointed?injectionparautoconsommationexistentmaissemblent limitéesen
l?absencedesolutionsdestockaged?électricitéàdescoûtsacceptables.Lamiseenplaced?un
organe de contrôlecommande pourrait apporter une première solution partielle mais ne
permettrapasde répondre totalementau fait que les consommationssontpeu corrélées à la
production, notamment lors des périodes printanières et estivales des pics d?injection
(consommations réduites et très irrégulières d?un jour à l?autre, absence lors des weekend,
vacances, etc.)et que la mesure de la puissance d?injection nécessitera un matériel coûteux
avant ledéploiementdeLinky.L?émergencedetechnologiesdetype«smartgrids»pourraen
revanchepermettreunpilotageplusfindesconsommations.Lepotentieldesynchronisationdes
profilsdeconsommationavec leprofildeproductiondevraêtreétudiéplus finement.Deplus,
des mesures de pilotage de la demande présentent également un risque de comportements
allant à l?encontre desobjectifsdemaîtrisede l?énergie et desdéplacementsdechargesnon
bénéfiquespourlacollectivité.
Des déplacements de consommation (notion différente d?une nouvelle consommation) des
périodes de forte consommation où le coût de production de l?électricité est plus élevé (forte
demandeconduisantàappelerdesmoyensdeproductionaucoûtmarginalélevé,généralement
àbasedesourcesfossilesfortementémettricesdegazàeffetdeserre),typiquementlorsdes
pointesdumatinoudusoir,versdespériodesoùcecoûtdeproduction(etparconséquent le
signalprix)estmoinsélevé(milieudelajournéeparexemple)peuvents'avérerpertinentspour
lesystèmeélectrique.
En revanche, des déplacements de consommation d?une période de non production
photovoltaïque(périodedefaibleconsommation)versunepériodedeproductionphotovoltaïque
nedoiventpasêtresystématiquementencouragésdans lamesureoù ilsrenchérissent lecoût
d?approvisionnementetpeuventdoncconduireàdésoptimiser lesystèmeélectriqueauniveau
global.Eneffet,enl?absencededéplacementsdeconsommation,laproductionsolairediurnese
substitueàlaproductionsouventfossileappeléeauxpériodesdeforteconsommationenmilieu
dejournée.Déplacerdelaconsommationdespériodesdefaibleconsommation,typiquementla
nuit (cas des chauffeeaux électriques notamment), vers le milieu de journée conduit donc à
accroîtrelesbesoinsdeproductionàcettepériodeetdoncàsolliciterlesmoyensdeproduction
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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fossiles auxquels le photovoltaïque par exemple aurait pu se substituer. Il convient donc de
prévenirlesrisquesdedésoptimisationdusystèmeélectriqueetd?identifieretdepiloterlescas
dedéplacementsdechargesbénéfiquesetceuxprésentantdeseffetsnégatifs,enévaluantles
bénéficescollectifs,quisontàcompareraubénéficeindividuelattendu.
Lavaleur,positiveounégative,desdéplacementsdeconsommationestégaleàl?écartdeprix
sur lemarchéentre lespériodes oùcesconsommationsont lieu.L?exemple de la journéedu
14mars dernier illustré par le graphique cidessous, montre que des déplacements de
consommationdespointesde8hetde20hverslamijournéeontunevaleurpositivealorsque
desdéplacementsdelanuitverslemilieudejournéeontunevaleurnégative.
Figure18?Evolutionduprixspotdel?électricitésurunejournée(Source:EPEXSPOT)
3. Lamiseenplacededispositifsdestockageenvued?uneconsommationdifférée(cf.partieII.5):
danscecas,letauxd?autoconsommationpeutêtreaugmentéàdesniveauxélevésenfonction
dudimensionnementdesinstallations:
Figure19?Tauxd?autoconsommationavecstockage(Source:AIE)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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4. Desmesuresphysiquesvisantàréduirelespointesd?injectionetlescontraintessurleréseau:
déconnexion de l?installation, écrêtage de la production, limitation de la puissance maximale
injectée, etc. Ces opérations peuvent être rémunérées dès lors qu?elles permettent de
s?exonérer de renforcer les réseaux, de différer ou de réduire les investissements d?un tel
renforcement,notammentautraversdescoûtsderaccordement.Detellesmesuresdoiventêtre
encadrées, bien dimensionnées et effectuées de manière transparente et économiquement
viablepourlesproducteurs.
Figure20?Impactdel?écrêtementdelaproduction(Source:HESPUL)
Ainsi, de manière générale, les mesures d?optimisation des taux d?autoconsommation et
d?autoproductionpourraient représenterdesopportunitésen termesdedéveloppementdes leviers
de flexibilitédusystèmeélectriqueauniveau local (pilotageetmaîtrisede lademande,stockage,
écrêtement de la production) visant à réduire les coûts d?investissements sur les réseaux,
complémentairesdesmesuresdeflexibilitéàunniveauplusagrégé(interconnexion,foisonnement,
stockage,flexibilitédesmoyensdeproduction).S?agissantd?unepolitiquepublique,ilseraimportant
deveilleràn?encouragerqueceuxdontlebilancoûts/bénéficespourlacollectivitéestpositif.
1%depertedelaproductionannuelle
d'énergiepermet,àpuissanceinjectée
inchangée,d'augmenterde40%la
puissanceraccordéeetjusqu'à80%la
puissancecrêteinstalléepourunsite
donné
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Recommandations
? Rechercherundimensionnementadaptédesinstallationsdeproductionauniveaude
consommationdesbâtimentssembleêtre le levier lepluspertinentpouraccroître le
niveau d?autoconsommation et réduire ainsi les contraintes à l?injection, au moins
jusqu?au développement de solutions plus compétitives et matures sur le plan
technique;
? Accompagner de façon prioritaire l?autoconsommation / autoproduction dans les
secteurs tertiaires et industriels paraît naturel, d?autant plus que les résultats d?une
politiquedesoutienserontplusmarquéspourcessecteursquepourlerésidentielindividuel;
? Approfondirlesréflexionssurlesoptionsd?écrêtementetdedéconnexionenlienavec
lesgestionnairesderéseauxetlaprofession;
? Mieux définir, à l?échelle de l?îlot urbain, ce qui relève d?opérations
d?autoconsommation / autoproduction, allant audelà du foisonnement naturel et qui
améliore effectivement les conditions d?intégration des installations au système
électriqueaubénéficedelacollectivité.Approfondirlesréflexionssurlamiseenplace
d?un dispositif approprié, en prenant encompte lesquestionsde foisonnementet d?îlots
urbainsetlesthèmesliés:réseauxprivés,possibilitédecaperlesplansdetension,options
dedélestage,etc;
? Poursuivreledialogueentrelesgestionnairesderéseauxetlesprofessionnelssurles
règles de dimensionnement technique et économique des raccordements et leur
adaptationauxspécificitésdel'autoconsommation/autoproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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IV. L?autoconsommation /autoproductiondans leszones
noninterconnectées(ZNI)8
IV.1 RappelducontextedanslesZNI
Les enjeux liés à l?autoconsommation / autoproduction sont particulièrement prégnants dans les
zones non interconnectées (ZNI), qui se distinguent de lamétropole continentale par un contexte
intrinsèquement plus favorable à la production d?énergie photovoltaïque du fait notamment des
conditions d?ensoleillement et de la capacité de synchronisation des courbes de production et de
consommationplusimportantequ?enmétropole(grâceàlaclimatisationnotamment).
Par ailleurs, dans les ZNI, les systèmes électriques présentent une taille réduite par rapport aux
réseauxcontinentaux,rendantlesimpactsliésàl?intermittencedesproductionsàpartirdesources
d?énergiesrenouvelablesparticulièrementimportantsàmaîtriser.Unelimited?insertiondenouvelles
capacités intermittentes a ainsi été fixée dans ces zones, correspondant à un seuil d?injection de
30%delapuissanceappeléeàtoutinstantaudelàduquellegestionnairederéseaunepeutplus
assurerlasécuritédusystème.Lorsquelacapacité intermittenteconnectéeauréseaudépassece
seuil, le surplus est déconnecté pour assurer la stabilité du réseau. Ce seuil de 30% est
actuellementatteintàlaGuadeloupe,enCorseetàlaRéunion.
Ceszonessecaractérisentégalementparunepartdesénergiesfossilesdans lemixélectriqueet
uncontenucarboneplus élevés qu?enmétropole,engendrantdescoûtsdeproduction élevés.Le
système tarifaire prévoit ainsi une compensation par laCSPE des surcoûts de production et des
surcoûtsd?achatsdel?électriciténonprisencompteparlestarifsréglementésdevente(lemontant
prévisionnel de CSPE pour les ZNI est ainsi estimé en 2014 à 1,9Md¤). La part des énergies
renouvelables sous obligation d?achat danscemontant reste toutefois limitée (environ13%),une
largepartiedessurcoûtsétantliéeausoutienàlaproductionfossile.
Ce constat s?inscrit par ailleurs dans le contexte des objectifs fixés par le Grenelle de
l?environnement pour les départements d?outremer d?atteindre l?autonomie énergétique à l?horizon
2030,soitplusde50%d?énergiesrenouvelablesà2020.
IV.2 Opportunitédel?autoconsommation/autoproductiondanslesZNI
Comptetenudececontexteparticulier,l?autoconsommation/autoproductionprésentedesenjeuxet
desopportunitésspécifiquesdanscesterritoires.
Au regard de ses impacts sur le système électrique, l?autoconsommation / autoproduction ne
permettrapasaprioriderépondreàl?enjeuliéàl?intermittencedelaproduction.Eneffet,mêmesila
totalitédelaproductionétaitautoconsommée(doncnoninjectéesurleréseau),l?intermittencedela
production se transmettrait au profil de consommation si bien que les variations de soutirage
seraientanalyséessur le réseaucommedesvariationsdeproduction. Ilest doncnécessaireque
l?intermittence soit gérée dans le dispositif de soutien à l?autoconsommation / autoproduction qui
pourraitêtremisenplacedans lesZNIenprévoyantparexemplequel?autoconsommateurpuisse
garantir au maximum la couverture de ses consommations par sa production. Une telle gestion
devra également permettre de garantir la qualité du courant injecté et de réduire les risques de
8LesrecommandationsdugroupedetravailZNIsurl?autoconsommationsontprésentéesenannexe4.
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désoptimisationdel?équilibreoffredemandeetpourracomprendreladéfinitiondeservicessystème
quepourrait assurerunautoconsommateur / autoproducteur connectéau réseau,notammentdes
mesuresdelissagedelaproduction.
Ledéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionpourraapporterdesbénéficesdansles
ZNIenrépondantauxenjeuxsuivants:
? sécuriserl?approvisionnementénergétiqueetlesréseauxdessystèmesinsulaires;
? développerdestechnologiesetunsavoirfairediffusablesensuiteenmétropoleetà l?étranger,
notammentlessolutionsdestockagequiprésententdesenjeuxstratégiquesdanslesZNIqu?ils
soientmutualisésoudécentralisés(maisdontlavaleurdoitêtrequantifiée);
? s?affranchir de la limite d?insertion de nouvelles capacités intermittentes sur la base du seuil
d?injectionde30%delapuissanceappeléeàtoutinstantgrâcenotammentaudéveloppement
dessolutionsdestockagementionnéescidessus;
? réduirelecoûtd?adaptationdesréseauxàlacroissancedelaproductiondélocalisée;
? répondreàl?augmentationdeconsommationquipourraêtreliéenotammentaudéveloppement
desvéhiculesélectriquesdanscesrégions.
Elledevraenfinviseràalléger lepoidsde laCSPEquisubventionneactuellementuneproduction
d?électricitéd?origineessentiellementthermiqueavecdescoûtsdeproductionélevés.
L?autoconsommation / autoproduction présente par ailleurs un intérêt dans tous les cas de
production«onsite»(déconnectéeduréseau)surtoutsielleestassociéeàdustockage.
IV.3 Principes d?un dispositif d?autoconsommation / autoproduction
danslesZNI
Ledispositifd?autoconsommation/autoproductionquipourraêtremisenplacedanslesZNIdevra
répondre aux mêmes objectifs et enjeux que ceux identifiés pour la métropole continentale,
notammententermesderisquesd?effets«antiMDE»,desécuritédesbiensetdespersonnes,de
comptage et de maîtrise des charges de CSPE (une réduction de ces charges pourrait être
recherchéedanslecadredudispositifdesoutienauxZNI).
De plus, afin de répondre aux caractéristiques spécifiques des ZNI, et notamment de pouvoir
s?affranchir de la limite des 30%de capacités intermittentes raccordées au réseau, le dispositif
devra incluredesmoyensde lissagede laproduction:solutionsdestockage(permettant,audelà
dulissagedelaproduction, lesoutienà lapointedeconsommation, lagestiondelafréquencedu
systèmeou lecontrôledetension)oudedéconnexion,dontlesmodalitésdevrontêtredéfiniesen
lienaveclegestionnairederéseau.
Le dispositif pourraparailleursprévoir desmesuresde «garanties deconsommation»: chauffe
eau solaire, stockage de froid, véhicule électrique, etc. tout en veillant à ne pas conduire à des
comportements«antiMDE». Ildevraitégalementêtreadresséenprioritéauxsegments industriel
et tertiaire pour les mêmes raisons de synchronisation des courbes de production et de
consommationqu?enmétropolecontinentale.Lesclientsrésidentielspeuventégalementreprésenter
ungisement intéressantpour l?autoconsommation /autoproductionsolaireassociéeàdustockage
pourdesraisonsdesécuritéd?approvisionnementdansuncontextedepannesplusfréquentesetde
maîtrise de l?augmentation de la consommation (potentiellement liée au développement des
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
54/94
véhiculesélectriques).
Unmodèlededispositiftypeétudiédanslecadredugroupedetravailreposaitsurleprinciped?une
installationdeproductioncoupléeàdesdispositifsdestockagelissantlaproductionetdesmesures
demaîtrisedelademandeavecuntauxd?autoconsommationimportant(del?ordrede60%)etd?un
dimensionnementappropriédesinstallationspouréviterlesrejetssurleréseau(uneinstallationtype
dimensionnéepourcouvrirmoinsde50%delaconsommationannuelledusite).
Recommandations
? Maintenir legroupedetravailZNI,sous l?égidede laDGEC,avecpourobjectifd?affiner
un modèle d?autoconsommation / autoproduction dans les ZNI visant à contribuer à la
sécurisationde l?équilibreoffredemandedusystème insulaireet d?étudier l?opportunitédes
propositionssuivantes: fixerdesobjectifs chiffrésàmoyen/long terme,mettreenplaceun
dispositifdesoutienbaséparexemplesurdesquotaspar territoire,destarifsd?achatet/ou
dessubventionsetcontinuerleséchangesavecEDFSEI;
? Organiser la mise à disposition des acteurs d?éléments d?analyse économique par
zone permettant d?en comprendre l?économie sousjacente et d'évaluer les bénéfices des
modèlesd'autoconsommation/autoproductionquidoiventconduireàunréductiondescoûts
dessystèmesélectriquesnoninterconnectés;
? Capitaliser sur la mise en oeuvre de l?autoconsommation / autoproduction dans les
ZNI;
? Etendre les dispositions du d) du 2° de l?article L.1217 du code de l?énergie aux
installationsenautoconsommation/autoproduction;
? Prendre en compte le développement des véhicules électriques dans le modèle
d?autoconsommation / autoproduction dans les ZNI tout en lui fixant un cadre
(déconnexionduréseauoupilotagede larechargepar legestionnairede réseaupar
exemple).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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V. L?impactde l?autoconsommation /autoproductionsur
lesfondamentauxéconomiquesdusystèmeélectrique
et le financement du soutien aux énergies
renouvelables
V.1 Lacouverturedescoûtsdusystèmeélectrique
La couverture des coûts du système électrique se fait au travers des factures acquittées par les
consommateursquiprésententplusieurscomposantes:
? la part «fourniture» qui permet de rémunérer le parc de production (part «énergie») et la
commercialisation;
? lapart«acheminement»quipermetderémunérerleréseaupublicd'électricité;
? unepartdecontributionset taxes,concourantpourcertainesd?entreellesà lacouverturedes
coûtsdusystèmeélectrique.
Figure21?DécompositionduprixTTCdel?électricitépayéparunconsommateursuivant
sonprofildeconsommation(Source:DGEC)
Lorsqu'un consommateurproducteur consomme l'énergie qu'il produit, sa facture se réduit: tout
MWhautoconsommésesubstitueàunMWhsoutiréduréseauetne luiestplus facturé.Ainsi, la
contributionàlacouverturedescoûtsdusystèmeélectriqueparsafactured'unconsommateurqui
autoproduitdiminue9,cetteréductiontouchanttouteslescomposantesdelafacture.Ainsi,lemodèle
9Ce constat, s?il semble similaireaux économies de facture qui peuvent être faites par lamise en placede
mesures d?économie d?énergie, présente toutefois une différence majeure: dans le cadre des économies
d?énergie,leconsommateurréduitgénéralementsapuissancemaximaledesoutirageetdoncsonimpactsur
leréseau(etpotentiellementleschargesvariablesdécoulantdesonutilisation).Acontrario,suivantlesprofils
desautoconsommateurs/autoproducteurs,ilsréduisentplusrarementcettepointedesoutirage(ainsiqueleur
puissancesouscrite), et ne contribuent doncpasdans cecasà faireéconomiserdescoûtsde réseaux.Par
ailleurs,ilspeuventinduiredescontraintesàl?injection,cequin?estpaslecasdesactionsde«MDE».
Cette interprétationnefait toutefoispas l?objetd?unconsensusauseindugroupedetravail, laCREestimant
notamment que, du point de vue du tarif de réseau, il n?y a pas de raison de traiter différemment les
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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d?autoconsommation/autoproductioninduitdeschangementssurlemécanismedecouverturedes
coûtsdusystèmeélectrique.
Deplus,parrapportausoutienparl?obligationd?achatfinancéexclusivementparlaCSPE,ilconduit
également à un changement du financement du soutien au développement des énergies
renouvelablesenmultipliantlescanauxdefinancement.
Cechapitreillustrecesdeuxpoints.
V.2 Lacouverturedescoûtsduréseauélectrique
Lecodede l?énergieprévoit que le tarif d'utilisation du réseaupublicde transport et des réseaux
publicsdedistribution(TURPE)estcalculédemanièretransparenteetnondiscriminatoire,afinde
couvrir l'ensembledescoûtssupportéspar lesgestionnairesdecesréseaux.C?est laCommission
derégulationdel?énergie(CRE)quiestchargéededéfinirlesméthodologiesutiliséespourétablirce
tarif.
LeTURPEprendencompteunepart fixe liéeà lapuissancesouscriteetunepartvariable liéeà
l?énergie soutirée. Le rapport entre part fixe et part variable du TURPE est un output du modèle
tarifaire utilisé qui dépend principalement de la structure des coûts d?utilisation des réseaux, ces
derniersétantnotammentfonctiondeladuréed?utilisationduréseauparlesconsommateursetde
leurprofildeconsommation.
Aujourd?hui, la part du TURPE liée à l?énergie soutirée est prépondérante si bien que lemontant
payéparleconsommateurquiautoproduitestfortementdiminuépuisquesaconsommationsoutirée
duréseauestréduite.
Or, lescoûtsdes infrastructuressontdéterminéspar leniveaumaximaldes transitssur le réseau
pendant les «heures dimensionnantes» (à la pointe de consommation en particulier). Ainsi, si
l?autoconsommation / autoproduction n?induit pas de réduction des pointes de soutirage et
d?injection, l?impactsurleréseauduconsommateurquiautoproduitest inchangéparrapportàune
installationinscritedansunschémadeventeentotalité.
Lesinstallationsdeproductionsituéesàproximitédeslieuxdeconsommationpermettentderéduire
les pertes par effet Joule sur le réseau. Ces économies de pertes sont toutefois d?un ordre de
grandeur sensiblement inférieur aux économies réalisées par un autoconsommateur /
autoproducteursursafactured?acheminementdel?électricité.Eneffet,lescasétudiésdanslecadre
d?une présentation en groupe de travail ont montré que, dans le cas d?un particulier doté d?une
installationphotovoltaïquede3kWc, leséconomiesdepertespour le réseauélectriquepouvaient
atteindredel?ordrede3¤/anetleséconomiessurlafactured?acheminementdel?ordrede30¤/an.
A court terme, cette économie de facture de l?autoconsommateur / autoproducteur (qui dépasse
sensiblement les coûts évités sur le réseau) sera pris en charge par les autres consommateurs,
conduisantàdestransfertsdechargesentrelesautoconsommateurs/autoproducteursetlesautres
utilisateursduréseau.
autoconsommateurs / autoproducteurs et les autres utilisateurs qui, par d?autres biais, diminuent leurs
soutiragessoitautraversd?actionsdemaîtrisedelademande,soitautraversd?opérationsd?effacement,niles
autoconsommateurs/autoproducteursdesautresproducteurs.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Aplus long terme,si l?autoconsommation / autoproductionsedéveloppesanseffetssur leniveau
des soutirages pendant les «heures dimensionnantes», lemodèle tarifaire devra garantir que le
tarifpayéparlesautoconsommateurs/autoproducteurscouvrelescoûtsderéseauqu?ilsgénèrent.
Ainsi,afindeprévenir lestransfertsdechargesentre lesautoconsommateurs/autoproducteurset
les autres consommateurs et de donner un signal tarifaire représentatif des coûts induits sur le
réseauparchacunedecescatégoriesd?utilisateurs,lemodèletarifairedevraprobablementévoluer
àterme,sil?autoconsommation/autoproductionsedéveloppe.
Uneréflexionpourraitêtreengagée,sousl?égidedelaCRE,compétenteenmatièred?établissement
des tarifs réseaux afin de réfléchir aux impacts et aux besoins d?adaptation éventuels dumodèle
tarifaireactuel.
V.3 Contributionauservicepublicdel?électricité(CSPE)
La contribution au service publique de l?électricité (CSPE) est payée par les consommateurs
d?électricité finals et permet de financer les charges de service public d?électricité qui couvrent
notamment:
? les surcoûts résultant des politiques de soutien à la cogénération et aux énergies
renouvelables (charges estimées à 3550M¤ pour 2013 dont plus de 3 000M¤ pour les
énergiesrenouvelables);
? lessurcoûtsdeproductiondans les zonesnon interconnectées(ZNI)au réseauélectrique
métropolitain continental, dus à la péréquation tarifaire nationale (Corse, départements
d'outremer,Chausey,SaintPierreetMiquelonetlesîlesbretonnesdeMolène,d'Ouessant
etdeSein).Les tarifsdansceszonessont lesmêmesqu?enmétropolecontinentalealors
mêmeque lesmoyensdeproductionysontpluscoûteuxet fonctionnentpour laplupartà
based?énergiesfossiles(chargesestiméesà1430M¤pour2013);
? lespertesderecetteset lescoûtsquelesfournisseurssupportentenraisondelamiseen
oeuvre de la tarification spéciale «produit de première nécessité» (TPN), et de leur
participationaudispositifinstituéenfaveurdespersonnesensituationdeprécarité(charges
estiméesà150M¤pour2013).
La CSPE est assise sur la quantité d?énergie consommée soutirée du réseau. Les
autoconsommateurs/autoproducteursensonttoutefoisexonérésjusqu?à240GWh/anenvertudes
dispositionsdel?articleL.12111ducodedel?énergie(«l?électricitéproduiteparunproducteurpour
sonpropreusageouachetéepoursonpropreusageparunconsommateurfinalàuntiersexploitant
uneinstallationdeproductionsurlesitedeconsommationn'estpriseencomptepourlecalculdela
contributionqu'àpartirde240millionsdekilowattheuresparanetparsitedeproduction»)sibien
qu?un autoconsommateur / autoproducteur ne contribue pas à la CSPE sur les MWh qu?il
autoconsomme.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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V.4 Autrescontributionsettaxes
Lestaxespesantsurl?électricitéreprésententenviron30%delafactured?unparticulieret15%de
celled?unindustriel.Ellessontlessuivantes:
? ContributionTarifaired?Acheminement(CTA)(environ1,4Md¤en2013et2014)
LaCTAfinancelesretraitesdesagentsdesindustriesélectriquesetgazières(IEG).Elleestduepar
lesgestionnairesderéseauxdetransportoudedistributionetparlesfournisseursd?électricitéetde
gaz naturel qui la perçoivent auprès des consommateurs finals, puis la déclarent et la reversent
mensuellement ou trimestriellement à la Caisse Nationale des Industries Electriques et Gazières
(CNIEG).ElleestproportionnelleàlapartfixeHTdestarifsdetransportetdistributiondel?électricité
(TURPE) et du gaz (ATR). Les taux sont définis en fonction des besoins prévisionnels pour les
5annéesàvenir.
EtantassisesurlapartfixeduTURPE,lemontantverséparunconsommateurquiautoproduit,dès
lorsqu?iln?aurapasmodifiésapuissancesouscrite,sera identique,qu?ilconsomme l?électricitédu
réseauouqu?ilautoconsommesaproduction.
? Taxesurlaconsommationfinaled?électricité(TCFEetTICFE)
Pour les puissances souscrites inférieures à 250kVA, cette taxe est prélevée au profit des
communes et des départements. Deux taxes sont applicables : la taxe communale sur les
consommations finales d?électricité (TCCFE) et la taxe départementale sur les consommations
finales d?électricité (TDCFE). Elles sont proportionnelles à la consommation depuis 2011
(auparavantellesétaientproportionnellesauxmontantsfacturés).Untauxnominalestfixéparlaloi
enfonctiondelapuissancesouscriteetdel?usage(0,25¤/MWhpourlessitesprofessionnelsdontla
puissance est supérieure à 36kVA, 0,75¤/MWh pour les autres sites) auquel s?applique un
coefficientmultiplicateurdéfiniparlescommunes(entre0et8,44pourlataxecommunaleen2014)
etdépartements(entre2et4,22pourlataxedépartementaleen2014).
Pour les puissances souscrites supérieures à 250kVA, c?est la taxe intérieure sur les
consommations finales d?électricité (TICFE) qui s?applique. Le montant de cette taxe est fixé à
0,5¤/MWhetvientalimenterlebudgetdel?Etat.
Ces taxes sont assises sur la quantité d?énergie consommée soutirée du réseau, mais les
autoconsommateurs / autoproducteurs dont la production n?excède pas 240GWh/an en sont
exonérésenvertudesdispositionsdel?articleL.33332ducodegénéraldescollectivitésterritoriales
(«L'électricitéestexonéréedelataxementionnéeauI lorsqu'elleest[?]4°Produitepardepetits
producteurs d'électricité qui la consomment pour les besoins de leur activité. Sont considérées
commepetits producteurs d'électricité lespersonnes qui exploitent des installationsde production
d'électricité dont la production annuelle n'excède pas 240millions de kilowattheures par site de
production.»). Ainsi, un autoconsommateur /autoproducteur ne contribue pas à ces taxes sur les
MWh qu?il autoconsomme. Ceci se traduit donc par une perte de recettes pour les collectivités
localesetl?Etatselonlespuissancesdesinstallationsconcernées.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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? Taxesurlavaleurajoutée(TVA)
LaTVAalimente le budget général de l?Etat et est assise sur l?ensemble des composantes de la
factured?électricitéprécédente(TURPE,CSPEetautrestaxes),autauxnormalde20%engénéral,
maisautauxréduitde5,5%surlapartabonnementdesparticuliers(biendepremièrenécessité)et
surlaCTA.
La plupart de ces composantes étant assises sur la quantité d?énergie consommée soutirée du
réseau, la TVA l?est aussi, si bien qu?un autoconsommateur / autoproducteur ne contribue pas
totalementàlaTVAsurlesMWhqu?ilautoconsomme.Cecisetraduitparunepertederecettespour
l?Etat.
V.5 Aperçu global des impacts de l?autoconsommation /
autoproduction sur le financement du soutien audéveloppement
desénergiesrenouvelables
Le modèle d?autoconsommation / autoproduction va conduire à modifier les contributions des
différentsacteursàlacouverturedescoûtsdesénergiesrenouvelables.
Danscemodèle,lebesoindesubventiondirected?uneinstallationparlaCSPEseramoindrequesi
elleétaitenobligationd?achat:lecoûtdel?installationrestelemêmedanslesdeuxcasmaisdansle
cas du modèle d?autoconsommation / autoproduction, la subvention directe (CSPE) compense
l?écartentre lecoûtdeproductionnormalisé10payépar l?autoconsommateur /autoproducteuret le
prixdeventeTTCdel?électricitéqu?ilauraitdûpayersansautoconsommation/autoproduction,alors
quedans lecasdumodèlede l?obligationd?achat, lasubventiondirectecompense l?écartentre le
coûtdeproductionnormaliséetleprixdel?électricitésurlemarchédegros.Enpassantàunmodèle
d'autoconsommation/autoproduction,lemontantdeCSPEpourchaqueMWhrenouvelableproduit
par les consommateursproducteurs est donc réduit de l?écart entre le prix de vente TTC de
l?électricitéetleprixdemarchédel?électricité.
D?unautrecôté, lesconsommateursproducteursnecontribuentplusàlacouverturedescoûtsdes
autres composantes du système électrique (en particulier les réseaux) et évitent les taxes sur
l?énergie qu?ils autoconsomment, sans nécessairement réduire leur impact sur les réseaux
électriques. Les charges d?utilisation des réseaux étant couvertes par le TURPE, elles vont se
reporter sur les autres consommateurs (réduction d?assiette et hausse de taux pourmaintenir un
niveauderecettesconstant).MiseàpartlaCTAdontleversementn?estpasmodifiéparlemodèle
d?autoconsommation/autoproduction,lesautrestaxesverrontégalementleurassietteréduiteetpar
conséquentlemontantdeleursrecetteségalement;uneaugmentationdesprélèvementsseradonc
nécessairepourrétablirleniveaugénéraldesrecettesfiscales.
Ces transferts de charges (baisse de la CSPE versus hausse du TURPE et des taxes) se
compensent globalement tant que les coûts de production des énergies renouvelables en
autoconsommation / autoproduction restent supérieurs au prix de vente TTC de l?électricité: la
réduction du montant de CSPE perçu par les consommateursproducteurs pour la production
d?électricité(égaleàl?écartentreleprixdeventedel?électricitéTTCetleprixdemarchédegros)est
comparableàlasommedesmontantsdeTURPE,CSPEettaxesqu?ilséconomisentsurleurfacture
pour chaque MWh autoconsommé et qui devront être payés par d?autres consommateurs ou
10Ce coût de production est un coût de référence, défini pour une installation type et pas pour chaque
installation.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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contribuables.Lesmontantsdesubventionexplicite(CSPE)danslemodèledeventeentotalitéde
l?électricitéproduitesontcomparablesà l?additiondesmontantsdesubventionexplicite (CSPE)et
des montants de subventions implicites dans le modèle d?autoconsommation / autoproduction
(baissedefactureduTURPE,CSPEet taxesévitées).Ainsi, lemontantdesubventionnécessaire
audéveloppementd?uneinstallationenautoconsommation/autoproductionn?estpasdiminuémais
serépartitentrediverscanauxdefinancement.
Lorsquelescoûtsdeproductiondesénergiesrenouvelablesdécentraliséesdeviennentinférieursau
prix de vente TTC de l?électricité, les économies de factures réalisées par les consommateurs
producteurs dans le modèle d?autoconsommation / autoproduction deviennent supérieures à la
rémunération qui serait versée sous forme de tarif d?achat pour soutenir la production électrique
d?installations identiquesdansunmodèledeventeentotalitéde l?électricitéproduite.Danscecas,
lesmontants de subvention implicite (somme des composantes de baisse de facture du TURPE,
CSPEet taxede la factureévitée)peuventdevenirsupérieursaumontantdesubventionexplicite
(CSPE) nécessaire dans le cas du modèle de vente en totalité, en fonction du taux
d?autoconsommationetdel?écartentreleprixdeventeTTCdel?électricitéetlecoûtdeproduction
de l?installation.Cettesurrémunérationde l?autoproducteursetrouvealorsfinancéepar lesautres
consommateursetcontribuablesvialestransfertsdechargesquis?opèrent.Cettesituationestcelle
dans laquelle se trouvent plusieurs pays européens dont l?Allemagne qui prennent des mesures
correctricespourcontenirlephénomène.
Ainsi,àcourtterme,lesimpactsdemodèled?autoconsommation/autoproductionsurlacouverture
descoûtsdusystèmeélectriquesontlimitésmaisdeviendrontplusmarquéssil?autoconsommation/
autoproductionsedéveloppedemanièreimportante.
Or, ces transferts de charges induits par lemodèle d?autoconsommation / autoproduction ne sont
pas représentatifs d?une réalité physique qui est que les réseaux sont dimensionnés en grande
partieenfonctiondespointesdepuissance(soutirageetinjection)etdansunemoindremesureen
fonction de l?énergie y transitant. D'un point de vue économique, la valeur de l'énergie
autoconsomméedevraitsecomparerauxcoûtsdeproductiondusystèmeélectrique,ycompris la
partdeCSPEdédiéeausoutiendesénergiesrenouvelables.
Recommandations
? Affinerl?analysedel?impactdel?autoconsommation/autoproductionsurlacouverture
des coûts du système électrique, et notamment les effets de transferts de charges et
essayerdedéfiniràpartirdequelseuillesimpactsdeviennenttropimportantsetnécessitent
unerefontedel?architecturedestaxes/contributions;
? Engager une réflexion sur l?opportunité d?une évolution du TURPE à moyen terme,
sous l?égide de la CRE, qui pourra le cas échéant s?appuyer sur une expérimentation
économiqueparexemple.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VI. La rémunération et le financement de
l?autoconsommation/autoproduction
Les revenus de l?autoconsommation / autoproduction sont assis sur le cumul des revenus de la
factureTTCéconomisée(quantitésconsommées)etdelavente,surlemarché,àunagrégateurou
à un acheteur obligé, des excédents non consommés. Par conséquent, en termes de rentabilité
financièredel?autoconsommation/autoproduction,deuxcaspeuventêtreidentifiés,quinécessitent
desréponsesdifférenciéesetadaptées:
? lorsque lescoûtsdeproductionde l?électricité (qui englobentnotamment les fraisassociésau
raccordement, comptage, etc. et dépendent du productible de l?installation) sont couverts par
cette rémunération et que le développement de l?autoconsommation / autoproduction peut se
fairesansrémunérationcomplémentairespécifique;
? lorsque les coûts de production de l?électricité ne sont pas couverts intégralement par cette
rémunérationetque le développementde l?autoconsommation / autoproductionnécessiteune
aidefinancièrecomplémentairepourrentabiliserlesinstallations(ajoutd?uneprime).
Cettesituationpeutêtrerésuméesouslaformesuivante:
Rémunérationdel?autoconsommateur/autoproducteur=
FactureTTCévitée+Revenudelaventedesexcédents(danslecasoùl'électricitéproduiteest
venduequecesoitsurlemarché,viaunagrégateurouàunacheteurobligé)+Prime(tantqueles
coûtsdeproductionnesontpascouvertsparlesdeuxpremierstermes)(+éventuellement
rémunérationliéeàlaventedegarantiesd?origine)
Cette rémunérationcomporteen outre, au traversde la factureévitée,dessubventions implicites
liées aux transferts de charges de certains coûts et taxes sur les autres consommateurs ou
contribuables(cf.partieV).
Les réflexions du groupe de travail visaient par conséquent à étudier les modalités possibles de
cetterémunérationautraverssoitdesystèmesdecomptage,telqueleprincipedu«netmetering»,
soit au travers de systèmes de primes complémentaires de rémunération, en tenant compte des
enjeuxtechniquesidentifiés,notammententermesd'impactssurleréseauélectrique.
A ce stade, la question posée était celle de la bonne architecture de rémunération de
l?autoconsommateur/autoproducteur,indépendammentdelatailledesprojetsetdurecoursounon
àdesdispositifsd?appelsd?offres.
Lesautoconsommateurs/autoproducteursprésententtoutefoisdescaractéristiquestrèsdifférentes
tant en termes de profils de consommation (résidentiel versus tertiaire/industriel par exemple et
puissance des installations) que d?implantation (enjeux liés au réseau, densité de consommation,
ensoleillement des régions, etc.) ou de types d?acteurs (PME, particuliers, artisans, agriculteurs,
etc.).Cesdifférencesontétéanalyséesenpartieetdoiventêtreprisesencomptedanslesystème
desoutienquiseramisenplace,afinqu?ilsoitefficaceetadaptéauxsecteursvisés.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VI.1 Exemplesderémunération
Compte tenudumodèlede rémunération rappelécidessus, les revenusde l?autoconsommateur /
autoproducteur vont dépendre de son profil d?autoconsommation et présenter des variations
importantessuivantceprofil.Lesexemplessuivantsillustrentcettevariationetleseffetspouvanten
découler.
VI.1.1 Exempledurésidentielindividuel
Dans le résidentiel individuel, le taux d?autoconsommation annuel peut varier fortement, d?environ
30%à70%dans lescasd?écoleétudiés.Sur labased?unehypothèsede tarifTTCdeventede
l?électricité au client final de 15,4c¤/kWh et de prix de vente de l?électricité sur le marché de
4,5c¤/kWh, la rémunération de l?autoconsommateur / autoproducteur (reposant sur le prix de la
factureTTCévitée et de la vente sur lemarchéde l?électricité produite en surplus) pourrait ainsi
varierde7,77c¤/kWhdanslecasd'untauxd'autoconsommationde30%à12,13c¤/kWhpourun
taux d'autoconsommation de 70%, voire à 15,4c¤/kWh pour un taux d'autoconsommation de
100%.
Ceniveauderémunérationn'estpassuffisantaujourd'huipourrentabiliserdesinstallationsdetype
photovoltaïque«intégréaubâti»11dont lescoûtssontplusélevés.Enrevanche,dans lecasdes
installationsphotovoltaïquesausolousur toituresansconditionsspécifiquesd'intégrationaubâti,
les coûtsde production de l?électricitéphotovoltaïquepeuventd'oreset déjàêtre couvertspar les
économieseffectuéessurlafactureTTCd?électricité,sansnécessitéd'aidecomplémentaire.
La rémunération est d'autant plus importante que le taux d'autoconsommation est élevé. En
l'absencededispositifdesoutienadditionnel, lesautoconsommateurs/autoproducteurssontdonc
incités à maximiser leur taux d'autoconsommation pour pouvoir rentabiliser leurs installations de
production. Ce taux d'autoconsommation sera d'autant plus élevé que l'installation de production
auraétédimensionnéedetellesortequ'àtoutinstantlaproductionn'excèdepaslaconsommation.
Compte tenu des profils de consommation dans le secteur résidentiel individuel (cf. partieIII.1)
consommationméridiennefaiblelorsquel'installationphotovoltaïqueproduitàsonmaximum,etpar
rapportà lasituationactuelleoùuneinstallationphotovoltaïqueaunepuissancetypiquede l'ordre
dequelqueskWcpouruneconsommationméridiennede l'ordredukW,voire inférieure, lemodèle
d'autoconsommation / autoproduction incite a priori à une réduction des puissances unitaires
installéesdanscesecteur, lespossibilitésdereportdeconsommationde lapointedusoirvers la
journée étant relativement limitées. Une telle incitation aurait par ailleurs un impact positif sur le
réseaupuisqu'elletendàlimiterlespointesd'injectionparrapportaumodèleactueldesoutienàla
productionparlestarifsd'achat.
VI.1.2 Exempledutertiaire
Dans le secteur tertiaire, les taux d?autoconsommation peuvent être plus élevés et varier par
exemplede50%à100%suivantlesactivitésprésentes(bureaux,activitésfrigorifiques,etc.).Dans
cecas,surlabased?untarifTTCdeventedel?électricitéauclientfinaldede11c¤/kWhetd?unprix
de vente de l?électricité sur le marché de 4,5c¤/kWh, la rémunération de l?autoconsommateur /
autoproducteurpourraitainsivarierde7,75c¤/kWhà11c¤/kWh.
11Letarifd?achatpourlatechnologie«Intégréaubâti»estde27,94c¤/kWhau1eravril2014.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Ces niveaux de rémunération sont insuffisants pour permettre de rentabiliser des installations
photovoltaïquesdetype«intégrésimplifiéaubâti»,voiremêmedesinstallationsensurimposition.
Cessecteurssemblentdoncnécessiterdanslamajeurepartiedescasd?uneprimederémunération
complémentaire.
Cesexemplespermettentnonseulementdemettreenperspectiveles«efforts»àmettreenoeuvre
poursoutenirl?autoconsommation/autoproductionenfonctiondesprofilsdesautoconsommateurs/
autoproducteurs mais illustrent également l?opportunité d?ajuster le système de rémunération de
l?autoconsommation/autoproductionsuivantlesdifférentssecteurs.
VI.2 Systèmedenetmetering
Le système du «netmetering», «comptage net» en français, consiste à déduire la quantité
d?électricitéinjectéesurleréseaudelaquantitésoutiréeduréseaupourlaconsommation.Dansce
système,leconsommateurnepayequelapartrésiduelledel?électricitésoutiréeduréseauquin?a
pas été compensée par la quantité injectée. La rémunération de l?autoconsommateur /
autoproducteur est, dans ce cas, indépendante de son taux d'autoconsommation ou
d'autoproduction, sa facture étant réduite de l'énergie qu'il a produite, que celleci soit
autoconsomméeouqu'ellesoit injectéesurleréseau,surlapériodedecomptageretenue,etquel
quesoitleprixréeldel?énergieaumomentoùelleestinjectéeouconsommée.
L?enjeuentermesderémunérationdecesystèmedecomptagereposeparconséquentsur lepas
detempsretenupoureffectuerlecalcul.Eneffet,danslecasd?unpasdetempstrèslong(mensuel
par exemple), le consommateur aura pu injecter des quantités importantes sur le réseau et sa
facture en sera d?autant réduite et pourra parfois atteindre zéro même s'il a en réalité soutiré la
majeurepartiedesaconsommationduréseauetinjectél'essentieldesaproduction.Acontrario,sur
unpasdetempsdequelquesheures,silepanneauphotovoltaïquen?apaspuproduireoutrèspeu
etqueleconsommateurasoutirédel?électricitéduréseau,lemontantdesafactureserasimilaireà
unconsommateursanspanneau.Demême,laquantité injectéesansbesoindeconsommationen
faceseraperdueetnepourrapasêtre«rentabilisée».
Plus lepasde tempsestétendu,plus l'autoconsommateur / autoproducteurpeuteffacerunepart
importantedesafacture,quelsquesoientsesprofilsdeproductionetdeconsommation,maisplus
ons?éloignedelaréalitédescoûtsgénérésoudesavantagesapportésausystème.
Cemodèleprésentedoncdesinconvénientsmajeurs:
? un tel dispositif n?est pas de nature à inciter un consommateur à diminuer sa pointe de
puissance injectée(etparconséquent lescontrainteset lescoûtsqu?ilpeutoccasionnersur le
réseau électrique) ni à rechercher l?adéquation entre sa production photovoltaïque et sa
consommation;
? cesystèmenecorrespondpasàuneréalitéphysiquepuisqu?ilsoustraitàl'énergieconsommée
soutiréeduréseauetdéduitdelafacture,l'électricitéproduite,mêmelorsqu'elleestinjectéesur
le réseau, et ce indépendamment de sa valeur économique réelle. Le modèle
d?autoconsommation / autoproduction correspondrait physiquement à un système de net
metering«instantané»;
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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? ce système crée un déséquilibre et des distorsions massives sur le marché en valorisant au
même coût l?électricité injectée et soutirée alors que ces dernières présentent des coûts
différentssuivantlesmomentsdelajournéeetdel?année(pointedusoirversusconsommation
denuit etétéversushiver). Il conduit parconséquentàun transfertdecedifférentieldecoût
verslesautresacteurs(fournisseursd'électricitéetconsommateurs);
? ilaconduit,danscertainspaysoù ilaétémisenoeuvre,àdeseffetsd'aubaine importantset
desrémunérationsexcessivesdesinstallationsenautoconsommation/autoproduction.
Ainsi,unteldispositifdoitêtreécarté.
VI.3 Systèmedeprimecomplémentairederémunération
Le système de prime repose sur un principe d?amélioration de la rémunération d?un
autoconsommateur / autoproducteur par l?octroi d?une prime complémentaire à la rémunération
«naturelle» qu?il peut toucher par ailleurs via son économie de facture TTC et la vente de son
électricitélecaséchéant.
Unearchitecturedeprimeestressortiedesdiscussionsengroupedetravail,reposantsurl?équation
suivante:
Prime=AxQuantitéautoproduite+BxQuantitévendue/injectéeCxPm+DxPi
oùlescoefficientsA,B,CetDreprésentent:
? A : valorisation de la quantité autoconsommée, qui sera économisée sur la facture finale et
pourrapotentiellementparticiperà labaissede laquantitéd?énergiesoutiréeetde lapointede
soutirage;
? B:valorisationde l?excédentdeproduction.Cette valorisationpeutprendredifférentes formes :
primeencomplémentd?unerémunérationdemarchéoutarifd?achatàlaquantitéinjectée;
? C:encadrementdelapointedepuissanceinjectéesurleréseau;
? D:subventionàl?investissement;
? Pm:puissancemaximaleinjectéesurleréseau;
? Pi:puissanceinstalléedel?installation.
Figure22?Illustrationdelarémunérationdel?autoconsommateur/autoproducteuravecune
primecomplémentaire
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Larémunérationdel?autoproducteurpeutalorsprendredeuxformessuivantquel?électricitéinjectée
estvenduedirectementsurlemarchéouàunacheteurobligé.
Casd?uneventesurlemarché
Rémunération=
PrixTTCfactureévitéexQautoproduite+PrixmarchéxQinjectée+AxQautoproduite+Bx
Qinjectée+termesCetD=
Qautoproduite(PrixTTCfactureévitée+A)+Qinjectée(Prixmarché+B)+termesCetD
Casd?untarifd?achat
Rémunération=
PrixTTCfactureévitéexQautoproduite+AxQautoproduite+TxQinjectée+termesCetD=
Qautoproduite(PrixTTCfactureévitée+A)+Qinjectée(T)+termesCetD
NotaBene:letarifd?achat«T»pourraitêtreconstruitexplicitementcommelasommed?unprixde
marchéetd?uneprimeBouêtreconçucommeunprix fixe.Cesujetn?estpasdéveloppédans le
présent rapport.Quoiqu?ilensoit,onconsidèredans lasuitede l?analyseque,dans lecasd?une
ventesurlemarchécommedansceluid?untarifd?achat,lavalorisationdelaproductioninjectéese
décomposeenuntermehomogèneàunprixdemarchéetunesubventionBcequipermetdenoter
cettevalorisationdanslesdeuxcas«B+prixdemarché».
VI.3.1 Valeurdescoefficientsrelatifsàlavalorisationdel?énergie(AetB)
Calagedescoefficients
Cesdeuxcoefficientssont lescritèresdimensionnantsenénergiedecesystèmederémunération
qui permettent d?influer sur les taux d'autoconsommation et d'autoproduction. En effet, en jouant
conjointementsurl?incitationàautoproduire(coefficientA)ouàinjecter(coefficientB),lecalagede
ces coefficients doit permettre d'optimiser le taux d'autoconsommation, sans engendrer d?effets
«antiMDE» ni de déplacements de consommation néfastes qui désoptimiseraient le système
électriqueauniveauglobal.
Pourcefaire, lecalagedecesparamètresdoitainsi reposersur lesprincipesetpointsd?attention
suivants:
a. Prévenir leseffets«antiMDE»:si larémunérationdirecteliéeàl'autoconsommation(terme
A) est supérieure à la rémunération directe liée à l'injection (terme «B + prix de marché»),
l?autoconsommateur / autoproducteur a intérêt à augmenter sa consommation plutôt que de
vendreausurplus,cequipeutconduireàdeseffets«antiMDE».Lafixationdesparamètresde
tellesortequeA?«B+prixdemarché»permetdeprévenirceseffets;
b. Inciterl'autoconsommationplutôtquel'injection:cecritèreimpliquequelarémunération
liéeàl'autoconsommation(terme«A+prixdefactureTTCévitée»)soitsupérieureàla
rémunération liée à l'injection (terme «B + prix de marché»).Si la rémunération liée à
l'injectionesttropélevée,l?autoproducteurestincitéàinjecterplutôtqu'àautoconsommer.Cela
peut également l'inciter à surdimensionner ses installations par exemple (cf. partieIII.3),
engendrantainsipotentiellementdescontraintes importantessur le réseau.Une rémunération
symétrique («A+prixde factureévitée»=«B+prixdemarché»)estéquivalenteàun tarif
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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d'achat et a la vertu de la simplicité mais ne donne pas d'incitation particulière à
l'autoconsommation et à un dimensionnement optimisé des installations tenant compte de la
consommationdusite;
c. Eviter les déplacements de consommation qui conduisent à une désoptimisation du
système électrique au niveau globalet inciter ceux qui peuvent s?avérer pertinents (cf.
chapitreIII.3).Ledispositifdoitviseràinciterlesdéplacementsdeconsommationverslapériode
deproductionuniquementlorsquecetteconsommationprovientinitialementd?unepériodeoùle
coûtd?approvisionnementestplusélevé (ce qui se traduit par un prixdemarchéplus élevé).
Ainsi, pour éviter des déplacements de consommation des périodes de faible coût (le plus
souventdespériodescreusesdeconsommation)versdespériodesdecoûtplusélevé(leplus
souventdespériodespleinesdeconsommation),ilfautquelarémunérationdel?énergieinjectée
soitsupérieureàlasommedel?économiedefactureTTCquepourraitfaireleconsommateuren
période creuse et de la prime à l?autoconsommation (soit
«B+prixdemarché»>«A+prixdefactureTTCévitéeenpériodecreuse»).
Inversement,pour inciteràdéplaceruneconsommationdespériodesdecoûtélevé (périodes
pleines)versdespériodesdecoûtplusfaible(périodescreuses)aumomentdelaproduction,il
convientque larémunérationde l?énergieinjectéesoit inférieureà lasommedel?économiede
facture TTC que pourrait faire le consommateur en période pleine et de la prime à
l?autoconsommation (soit «B + prix de marché» < «A + prix de facture TTC évitée en
périodepleine»).
Ainsi, en synthèse, un calage des paramètres A et B, tel que le différentiel entre ces derniers
permettederespecterlesdeuxconditionssuivantes:
? «B+prixdemarché»<«A+prixdefactureTTCévitéeenpériodepleine»
et
? «B+prixdemarché»>«A+prixdefactureTTCévitéeenpériodecreuse»
permetd'inciteràl'autoconsommationtoutenévitantdeseffets«antiMDE»oudesdéplacements
deconsommationnéfastes.
Ilimportenéanmoinsdepoursuivrelaréflexionsurlecalagedecescoefficients,dontleniveaudoit
êtresuffisantpoursusciterl?investissementdanslesprojetsenautoconsommation/autoproduction.
Parailleurs,lecalagedecescoefficientsdevratenircomptedeladynamiqued?évolutionàmoyenet
longtermedestarifsréglementésdeventeetduprixdel?électricitéafindecontinueràrépondreaux
objectifsprécitésetauxobjectifsglobauxdudispositif.
Cescoefficientspeuventêtrefixésexantepourladuréeducontrat(celan?excluantpasuneclause
derévisionportantsur ledifférentielentrecescoefficientsenvuederespecter lesdeuxconditions
précitées)ouêtre révisésannuellementen fonctionde l'évolutiondesprixdemarchéetdevente.
Dans le premier cas, les niveaux de revenus et la rentabilité constatée seront exposés aux
incertitudesdel?évolutiondesprixdeventeetduprixdemarchédel?électricité,avecunrisquede
sur ou de sousrémunération.Dans le second cas, le niveau de rémunération sera garanti sur la
duréeducontrat,commedanslecasd?uncontratd?achat.Siunerègled?ajustementétaitdécidée,il
serait préférable qu?elle soit prédéfinie pour viser une «rentabilité fixe». Quoi qu?il en soit, le
dispositifdevraveilleràprocurerunerentabiliténormalesurladuréedeviedesinstallations.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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LesniveauxdeAetB(oudeAuniquementsi lavaleurdeBest fixéeen fonctiondecelledeA)
peuventêtrerévélésparuneprocéduredemiseenconcurrencedetype«appeld'offres»,ouêtre
régulés. Dans ce dernier cas, ils devront être fixés au niveau national par voie réglementaire en
donnantdelavisibilitéauxacteurs.
Uneoptiondecedispositifdeprimeévoquéeparlegroupedetravailconsisteaussienlamiseen
place de tarifs horosaisonnalisés, assortis d'une prime à l'autoconsommation et en contrepartie
l?obligationpourleproducteurd?assurerdeladisponibilitéàlapointeélectrique(pendantlapériode
rouged?untarifbleu/blanc/rougeparexemple).
Lechampexternedecontraintes
Au regard des nouvelles lignes directrices encadrant les aides d'Etat à la protection de
l'environnementetàl'énergieadoptéesparlaCommissioneuropéenne,leparamètreBdevrait,pour
lesinstallationsdetaillesuffisante,êtreconstruitsouslaformed?uncomplémentderémunérationà
laventedel'électricitésurlemarché.
La question du calage des coefficients A et B soulève également la problématique globale des
dispositifs de comptage à mettre en place qui peuvent présenter un surcoût au dispositif (dans
l?attentedudéploiementdeLinky).Ilsembletoutefoisindispensable,lorsquel?onseplacedansune
logiqued?autoconsommation/autoproduction,decomptabiliserl?énergieautoproduite(cecomptage
étantindispensableparailleursàlamesuredelapartd?énergieprovenantdesourcesrenouvelables
danslaconsommationfinale,indicateursuiviauniveaueuropéen).
VI.3.2 Valeurdescoefficientsrelatifsàlapointed?injection(CetPm)
Les paramètres A et B permettent de traiter les enjeux en énergie de l'autoconsommation /
autoproductionmaisnepermettentpasde traiteràeuxseuls lesenjeuxenpuissancedemaîtrise
despointesd'injectionetdesoutirage.
Ainsi, au regard des enjeux liés plus spécifiquement aux pointes de puissance injectées sur le
réseau,ilestapparuopportunauxmembresdugroupedetravailderéfléchiràlapriseencomptede
cescontraintes(etdeleurdéveloppement)dansledispositifd?encadrementdel?autoconsommation/
autoproduction.L?unedespossibilitésévoquéesaainsiétéd?introduireuncritèrespécifiquedansla
prime complémentaire de rémunération, destiné à encadrer cet aspect et visant à dissuader les
pointesd?injection,notammentauxmomentslespluscritiques(périodedefaibleconsommation),et
àinciteràundimensionnementoptimisédesinstallations.
CoefficientC
L?effetincitatifdutermeCdevraitintervenirencomplémentdeceluirésultantdelarépercussionaux
producteursdescoûtsderaccordement.
CecoefficientCdevraitêtredéfininonpascommeunparamètrecoercitifmaiscommeunevariable
pluscomplèted?uneincitationà«bien»injecter.Ilseraitalorsajustésouslaformed?unsystèmede
pénalité (éventuellement de prime) suivant l?intérêt pour le système à injecter, et reposant
éventuellement sur une logique d?horosaisonnalité et de localisation. Durant la pointe de
consommation du soir, dans les zones densément peuplées, l?injection pourrait être encouragée
(sous réserve qu?elle soit maîtrisée) via un terme C positif. Une telle réflexion devrait toutefois
égalementtenircomptedescyclesdeproductiondespanneauxphotovoltaïques(pointeenjournée)
etparaîtainsinepaspouvoirs?appliquerdemanièresystématiqueàtoutes leszones(adéquation
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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spécifique aux ZNI), saisons (hiver à privilégier) et usages (consommations en journée), et
nécessiterunajustementpériodique.Ellepeutaussis?inscriredecefaitdanslesréflexionsliéesaux
«îlots urbains» dans la mesure où inciter à injecter n?a de sens que si l?autoproducteur ne
consomme pas luimême son électricité et répond à une consommation locale (pour ne pas
engendrerd?effetsimportantssurleréseau).Cesconsidérationssontdonccomplexesetlapriseen
compted?unetellediversitédecaspourraitaffaiblirlalisibilitédudispositif.Pourcetteraison,retenir
untermeCfixesembledevoirêtreprivilégié.
Ce coefficient C, de «dissuasion» à l?injection devrait enfin être calé de façon à ne pas créer
d?effets «antiMDE» et à inciter les déplacements de consommation uniquement lorsqu?ils sont
bénéfiquespourlacollectivité.
TermePm
LetermePmestdestinéà représenter ladimensiondepuissancemaximale injectéesur leréseau
électrique.Une tellepuissanceseraitmesuréeetcorrespondrait,surunpasde tempsdonné,à la
plusgrandevaleurdepuissanceinjectée.
LaquestiondelapuissanceàprendreencomptedansletermeCxPmaétésoulevéeparlegroupe
detravail,notamments'ilfallaitdéduire,pourcalculerceluici,lapuissancedesoutiragesouscritede
lapuissancemaximaleinjectée.Chacunedesdeuxgrandeursétantdimensionnantedanslesétudes
deréseauxindépendammentl?unedel?autre,ilapparaîtpluspertinentdelesdistinguer.
Enfindecompte,letermeCxPmpourraitêtrecalésurl?écartentrelacontributiondesproducteurs
au titredu raccordement (branchementet extension)et lescoûtscompletsde réseaux induitspar
l?autoconsommateur/autoproducteur,audelàdelasimpleliaisondebranchementoud?extension.Il
pourraitégalementêtrecaléàunniveauplusélevépouravoiruncaractèreincitatifplusimportantet
orienterplusfortementlaréalisationdesprojetsverslesconfigurationslesplusfavorablespourleur
intégrationauréseauaumoindrecoût.
Lapriseencomptedesenjeuxenpuissancedel'autoconsommation/autoproductionpeutsefaire
parl'intermédiaired'uneincitationfinancière.Toutefois,siletermeCdevaitêtrefixéégalà0avecun
argumentdesimplificationdusystèmedesoutien,d'autresmesures,tellesquecellesmentionnées
aupoint4,devraientalorsêtreenvisagéesafindetraitercesenjeuxdepuissancequeleseulcouple
deparamètreAetBnepermetpasd'adresserpleinement.
Le bénéfice d?un tel terme devra ainsi être regardé à l?aune des éléments précédents, de son
caractèreopérationneldanssamiseenoeuvre,notammententermesdecomptage,etdesavaleur
ajoutée par rapport aux autres mesures d?encadrement des pointes d?injection mentionnées ci
dessus.
VI.3.3 Valeurdescoefficientsrelatifsauxinstallationsdeproduction(DetPi)
Ce terme«DxPi» reposesur l'idéed'unsystèmedeprimeà l?investissement, qui serait versée
périodiquement(annuellementparexemple).
Il a été proposé par certains membres du groupe de travail en vue de sécuriser une partie des
revenus liés à l?autoconsommation / autoproduction en ne faisant pas dépendre toute la
rémunérationdecritèresenénergie (produite,achetéeouvendue).Eneffet,plusieurs incertitudes
sont liées à ces paramètres (évolution de la consommation, des tarifs de vente et des prix du
marché).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Cetteprimeàl?investissementprésentetoutefoislesinconvénientssuivants:
a. sielleétaitcoupléeàuncoefficientBdevalorisationà l?injectionimportant,ellepourrait inciter
lesproducteursàsurdimensionnerleursinstallationspourobteniruneprimeàl?installationplus
élevée tout en engendrant des contraintes d?injection importantes sur le réseau, qui seraient
rémunéréesàcetitre;
b. sielleprésentaituneparttropimportanteparrapportàlavalorisationdel?énergieproduitepar
l?installation,ellepourraitinciterlesproducteursàrecouriràdesinstallationsdequalitémédiocre
(et à s?orienter vers des produits à bas coût) et à ne pas entretenir correctement leurs
installationsentraînantunrisquededégradationdecesdernières.L?opportunitédeconditionner
leversementdecetteprimeàunevalidationtechniquedel?installationpourraitalorsêtreétudiée
maisseferaitaudétrimentdelasimplicitéetdescoûtsdemiseenoeuvredusystème;
c. dans le cadre de son versement, elle nécessiterait d?être accompagnée de contrôles pour
s?assurerquelesinstallationssontprésentesetenfonctionnement;
Parconséquent,parsoucid?efficacitéetdesimplicitédudispositif, ilaétéchoisidenepasretenir
l'idéed'unetelleprime.
VI.4 Dispositions complémentaires pouvant favoriser l?intégration au
réseauélectrique
Comme précisé au pointII.2, les coûts de renforcement des réseaux sont liés aux puissances
maximales injectéesetauxpuissancesmaximalessoutirées.L?undesbénéficespotentielsde tout
dispositif favorisant l?autoconsommation /autoproductionestdoncdepouvoir inciterà la réduction
decespointes,dimensionnantespourleréseauélectrique.
Une incitationàbiendimensionner l?installationetà limiter lespointesd?injectionpeutse fairevia
unemesurefinancièretellequ'exposéeauchapitreprécédent(termeCxPm),complémentaireaux
incitations déjà existantes relatives au barème de raccordement des installations (incitation de la
réductiondespointesd?injection, incitationà la localisation, transmissionauclientdeséventuelles
économiessur leraccordement).Ellepeutégalementêtredenaturecontractuelle, techniqueet/ou
réglementaire.
Dessolutionsalternativespermettantderéduirelescontraintessurleréseau(objectifderéduction
des pointes d?injection et de soutirage et des coûts de raccordement associés) peuvent ainsi
égalementêtreétudiéescommelarémunérationdeservices/mesurespermettantdes?exonérerde
renforcerlesréseaux(déconnexion,écrêtementoulimitationdelapuissancemaximaleinjectéeàun
seuilfixéouàunpourcentageàdéterminerdelapuissanceinstalléeparexemple)oudedifférerles
investissementsd?un tel renforcement.Cesalternativesdoiventalors tenircomptede lanécessité
d?unevisibilitéacceptablesursarémunérationpourl?autoconsommateur/autoproducteur.
Pour certains autoconsommateurs / autoproducteurs présentant des taux d?autoconsommation
proches de 100%, il pourrait être envisagéde privilégier naturellement l?énergie autoconsommée
tout en réduisant les contraintes d?injection résiduelles en limitant contractuellement voire
techniquementetfinancièrementlesheuresd?injectionetlarémunérationassociée.Celapermettrait
égalementdesécurisercettepartiedelarémunérationsousréservequecescritèrestechniqueset
financierssoientcaléscorrectement.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VI.5 Financement des installations en autoconsommation /
autoproduction
VI.5.1 Financementbancaire
Lemodederémunérationprévupar ledispositifdesoutienactuelà la filièrephotovoltaïque(tarifs
d?achat) a permis aux acteurs de la filière de recourir au mode de financement de projet pour
développer leurs installations. En effet, de par sa structure (actif isolé dans une société créée
spécifiquement), couplée au mode de financement des énergies renouvelables (tarifs d?achat
garantissurlelongterme),lefinancementdeprojetétaitadaptéetapermisàdenombreuxacteurs,
notammentceuxdepluspetitetaillededévelopperdesprojets.
Lemodèle de l?autoconsommation / autoproduction est plus complexe à appréhender sur le plan
financier:
? parceque les revenus sont plus difficiles à évaluer (prime, vente sur le marché) et
dépendentenpartiedesrevenusduconsommateur(factureévitée);
? parcequelemodèlesupposeunmontageentreproducteuretconsommateur,quipeutêtre
remisencausesurladuréeducontrat(changementd?activité,faillite,etc.).
Afin de garantir le financement des projets en autoconsommation / autoproduction, un certain
nombredequestionsdevrontêtreapprofondiesdanslecadredetravauxultérieurs.Cesquestions
sontrelativesnotammentà:
a. lamaîtrisedessurfacesàéquiper:gestiondescasoùunconsommateurnepeutpasproduire
sur son toit (s?il est locataire) et où un producteur ne consomme pas (propriétairebailleur)
contrairementàseslocataires;
b. la maîtrise des flux financiers: les modèles de rémunération de l?autoconsommation /
autoproductionassocientplusieurssourcesfinancières:prime,venteausurplus,factureévitée,
etc.Pourchaqueflux,laquestionestdesavoirquirémunèreleporteurduprojet,quilemaîtrise
surladuréed?amortissementduprojet,quileréguleetcommentunchangementd?activitéetde
consommationsontgérés;
c. larémunérationduprojet:
1. si le porteur du projet peut investir en fonds propres dans son outil de production
photovoltaïque, le projet semble finançable uniquement si ce porteur de projet (et
investisseur) maîtrise les deux compteurs (production/consommation) sur la durée de
contractualisation. Les cas des propriétairesoccupants d?une maison ou d?un bâtiment
d?exploitation entrent dans ce champ, voire également les cas de location par le
consommateur du toit où est située l?installation. A contrario, le financement semble plus
difficilepourunimmeubled?habitatcollectif(typelogementsocial)oupourunimmeublede
bureauxoùilyaplusieursconsommateurs,carilmanqueraàl?investisseurlesrecettesde
laventedel?électricité«autoconsommée»etlaprimeassociée;
2. si leporteurduprojet recourt àun tiers investisseurpour laproductionphotovoltaïque, la
maîtrisedesdeuxcompteursétantimpossible,letiersinvestisseurnecaptequelesrecettes
de production et ne peut pas rembourser sa dette sans la valeur de l?électricité
autoconsommée(etlavaleurdesprimes).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Ainsi,cesquestionsdevrontêtreapprofondiesafindenepasrestreindre,parmanquedefaisabilité
financière, l?autoconsommation / autoproductionàdesciblesde«propriétairesoccupants».Elles
pourrontêtreétudiéesparcomparaisonaveclemodèlederémunérationdéveloppédanslecadredu
financementdel?efficacitéénergétique.
Ces questionsmettent également en lumière la problématique desmutations et des locations de
bâtiments.
Pour lecasdesmutations, lecontratpourraitêtretransféréaunouveaupropriétaire, lespanneaux
photovoltaïquesétanttraitéscommetoutautreaménagementdubâtiment.
Lecasdelalocationparaîtpluscompliquéetdevraêtreapprofondi.L?opportunitéderecourir,enle
faisant évoluer, au dispositif de contribution du locataire au partage des économies de charges
issues des travaux d?économie d?énergie réalisés par un bailleur privémis en place par le décret
n°20091439du23novembre2009 pourra notamment être étudiée. Celuici permet déjà
actuellement de faire payer au locataire une contribution à l?installation d'une production d'eau
chaudesanitaireutilisantunesourced'énergierenouvelable,notammentsolaire.
Enfin,lemécanismeretenudevraêtrerobusteauxmontagesinnovantssusceptiblesd?êtreimaginés
parlesporteursdeprojets.
VI.5.2 Financementparticipatif
Le financement participatif peut prendre différentes formes dont la plus développée est celle du
«crowdfunding»(signifiant«financementparleplusgrandnombre»)etsedéfinissantcommeun
modedefinancementparticipatifsefaisantexclusivementviaInternetetpourlequellesinternautes
peuvent choisir le projet dans lequel ils investissent. Un des exemples les plus représentatifs de
«crowdfunding» est celui du financementde laStatue de la Libertéet desonsocleen 1880en
FranceetauxEtatsUnis.
Le«crowdfunding»permetdesoutenirledéveloppementdesénergiesrenouvelablesenintégrant
la dimension sociétale dans la transition énergétique (en améliorant potentiellement l?acceptation
des projets par les citoyens, en particulier ceux concernés par le développement des parcs), en
orientantl?épargnedelongtermeverslefinancementdelatransitionénergétiqueetenaméliorantla
prisedeconsciencedescitoyens,incitantauchangementdescomportements(vertupédagogique).
Il existe différents modèles de financement participatif, qui peuvent être résumés sur le schéma
suivant:
Figure23?Modèlesdefinancementparticipatif(Source:LUMO)
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Surceschéma,l?accessibilitéfinancièrereprésentele«ticketd?entrée»pourl?investisseur(quiest
moins élevé dans le haut de l?axe) etl?implication citoyenne couvre les notions de degré
d?investissementpersonnelentermesdetempsetdepouvoirdedécisionsurlesprojetschoisis.
En termes de modalités de financement, trois possibilités existentpour les investisseurs :
financementdeladette,donsoufinancementducapital.
En 2012, tous secteurs confondus, le «crowdfunding» a représenté dans le Monde 2,67Md$
répartissur362platesformesetplusde80M¤collectésenFranceen2013(soit10foisplusqu?en
2011etavant)répartisàplusde60%sousformedeprêt,25%sousformededonsetmoinsde
15% sous formede participation au capital.Ces fonds sont destinés enmajorité au financement
d?entreprises (44%) et à des projets associatifs (21%), les investissements dans le domaine de
l?environnementetdel?énergienereprésentanten2013que4%.
Recommandations
? Privilégierunsystèmedesoutienreposantsurunprincipedeprimederémunération
complémentaireàlarémunération«naturelle»del?autoconsommation/autoproduction;
? Réfléchiràl?adaptationdecesystèmeauxdifférentssegments;
? Accompagner les réflexions sur l?adaptation de ce système à des réflexions sur les
typologies d?installations à soutenir (critères d'intégration au bâti notamment) et leur
dimensionnement;
? Caler les paramètres A et B de manière à inciter à l?autoconsommation /
autoproduction tout en évitant les effets «antiMDE» et les déplacements de
consommationnéfastes;
? Ajuster le termeCpour inciteràminimiser lescontraintesà l'injectionencohérence
avec les dispositifs encadrant la contribution des producteurs à la couverture des
coûtsderéseaux;
? Nepasintégrerdeprimeàl?investissementdanslemodèlederémunération;
? Approfondirlesenjeuxliésaumodedefinancementdesprojetsenautoconsommation
/autoproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII. Architecture d?un dispositif de soutien à
l?autoconsommation/autoproduction
VII.1 Objectifsdudispositifàpoursuivre
Ledéveloppementde la filièrephotovoltaïques?effectueactuellementdans lecadred?undispositif
desoutienprévoyantdeux typesdemécanismessuivant lapuissancedes installations:des tarifs
d?achatde l?électricitépour lespluspetites installationsetdesappelsd?offrespour les installations
de puissance supérieure à 100kWc. Ce dispositif permet au producteur de se faire acheter soit
l?intégralitédesonélectricité(venteentotalité)soituniquementl?électricitéqu?iln?apasconsommée
(ventedusurplus). L?autoconsommation / autoproductionestdoncdéjàpermisedans le cadredu
dispositifdesoutienactuelmêmesiellen?estpassoutenuespécifiquemententantquetelle.
Par conséquent, modifier le dispositif de soutien actuel au photovoltaïque en vue de soutenir
l?autoconsommation / autoproduction devra d?une part s?inscrire dans le cadre de la politique
publique de soutien à la filière, en contribuant à la réalisation de son objectif dans lesmeilleures
conditions possibles et en permettant aux pouvoirs publics de piloter et de maîtriser le
développementduparc. Il devrad?autrepart s?accompagnerde la recherched?unbénéficeglobal
pourlacollectivitéenfavorisantl'intégrationduphotovoltaïqueausystèmeélectrique.
Quel quesoit ledispositif desoutien qui seramisenplace, il devraêtre conformeauxnouvelles
lignesdirectricesdelaCommissioneuropéenne,adoptéesle9avril2014,encadrantlesaidesd?Etat
àlaprotectiondel?environnementetàl?énergieetquiprévoientnotammentuneobligationdevente
surlemarchédel?électricitéproduiteàcompterdu1erjanvier2016pourlesinstallationsdeplusde
500kWc. Le dispositif qui sera mis en place devrait par conséquent commencer à intégrer une
logiquedemarchécomptetenudesenjeuxliésàl?intégrationdesénergiesrenouvelablesaumarché
de l?électricité, rappelésdans lecadrede laconsultationnationalesur l?évolutiondesmécanismes
desoutienmenéefin2013/début2014.
S?agissantdesubventions,quelquesoit lemodèlederémunérationquiaccompagneraledispositif
desoutienquiseramisenplace,ildevraprocurerunerentabiliténormaledescapitauxinvestissur
laduréedeviedesinstallations.Lemodèlederémunérationainsiquelesdispositionscontractuelles
quiendécouleront,notammentladuréedescontratsd?achatet leursmodalitésderupturedevront
tenircomptedecetaspect.
Il devra par ailleurs s?inscrire dans un cadre simple, lisible, opérationnel, efficace et adapté aux
différents profils d?autoconsommateurs / autoproducteurs, assurant de la visibilité aux acteurs et
permettant de sécuriser les flux financiers liés au mode de rémunération en vue de rendre les
installationsfinançables.
Enfin, les dispositifs de soutien à l?autoconsommation / autoproduction qui seront mis en place
devrontpouvoircoexisteravecledispositifdesoutienactuelpendantunephaseexpérimentale,ce
qui permettra d?en tirer les enseignements, et ce, afin de laisser de la visibilité aux acteurs de la
filière. A terme, la substitution du mécanisme actuel par un mécanisme de soutien dédié à
l?autoconsommation/autoproductionnefaitpasconsensus.Néanmoins,maintenirpourunsegment
donné deux dispositifs concurrents (par exemple un dispositif de tarif d?achat et un dispositif de
soutienàl?autoconsommation/autoproduction)donneraitdespossibilitésd?arbitrageéconomiqueet
annuleraitleseffetsbénéfiquesdelamiseenplaced?unteldispositifspécifique.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.2 Rappel des enjeux d?un soutien à l?autoconsommation /
autoproduction
Si l?autoconsommation / autoproduction pose des questions d?ordre juridique, contractuelle ou
encore régulatoire, les enjeux qui y sont liés portent avant tout sur les aspects physiques qu?elle
recouvre(impactsur lesréseaux,adéquationproductionconsommation,valeurajoutéeduservice,
etc.).
Les effets physiques de l?autoconsommation / autoproduction sont complexes à évaluer mais
peuventêtrebénéfiquessicelleciconduitàréduirelespointesd?injection(parrapportàlasituation
actuelle)etlespointesdesoutirage.
Ainsi,nonobstant lasituationdesurcapacitédeproductionactuelledumarchéde l?électricité, tout
dispositifdesoutienàl?autoconsommation/autoproductiondevraviserunemeilleureintégrationau
réseau de l?électricité produite, en réduisant les pointes d?injection et en incitant à une bonne
localisation et un bon dimensionnement des installations, et devra prendre en compte les enjeux
d?efficacitéénergétiqueetdemaîtrisedelademande.
Ledispositifdesoutienquiseramisenplacedevraparailleurspermettrederépondreauxenjeuxde
sécuritédesbiensetdespersonnesetdesûretéd?approvisionnement identifiésdans lecadredu
groupe de travail. Ces enjeux doivent être pris en compte, que ce soit au niveau des
consommateurs,desinstallateursoudesgestionnairesderéseauxetquelsquesoientlesdispositifs
qui seront mis en place. Sur le plan de la sécurité du bâti, les installations doivent respecter la
structuredechaquebâtimentetrépondreàdesexigencesdesolidité,dequalitéetdepérennitédes
ouvrages et de sécurité des biens et des personnes. Sur le plan de la sécurité électrique, les
installationsdoiventêtredéclaréesauprèsdugestionnaireduréseaupublicetrespecterlesnormes
applicables et les opérations de contrôles prévues par la réglementation. La maintenance des
installationsdoitégalementêtreaminimaencouragéeafindeprévenirlesrisquesdesinistres.
Danslecontexteréglementaireactuel,l?autoconsommation/autoproduction induitdestransfertsde
charges entre autoconsommateurs / autoproducteurs et consommateurs et des réductions de
recettespour certainescontributionset taxes.Ces transfertsdechargesportent sur la couverture
descoûtsdesréseauxélectriques,desénergiesrenouvelablesetde lapéréquation(CSPE),etde
certainestaxes.Parconséquent,lamiseenplaced?undispositifdesoutienàl?autoconsommation/
autoproductiondevraviseràréduiretoutoupartiedeceseffetsainsiquelessubventionsimplicites
associées(ouleurmitigationsicelaestopportun(casdesréflexionsquipourraientêtremenéessur
la tarification des réseaux ou sur la fiscalité)).Elle repose toutefois par principe sur l?acceptation
préalabledecestransfertsetréductionsderecettes.
VII.3 Architecturedudispositif
Legroupedetravails?estaccordésurlefaitqu?undispositifdesoutiencommunàtouslessegments
et profils d?autoconsommateurs / autoproducteur n?était pas envisageable compte tenu des
différencesexistantentrecesderniers.Eneffet,ladiversitédessituationsdesautoconsommateurs/
autoproducteurspotentielsse traduitaussibienen termesdeprofilsdeconsommation(résidentiel
versus tertiaire/industriel), de puissance des installations concernées, que d?implantation
(ensoleillementdesrégions,capacitésd'accueilduréseau,coûtde laproductiond?électricité,etc.)
oudetypesd?acteurs(PME,particuliers,artisans,agriculteurs,etc.).
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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VII.3.1 Sitesnonraccordésauréseaupublicd?électricité
Pardéfinition,lessitesdeconsommationnonraccordésauréseaupublicd?électricitéconstituentun
modèle d?autoconsommation / autoproduction «autarcique» en ne soutirant aucune énergie
extérieure.
Ces sites ne doivent pas faire l?objet d?un dispositif spécifique mais être simplement
encadréscommetouteinstallationdeproductiond?électricitéd?unpointdevuedelasécurité
desbiensetdespersonnes.
Cessitesnefaisantpas l?objetd?uncontrôlede lasécuritédes installationsà l?heureactuelle,une
démarchevolontaireauprèsduConsuelpourraitêtreencouragée.
VII.3.2 Secteurrésidentielindividuel(horsZNI)
Dans le résidentiel diffus, les profils de consommation et de production sont en général
naturellementpeusynchrones,etletauxd?autoconsommationnaturelleauniveaudubâtimentpeut
être trèsvariableen fonction,principalement,de lapuissancede l?installationdeproduction:pour
desinstallationssolairesdel?ordredukWc(oudepuissanceinférieure),letauxd?autoconsommation
peutêtreélevéetl?installationpeutêtrerentablegrâceauxseuleséconomiesdefactures;pourdes
installationsdeplusieurskWc(3à6),letauxd?autoconsommationestengénéralpeuélevé(estimé
aux alentours de 30 à 45%). Dans ce dernier cas, les contraintes d?injection peuvent être
importantes,ets?accompagnentrarementd?unebaisseparallèledelapuissancesoutiréeduréseau.
Legroupedetravails?estaccordésurlanécessitéd?encadreretd?accompagnerledéveloppement
de l?autoconsommation / autoproduction sur ce segment en priorité sous l?angle des enjeux de
sécurité.Cesenjeuxrecouvrentautantlesquestionsdesécuritédesbiensetdespersonnes,liésà
laconnaissanceet ladéclarationdesinstallations,quelesaspectsdequalitédesoffresproposées
auxparticuliers (risques liésà lamisesur lemarchédeproduitsdéfectueuxoumaldimensionnés
par rapport aux besoins des particuliers ou à des pratiques parfois frauduleuses de vente et
d?installationdepanneauxphotovoltaïques).Donnerunstatutauxparticuliersautoconsommateurs/
autoproducteursdevraitpermettredecirconscrirel?ensembledecesrisques.
Ainsi,legroupedetravailpréconiseaminimapourcesecteurlerespectdesnormesetdes
règlesdel?artenvigueurentermesdesécurité,deconstruction,deconformitéélectriquedes
installations, de qualification des entreprises de conception/installation/maintenance ou
encore d?assurabilité des installations. Ilpréconiseenparticulier l?obligationdedéclarationdes
installations photovoltaïques et le respect des procédures de raccordement (avec ou sans
proposition techniqueet financièreselon lapuissancedes installations), y comprispourcellesqui
seraientraccordéesenavaldupointdelivraison.
La définition et lamise en place d?un dispositif de soutien à l?autoconsommation / autoproduction
dans lesecteurrésidentiel individuelnefaitpasconsensusauseindugroupedetravail.Troiscas
semblentdevoirêtredistingués:
? le cas des petites installations de faible puissance, situées sur lesmaisons individuelles,
dont le dimensionnement permet a priori d?atteindre un taux d?autoconsommation élevé
(nonobstant les périodes où les occupants sont absents) et dont la rentabilité repose
principalement sur la facture économisée. Au regard de cette rentabilité, il ne semble pas
nécessaire de mettre en place un système spécifique de rémunération complémentaire qui
s?avèrerait de plus complexe à définir et difficile à appréhender pour les particuliers.Pour ce
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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type d?installations, le groupe de travail recommande la définition d?une prestation de
service globale standardisée (éventuellement labellisée) qui ferait référence et qui
couvrirait notamment les aspects de bon dimensionnement des installations, de leur
qualité,deleurmontageetmaintenanceainsiquelesexigencesentermesdedéclaration
des installations. Les contours d?une telle prestation devront être définis en lien avec le
CONSUEL, la profession et les représentants des particuliers et l?opportunité de prévoir des
aidespoursamiseenoeuvreétudiée;
? le cas des installations d?une puissance de l?ordre de quelques kWc situées sur des
bâtiments individuels dont la production peut plus facilement dépasser la consommation en
journée. Dans ce cas, l?instauration d?un mode de soutien spécifique à l?autoconsommation /
autoproduction ne fait pas consensus au sein du groupe de travail. Elle semble complexe
comptetenudelafaiblesynchronisationdescourbesdeproductionetdeconsommationetdela
diversité des situations possibles. Un dispositif de soutien de type «vente en totalité» de
l?électricité produite (tel que le système d?obligation d?achat actuel) semble à court terme,
notammentparsasimplicité,plusadapté.
? lecasdesinstallationsdepuissanceplusimportantesituéessurdesbâtimentscollectifs.
Ces derniers entrent alors dans le champ des «îlots urbains» et sont traités dans ce
cadre.
Cespropositionsvisentlecourttermeauregarddescoûtsactuelsdeproductionduphotovoltaïque
et des prix de vente TTC de l?électricité. Lorsque la «parité réseau» aura été atteinte pour ce
secteur,desréflexionsdevrontêtreengagéessur l?opportunitédemaintenir les tarifsd?achatpour
cesdifférentescatégories.
Deplus,demanièregénérale,desréflexionssurlesmoyensderéduirelespointesd?injectionetpar
conséquentderéduirelescoûtsderaccordementdesinstallationspourraientêtremenées.
VII.3.3 «Ilotsurbains»:bâtimentscollectifs,groupesdebâtimentsouquartiers
Lanotiond?«ilotsurbains»recouvreunprinciped?optimisation localedesquantitésconsommées
ou injectéesdans leréseauparunecompensationdesdéficitsdeproductionetdeconsommation
entrebâtimentssituésàproximité(sorted?autoconsommationàl?échelled?unquartier).
La définition d?un dispositif de soutien de l?autoconsommation / autoproduction dans ces
«îlots»nécessitedesréflexionscomplémentaires.
Eneffet,audelàdesaspectscontractuelsetcommerciauxquidevrontêtreaffinés,ilestnécessaire
de bien identifier les situations où de la valeur ajoutée est créée par rapport au simple effet du
foisonnementdesproductionsetdesconsommationsentresites(cf.pointsII.5.1etIII.2).
Deux types d?actions créant cette valeur ajoutée sont envisageables, aucune mesure précise
associéen?ayantétéétudiéedanslecadredecegroupedetravail:
desactionsdeplanificationvisantàoptimiserledimensionnementdesinstallationsdeproduction
enfonctionduréseauélectriqueetdelademande,quisontàlamaindespouvoirspublics;
desactionsetinitiativesquifontappelpluslargementauxconsommateursetproducteurslocauxet
quivisentparlepilotagedel?offreetdelademandeàoptimiserlocalementlesfluxd?électricitéen
allantaudelàdecequepermetlesimplefoisonnement.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Une rémunération pourrait être prévue si de telles actions étaient entreprises et apportaient un
bénéficeà lacollectivité(réductiongarantiedansladuréedespointesd?injectionet/oudespointes
desoutirageaumomentoù la consommationest la plus forteauniveauduposte susceptiblede
retarder le besoin de renforcement de ce poste essentiellement). Cette rémunération devrait être
définie en fonction des gains effectivement réalisés, nécessitant l?instruction et lamise en oeuvre
d?undispositifderégulations?assurantquelerapportcoût/bénéficespourlacollectivitéestpositif.
Cesgainspourraientêtrereversésàceuxquiontpermisdelesdégager.
Quelles que soient les mesures précitées, la question de l?échelle de leur application devra être
étudiée (aval d?un poste de livraison, aval d?un poste HTA/BT, quartiers, zones industrielles ou
commerciales,territoired?unecollectivitéoud?ungroupementdecollectivité)danslamesureoùelle
est un facteur indispensable d?optimisation locale du réseau par une mesure plus fine des
consommationsetd?intégrationdesénergiesrenouvelables.
Ces problématiques sont complexes et leur étude précise est nécessaire. Des réflexions
complémentaires pourraient être menées au travers d?une expérimentation (éventuellement
l?expérimentation d?un service de flexibilité local sur des portions de réseau public de
distributiond?électricitéprévuepar leprojetde loi relatifà la transitionénergétiquepour la
croissanceverte).
Cette expérimentation viserait à identifier les conditions dans lesquelles un tel modèle permet
d?optimiser les flux d?électricité à une échelle pertinente (bâtiment, groupe de bâtiments, quartier,
etc.), tout en réduisant les contraintes d?injection et les puissances souscrites et en créant de la
valeur ajoutée additionnelle pour la collectivité par rapport aux modèles actuels (notamment au
simplefoisonnement).Elledevraitégalementpermettredetraiterlesquestionsjuridiquesliéesàce
modèle (alimentation des parties communes d?un bâtiment collectif, question de la location des
locaux, etc.) et d?identifier quel acteur économique pourra s?engager sur les mesures
susmentionnéesd?améliorationdel?adéquationoffredemandeetderéductiondescoûtsderéseau
etsurleurpérennité.
VII.3.4 Secteurstertiaireetindustriel
Les segments des activités tertiaires et industrielles (au sens large: industrie, agroalimentaire,
logistique,agriculture,etc.)sontceuxoùlesprofilsdeconsommationetdeproductionpeuventêtre
lesplussynchronesnotammentgrâceàdeschargesimportantespendantlajournée(climatisation,
bureautique, groupes froids, etc.) voire à des capacités de stockage liées à l?activité du site
(frigorifique, chauffage, etc.), capables d?absorber la production photovoltaïque par exemple. Le
soutienaudéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionyparaîtdoncpertinentd?unpoint
de vue énergétique et alors nécessaire sur le plan économique au regard des difficultés de
rentabilitépourcesinstallationscomptetenudesprixactuelsdel?électricitéetdestarifsréglementés
devente.
Ainsi,ledispositifdesoutienquipourraitêtremisenplacepourcesegmentdevradanstous
lescascomprendreunerémunérationcomplémentaire,detypeprimepréférentiellement.Ce
dispositif devra par ailleurs tenir compte de la diversité des acteurs de ces segments, qui
peuventglobalementêtredivisésendeuxgroupes:lesinstallationsdepuissancesupérieure
à100kWcetlesinstallationsdepuissanceinférieureàceseuil.
Ce dispositif devra également intégrer des exigences techniques permettant d?assurer la sécurité
despersonnesetdesbiensetlaréalisationd?ouvragesdequalité.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Installationsdepuissancesupérieureà100kWc
Pour ces installations, le soutien à l?autoconsommation / autoproduction pourrait dans un premier
temps prendre la forme d?une expérimentation sous la forme d?un appel à projets. Elle devrait
permettrede tirer lesenseignementsdedifférentessolutionsà testeret qui pourraient conduireà
termeàfaireévoluerlecadreréglementairedesoutienauphotovoltaïque.Unetelleexpérimentation
devra être facile d?accès (afin de permettre au plus grand nombre d?y participer) et prendre en
compteconcrètementlesenjeuxtechniquesdel?autoconsommation/autoproductionainsiqueses
enjeuxfinanciers,juridiques,économiques,defaisabilitéoumêmetechnologiques.Lesrésultatsde
cetappelàprojetset lesenseignements tirésdesprojetssoutenuspourraientpermettred'évaluer
l'opportunité de pérenniser voire de généraliser un tel dispositif de soutien à l'ensemble de ce
secteuretd'enaffinerlesmodalités.
Undispositifd?appelàprojetsdédiépourraitainsiêtreprivilégiépourcesegment,reposantsurun
systèmedeprimecomplémentairederémunération,quiprendraitlaformesuivante:
Prime=AxQuantitéautoproduite+BxQuantitéinjectéeCxPm
Danscedispositif,lescoefficientsAetBpourraientrésulterdelamiseenconcurrencevial'appelà
projets (d?autres critères de sélection pouvant être introduits), le coefficientB pouvant par ailleurs
êtrefixéenfonctionducoefficientApoursimplifier laprocédureetdéfinidefaçonàminimiser les
effets«antiMDE»et lesdéplacementsdeconsommation lorsqueceuxcinesontpasbénéfiques
pourlesystèmeélectriqueglobal(cf.chapitreV).
Cette expérimentation pourrait également permettre d?évaluer le comportement des
autoconsommateurs/autoproducteursfaceauxsignauxprixquileurserontadressés,enassociant
le terme B à une rémunération complémentaire à la vente sur le marché des excédents de
production.
Le coefficient C pourrait être fixé préalablement dans les dispositions de l?appel à projets, pour
refléter par exemple, l?écart entre la participation de l?autoconsommateur / autoproducteur à son
raccordementetlescoûtscompletsderéseauxinduits,audelàdelasimpleliaisonderaccordement
oumêmedesonextensionéventuelle.Unmontantplusélevépourraitégalementêtreenvisagépour
mieuxdifférencieretsélectionnerlesmeilleursprojetsendissuadantdemanièrepluscertaineceux
risquantd?induiredescoûtsderéseau importants.Lapriseencomptedesenjeuxdepuissanceà
l'injectionpourraitégalements?effectuervialesmesuresalternativesexposéesaupointVI.4.L'appel
àprojetspourraitainsipermettredelesexpérimenterpourenmesurerlesbénéfices.
La durée des contrats qui résulteraient d?un tel appel à projets devrait tenir compte de l?évolution
prévisibledesprixdemarchéetdesprixdeventedel?électricitéetdelaproblématiqueducoûtde
financementdesprojets.
Installationsdepuissanceinférieureà100kWc
Pourcesinstallations,undispositifdesoutiendel?autoconsommation/autoproductionsouslaforme
d?appelàprojetsoud?appeld?offresaétéjugémoinsadapté.Pourcesinstallations,ledispositifde
soutiensedoitd?êtrefacileàappréhenderetàmettreenoeuvre.
Un dispositif de soutien expérimental pourrait donc être instauré, pour un volume limité, via une
primecomplémentairederémunérationdanslecadredecontratd?achatsouslaformesuivante:
Prime=AxQautoproduite+TxQinjectée[CxPm]
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Enfonctiondesrésultatsdecetteexpérimentationetde l?appelàprojetsquipourraientêtremené
pourlesinstallationsdeplusgrandetaille,lesparamètrespourraientêtreaffinésdanslecadred?une
éventuellegénéralisationdudispositif.
Dansl?hypothèseoùletermeCseraitfixéàzéro, lesenjeuxdepuissanceinjectéedevraientalors
êtretraitésgrâceàdesmesuresalternativestellesquecellesdétailléesaupointVI.4.
Amoyenterme,suivantlesrésultatsdecetteexpérimentation,desréflexionsdevrontégalementêtre
engagéessurl?opportunitédemaintenirlestarifsd?achatpourcesinstallations.
VII.3.5 Zonesnoninterconnectées(ZNI)
Les ZNI présentent des enjeux importants en termes de coûts de production et de flexibilité du
système électrique, notamment au regard de la limite d?insertion de nouvelles capacités
intermittentes par le seuil d?injection de 30% de la puissance appelée à tout instant. Par
conséquent,lesoutiendel?autoconsommation/autoproductionestpertinentdanscesterritoires,via
un dispositif y alliant des mesures de flexibilité (stockage,mesures «MDE», etc.) permettant de
répondreàcesenjeux.
Installationsdepuissancesupérieureà100kWchorsrésidentieldiffus
Ledispositifdesoutienactuelàlafilièrephotovoltaïqueprévoitdéjàactuellementdesappels
d?offres dans ces territoires pour les installations de puissance supérieure à 250kWc. Ce
dispositif pourrait être étendu à des lots spécifiques d?installations répondant au modèle
d'autoconsommation/autoproductionàpartird?unepuissancede100kWc,permettantunemise
en oeuvre rapide, et qui devraient permettre de soutenir le développement et la maturation de
mesuresdemaîtrisedel?énergie(MDE)etdeflexibilitédusystèmeélectrique:
? obligationdecouplerl?autoconsommation/autoproductionàdesmesuresde«MDE»tellesque
deschauffeeauxsolaires,stockagedefroid,etc.);
? incitation au couplage d'une consommation au moment de la production photovoltaïque
(véhiculesélectriquesparexemple);
? améliorationetcompétitivitédesdispositifsdestockage;
? mesuresalternativestellesquecellesmentionnéesaupointVI.4.
Pourcesinstallations,ledispositifdesoutienpourraitprendrelaformed?uneprimecomplémentaire
derémunération,danslecadredecontratsd?achat,souslaformesuivante:
Prime=AxQautoproduite+BxQinjectée[CxPm]
Dans ce système, compte tenu des conditions complémentaires à l?autoconsommation
/autoproduction mises en place (lissage ou stockage de la production, limitation de la puissance
injectée,mesures de «MDE», etc.), le coefficientC pourrait être pris égal à 0 et le coefficientB
pourraitêtreréguléetprésenterunevaleurfaible, légèrementsupérieureaucoefficientA,avecun
calagedescoefficientspermettantunerémunérationnormaledescapitaux.
La durée des contrats qui résulteraient de tels appels d?offres devrait tenir compte de l?évolution
prévisibledescoûtsdeproductionetdesprixdeventedel?électricitéetdelaproblématiqueducoût
definancementdesprojets.Deplus,ledispositifdevraitêtreconditionnéàlamiseàdispositiondu
gestionnairedusystèmedeservicesdeflexibilitécontribuantàsastabilité.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
80/94
Installationsdepuissanceinférieureà100kWcetrésidentieldiffus
Pourlesinstallationsdepuissanceinférieureà100kWc,desréflexionscomplémentairessur
le mécanisme de soutien à mettre en place pour favoriser l?autoconsommation /
autoproductionpourraientêtremenéesauseindugroupedetravailZNI.Lespistesderéflexion
sontactuellementlessuivantes:
? intégrerladimension«maîtrisedel?énergie»dansledispositifdesoutien;
? finaliser un cahier des charges technique avec EDF SEI (définition des services réseau,
approfondissement des différents modèles technicoéconomiques : avec ou sans stockage,
stockagecentraliséoudécentralisé?);
? progresserdans l?analysecoûts/bénéficescollectifsavec l?analysedescoûtsdeproductiondes
mixparZNI;
? encadrer les initiatives locales d?autoconsommation / autoproductionpourpréserver la sécurité
desbiens,despersonnesetdusystèmeélectrique;
? trouverunmécanismedemaîtrisedesvolumesd?installationsinférieuresà100kWcéligiblesau
dispositifdesoutien;
? étendrelesdispositionsdud)du2°del?articleL.1217ducodedel?énergieauxinstallationsen
autoconsommation/autoproduction.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
81/94
VII.3.6 Schémarécapitulatifdudispositifdesoutien
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
82/94
VII.4 Miseenoeuvredudispositif
Lesexpérimentationsetdispositifspréconisésdevrontpermettredemesurerensituationréelle les
enjeuxetproblématiquesmisenexergueparlegroupedetravailetd?évaluerlessolutionseffectives
à mettre en place. A partir de ces éléments et suivant les besoins, des mesures «correctives»
pourrontêtreélaboréestantsurlesaspectstechniquesqu?administratifs,juridiquesetéconomiques.
De manière plus précise, les suites qui pourront être données aux travaux du groupe sont les
suivantes.
I. Concernantlesinstallationsphotovoltaïquesdusecteurrésidentieldiffus,lestravauxultérieurs
quiserontmenésdevrontportersur:
1. l?élaborationou larévision/adaptationdesprestationsderéférence,normesoustandardsde
qualité que les petites installations en autoconsommation /autoproduction devront respecter
afinderépondreauxproblématiquesdesécuritédesbiensetdespersonnes,dequalitéetde
pérennitédesouvrages,d?assurabilitéetdesûretédusystèmeélectrique;
2. le lancementderéflexionsen lienavec lesgestionnairesderéseaux, les représentantsdes
particuliersetlesreprésentantsdelaprofessionsurlesbonnespratiquesàmettreenoeuvre
qui pourraient permettre aux particuliers de réduire leur puissance injectée et les coûts de
raccordementdeleursinstallations;
3. le lancement de réflexions, lorsque la «parité réseau» sera atteinte pour ce segment, sur
l?opportunitédemaintenirlestarifsd?achat.
II. Concernant les installations de puissance inférieure à 100kVA hors secteur résidentiel, pour
lesquelles le dispositif de soutien préconisé prendrait la forme d?une prime à
l?autoconsommation/autoproduction,lestravauxàmenerdevrontportersurl?élaborationdela
réglementation et les exigences techniques associées à ce dispositif, sur le calage des
paramètresA,BetC,leschémadecomptageassocié,l?encadrementdespointesd?injectionet
sur le volume dédié. Ces réflexions pourront être menées d?ici fin 2014 dans le cadre d?un
groupedetravailrestreintassociantl?administration,laprofession,lesgestionnairesderéseaux
et l?acheteurobligéafind?aboutirdébut2015à lamiseenplacedecedispositifexpérimental.
Deplus,àmoyenterme,suivantlesrésultatsdel?expérimentationetdel?atteintedela«parité
réseau»pourcesecteur,desréflexionspourrontégalementêtreengagéessurl?opportunitéde
maintenirlestarifsd?achatpourcesinstallations.
III. Concernant les installationsdepuissancesupérieureà100kVA,etéventuellement les«îlots
urbains»sicesderniersnesontpastraitésdanslecadredel?expérimentationd?unservicede
flexibilitélocalsurdesportionsderéseaupublicdedistributiond?électricitéprévueparleprojet
deloirelatifàlatransitionénergétiquepourlacroissanceverte,undispositifd?appelàprojets,
lancé par l?Etat, éventuellement appuyé par l?ADEME est préconisé. Un groupe de travail
pourraitêtremisenplaceafindedéfinird?icilafindel?annéelesconditionsgénéralesd?untel
appelàprojets:segments,volumes,modalitésdelancement,installationsvisées,dispositions
techniques associées (dont le comptage et les traitements associés),méthode et critères de
sélectiondesprojets,critèresquiserontsuivis,etc.Cetappelàprojetdevraitégalement tenir
compte des bonnes pratiques mises en oeuvre au niveau régional et qui devraient être
recensées.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
83/94
Cetappelàprojetsdevraprendreencompte ladiversitédesconfigurationsquipourrontêtre
rencontréesen termes de typologies d?installations (bâtiment collectif, groupement de
bâtiments,échelled?unquartier,zones industrielles,d?activités,etc.),detailledes installations
et éventuellement d?implantation géographique. Il devra présenter un volume suffisamment
important pour permettre une représentativité des projets qui seront retenus et un retour
d?expérience enrichissant sans toutefois impacter le développement des installations qui ne
seraientpasretenuesdanscetappelàprojets.Soncalendrierdelancementseraàdéfinirdans
lecadredugroupedetravailsusmentionnéetdevraaprioritenircomptedel?avancementdela
miseenplacedel?expérimentationprévueparleprojetdeloirelatifàlatransitionénergétique
pourlacroissanceverte.
IV. Concernant les installationssituéesdans lesZNI,desréflexionspourrontêtreengagéespour
intégrer l?autoconsommation / autoproduction dans les cahiers des charges des prochains
appelsd?offresphotovoltaïquespourlesinstallationsdepuissancesupérieureà100kWc.Pour
les installations de puissance inférieure à 100kWc, des réflexions complémentaires pourront
êtremenéesdanslecadreduGTZNIetprendreencomptelesrecommandationsduprésent
rapport.
V. Demanière plus générale, une réflexion sur l?opportunité de faire évoluer àmoyen terme le
modèletarifaireduTURPEpourraitêtreengagée,sousl?égidedelaCommissionderégulation
del?énergie.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
84/94
Annexes
Annexe1:Compositiondugroupedetravail
Annexe 2: Programme de travail et thématiques abordéespar le groupede
travail
Annexe3:Contributionsécritesdesmembresdugroupedetravail
Annexe4:RecommandationsdugroupedetravailZNI
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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ANNEXE1
COMPOSITIONDUGROUPEDETRAVAIL
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
86/94
Compositiondugroupedetravail
Représentantsdespouvoirspublics
? Agencedel'EnvironnementetdelaMaîtrisedel'Energie
? Commissariatgénéralàlastratégieetàlaprospective
? CommissiondeRégulationdel?Energie
? Ministère de l?écologie, du développement durable et de l?énergie ? Direction générale de
l?énergieetduclimat
? Ministère des finances et des comptes publics et Ministère de l'économie, du redressement
productifetdunumériqueDirectiongénéraleduTrésor,Directiongénéraledelacompétitivité,
del?industrieetdesservicesetDirectiongénéraledelaconcurrence,delaconsommationetde
larépressiondesfraudes
? MinistèredesOutreMer
Gestionnairesderéseauxetacheteursobligés
? Association Nationale des Régies de service public et des Organismes constitués par les
Collectivitéslocales?ANROC
? EDF?Directiondel?optimisationamontavaltradinget
? EDFSystèmesélectriquesinsulaires
? ERDF
? FédérationNationaledesSociétésd?IntérêtCollectifAgricoled?Electricité?FNSICAE
? RTE
? Unionnationaledesentrepriseslocalesdel?électricitéetdugaz?UNELEG
Acteursdel?électricitéetdesénergiesrenouvelables
? ANODE
? CONSUEL
? EDF
? E.ON
? GDFSuez
? OfficeFrancoAllemanddesEnergiesRenouvelables?OFAENR
? SaintGobain
? SolaireDirect
? TOTAL
? UnionFrançaisedel?Electricité?UFE
Syndicatsprofessionnels
? AssociationFrançaisedesProfessionnelsduPetitÉolien?AFPPE
? CLER
? ENERPLAN
? HESPUL
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87/94
? FranceHydroElectricité
? Groupementdesmétiersduphotovoltaïquede laFédérationFrançaiseduBâtiment?GMPV
FFB
? GroupementdesParticuliersProducteursd'ElectricitéPhotovoltaïque?GPPEP
? SyndicatdesEnergiesRenouvelables?SER
? SyndicatdesEntreprisesdegénieélectriqueetclimatique?SERCE
? Syndicatdupetitéolien?SYPEO
Acteursdustockagedel?électricitéetdelagestiondessystèmesélectriques
? ALSTOM
? Associationtechniqueénergieenvironnement?ATEE
? GroupementdesIndustriesdel?équipementélectrique?GIMELEC
? SAFT
? SchneiderElectric
Organismesderecherche
? CentreScientifiqueetTechniqueduBâtiment?CSTB
? Institutnationaldel?énergiesolaire?INES
Pôlesdecompétitivité
? Capenergies
? DERBI
Acteursdufinancement
? BanquePopulaireCaissed?Epargne?BCPE
? BanquePubliqued?Investissement?BPI
? Caissedesdépôtsetconsignations
? LumoFrance
Collectivitéslocales
? AssociationAMORCE
? AssociationdesRégionsdeFrance?ARF
? Fédérationnationaledescollectivitésconcédantesetrégies?FNCCR
? RéseauPUREAVENIR
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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ANNEXE2
PROGRAMMEDETRAVAILETTHEMATIQUESABORDEESPARLE
GROUPE
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
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Programmeetthématiquesdugroupedetravail
Réuniondu7décembre2013?Réuniondelancement
Réuniondu8 janvier 2014? Autoconsommation / autoproductionet systèmes électriques:
étatdeslieux,opportunitésetdéfis
? Quelledéfinitiondel?autoconsommation/autoproduction?
? Opportunités et défis de l?autoconsommation / autoproduction pour le réseau électrique et le
systèmeélectrique
? Impactdudéveloppementdel?autoconsommation/autoproductionetdustockagesurlepilotage
duréseauetlesystèmeélectrique(enpuissanceetenénergie)
? CasspécifiquedelaCorseetdesDOM
? Impactsurlescoûtsderéseau(analyseenpuissanceetenénergie)?Sontilsréduits,inchangés
ouaugmentés?
? Quellesdistinctionsentresituationd?autoconsommation/autoproductionchezleparticulier,dans
letertiaire,l?industrieletlelocal?
? Conséquencesdudéveloppementdustockage(résidentiel/tertiaire)surleréseauélectrique
? Commentmaximiserleprofildeconsommationetceluidelaproduction?
Réuniondu22janvier2014?Présentationsdesexpériencesétrangères
Réuniondu5février2014
1. Présentationdecasd?écoledesystèmesd?autoconsommation/autoproduction
2. Impact de l?autoconsommation/autoproduction sur le financement des taxes, de la
CSPEetdesréseaux
? Impact de l?autoconsommation / autoproduction sur l?assiette et le taux des prélèvements
finançant le réseau (TURPE), lesENR (CSPE), les taxes locales, la participation aux services
systèmes
? Transfert des coûts de réseau entre les autoconsommateurs/autoproducteurs et les autres ?
analysepuissance/énergie
? Commentfinancerlescoûtsdusystèmeélectrique?
Réuniondu19février2014?Lestockageetdelamaîtrisedel?énergie?Lesenjeuxentermes
deR&Detd?innovation
? Lesdifférentestechnologiesdestockage:présentationmulticritère
o Technologiesetservicerendu
o Echelle:résidentiel,local,global
o Timetomarket
o Pertinenceéconomique
o LesenjeuxdeR&D
? Présentationsdesexpérimentationsencours:INES,NiceGrid,ATEE
? QueldimensionnementoptimalpourlesinstallationsPV?
o Intégrationaubâtiment
o Problématiquesdesécurité
o Modalitésdemiseenoeuvre
Réuniondu5mars2014?Réuniondepointd?étape
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
90/94
Réunions du 19 mars 2014 et du 2 avril 2014 ? Quel modèle économique pour
l?autoconsommation/autoproduction?
? Lemodèleéconomiqueactuel,enFranceetàl?étranger
? Impactdesdifférentsmodesdesoutienàl?autoconsommation/autoproduction(tarifd?achat,net
metering,aucunsoutienspécifique,etc.)
? Commentaccompagnerlatransitionaveclemodèleactuel?
? Quelmodèle d?intégration ausystèmeélectrique (servicessystèmes, stockage)? Analyseen
puissanceetenénergie
? Rappel de la clé de lecture: bâtiments résidentiels vs bâtiments tertiaires, industriels, voire
groupedebâtiments,systèmeslocaux?
? Quelsmodèleséconomiquespourréduirelesbesoinsdedéveloppementduréseauélectrique?
pourquellesapplications(sitesisolés?sitesdisposantd?unstockagecompétitifdetypefroidou
chaleur?),pourquelsegmentdemarché(résidentieloutertiaire)?Aquelleéchéance?
? Lesinitiativesdescollectivitéslocales
Réunion du 16 avril 2014 ? Quel cadre réglementaire et quel financement pour
l?autoconsommation/autoproduction?
? ProblématiquedelaGouvernance:articulationentrelocal,territorial,nationaletglobal
? Statut juridiqueet fiscalde l?autoconsommateur/autoproducteur: situationactuelleetévolutions
nécessaires
? Problématiquesassurantielles
? Problématiquesliéesàlasécurité
? Quellesévolutionsrèglementairesnécessaires?*
? Questiondelabancabilité,desrisquesetdescoûtsdegestion
? Lefinancementparticipatif
Réuniondu30avril2014?RéunionconsacréeaucasspécifiquedesZNI
Réunion du 7 mai 2014 ? Quel modèle économique pour l?autoconsommation/
autoproduction(suites)?
Réuniondu28mai2014 ?Modèleéconomiquede l?autoconsommation /autoproductionet
relecturedudocumentdesynthèse
Réuniondu9juillet2014?Réuniondesynthèse
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
91/94
ANNEXE3
CONTRIBUTIONSDESMEMBRESDUGROUPEDETRAVAIL
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
92/94
Contributions
? Association technique énergie environnement ? ATEE
? Groupement des métiers du photovoltaïque de la Fédération Française du Bâtiment ?
GMPV-FFB
? Groupement des Particuliers Producteurs d'Electricité Photovoltaïque ? GPPEP
? HESPUL
? Syndicat des énergies renouvelables
? Union Française de l?Electricité ? UFE
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
1
ATEE ? Association technique énergie environnement
47, Avenue LAPLACE ? 94117 ARCUEIL
Janvier 2014
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au
Groupe de travail « autoconsommation »
du Ministère de l?Ecologie, du Développement
Durable et de l?Energie
sur la filière « cogénération basse tension »
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
2
Contexte
Le groupe de travail « autoconsommation» qui a été lancé par le Ministère en charge de
l?énergie en décembre 2013, s?inscrit dans les objectifs clairement assignés par les Pouvoirs
publics en matière de systèmes énergétiques :
? maîtrise de la sécurité d?approvisionnement de la France,
? respect des impératifs européens du paquet Climat-Energie,
? maitrise de la consommation d?énergie.
Dans ce contexte, il a pour objet de mener une réflexion technique sur les enjeux (en termes
d?opportunités et de défis) de l?autoconsommation/autoproduction. Il s?agit également d?évaluer
l?impact de l?autoconsommation/autoproduction sur les réseaux électriques.
La présente note représente la contribution du Club Cogénération de l?ATEE à cette réflexion.
Quel intérêt représente la cogénération raccordée en basse tension et
fonctionnant en autoconsommation ?
On observe trios tendances fortes pour les systèmes énergétiques (chaleur/électricité) une
dynamique croissante de décentralisation, qui permet (i) d?améliorer l?efficacité
énergétique globale de ces systèmes par une production des énergies (chaleur, électricité) au
plus près des consommateurs finals, (ii) de limiter les pertes de transport et (iii) de sécuriser
l?approvisionnement électrique du consommateur. Cette dynamique se traduit notamment par la
démultiplication du nombre de petits producteurs grâce au développement de micro systèmes
autonomes : modules photovoltaïques, micro-éoliennes, micro-cogénération.
La seconde tendance correspond au déploiement de dispositifs interactifs incitant à une
réappropriation de la question énergétique par les consommateurs finals via la mise
en oeuvre de réseaux de distribution intelligents.
La troisième et dernière tendance correspond à un développement de nouveaux usages
stationnaires de l?électricité (en complément des usages mobiles), et ce dans les différents
secteurs consommateurs : secteurs résidentiels collectifs et individuel, petite/moyenne industrie
et tertiaire. En particulier, la France présente une croissance forte et atypique des usages
thermosensibles : Le gradient de consommation est en effet passé de 1500 MW/°C en 1996 à
2400 MW/°C en 2013 (selon le dernier rapport publié par RTE le 23/01/2014), et continue de
progresser avec le recours aux Pompes à chaleur.
Dans un contexte de fort déploiement des productions intermittentes renouvelables, ces trois
tendances sont de nature à infléchir significativement la forme et les fonctionnalités des
systèmes électriques de demain et à favoriser des logiques d?autoconsommation (part de
la production d?énergie consommée par le site1 où elle est produite), voire d?autoproduction
(part de la consommation de l?énergie produite par le site, rapportée à la consommation totale
du site).
Dans ce contexte, les technologies de micro & mini cogénérations2 (dénommées
« cogénérations BT (basse tension) » dans le reste du document) représentent une
1 Le « site » consommateur et producteur peut représenter : un logement ou un ensemble de logements, des
immeubles de bureaux, une PME, un bâtiment administratif, etc.
2 Le segment des « micro & mini cogénérations », ou « cogénérations basse tension », se caractérise en
France par d?une part son niveau de puissance électrique (inférieur à 36 kVA pour la micro-cogénération et entre
36 et 250 kVA pour la mini-cogénération), et d?autre part son niveau de tension de raccordement en basse
tension (BTA ou BTB).
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
3
réponse adaptée à ces trois tendances, plus particulièrement lorsqu?elles sont
opérées en logique d?autoconsommation.
En effet, ces technologies associent les qualités d?une chaudière individuelle ou collective
performante à une production d?électricité totalement décentralisée, en apportant un triple3
bénéfice à la collectivité (et le consommateur final), sur les plans :
? Energétique, en réduisant les consommations de ressource primaire, la cogénération à haut
rendement (Ep>10%) étant promue par la Commission européenne, notamment dans la
Directive efficacité énergétique et la feuille de route de la DG TREN « Energy 2030 ». La
production autoconsommée de l?électricité et de la chaleur sur le site consommateur
permet de limiter au strict minimum les pertes de transport, de distribution et de
transformation (pour l?électricité) de ces énergies ;
? Des réseaux électriques, en sécurisant l?alimentation électrique des consommateurs finals
sur la boucle de distribution en en contribuant de façon efficace à l?effacement de la pointe
de consommation d?électricité avec une disponibilité élevée4 ;
? Economique, en réduisant les investissements dans les infrastructures électriques, gazières
et les moyens de production de pointe avec la réduction des pertes réseaux et l?effacement
de la pointe électrique.
Fort d?une filière professionnelle déjà présente en France, la cogénération basse tension (BT) se
développe largement à l?étranger avec des technologies matures (cf. Annexe 2). Elle est source
d?emplois non délocalisables dans ces pays, dans les différents domaines d?activités de la
filière : R&D, formation, conception, installation et maintenance, fabrication des unités.
La France a fait un effort conséquent au cours des 17 dernières années pour structurer, faire
émerger et maintenir une offre de cogénération de moyenne et grosses capacités (le parc
compte à ce jour 4,5 GW électriques de cogénérations de 1 MW à 125 MW industrielles et
climatiques, qui s?est développé à partir de 1997 pour un coût global d?environ 5 G¤). Ce
développement a été conduit dans la lignée des initiatives menées par nos voisins européens,
comme la Grande Bretagne et les Pays Bas (plusieurs milliers d?unités en service dans ces deux
pays) ou l?Allemagne (près de 30 000 unités de micro-cogénération installées).
Les produits ont largement prouvé leur faisabilité technique sur le marché Français, à l?issue de
nombreuses opérations de démonstration initiées en 2010 par GrDF et l?ADEME, mais aussi
plusieurs fournisseurs d?énergie, dans des conditions d?installation et d?exploitation comparables
à celles de chaudières utilisant les mêmes combustibles. En effet, la plupart de ces acteurs
commercialisent ou déploient également des chaudières individuelles et collectives, et disposent
donc de réseaux d?installateurs et de SAV appropriés.
D?autres perspectives d?avenir s?ouvrent aujourd?hui à la cogénération, avec le recours au
biométhane et aux huiles végétales dans les installations classiques, et le développement de
nouvelles technologies comme la biomasse, ou les Piles à combustible.
3 On peut même prendre en compte un quatrième bénéfice, environnemental cette fois, lié au fait que la
cogénération BT réduit significativement les émissions de GES en déplaçant les capacités de production de pointe
par thermique à flamme (charbon, fioul, gaz), impact qui est amplifié par l?utilisation de cogénérations alimentées
en biogaz, bois énergie ou huile végétale pure.
La cogénération pourrait à ce titre permettre à court terme de valoriser efficacement le surplus de production
d?origine renouvelable, grâce à l?injection dans les réseaux de gaz de biométhane ou d?hydrogène produits à partir
de ces énergies.
4 Cet avantage est conféré par le caractère thermosensible du parc de production d?électricité français, la
cogénération étant pilotée par les besoins de chaleur du site, qui sont concomitants des périodes de forte
demande électrique.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
4
Etat des lieux des technologies et conditions de soutien actuelles
Technologies mises en oeuvre et performances
Les différentes technologies de cogénérations BT couvrent toutes les plages de puissance et de
rendements. Cinq principales technologies sont présentes sur le marché, à un degré plus ou
moins grand de maturité, en partant des moteurs à combustion interne, très largement
déployés depuis 50 ans, aux piles à combustibles dont le développement est actuellement
surtout réalisé au Japon.
Le Tableau 1 présente les principales caractéristiques des différentes technologies. On
constate que les rendements de ces installations sont très élevés, ce qui fait de la micro-
cogénération base Stirling la technologie actuelle de production combinée de chaleur et
d?électricité la plus efficace.
Tableau 1: Technologies de cogénérations BT
Pour plus d?informations, on se référera également à l?Annexe 2.
Conditions actuelles de soutien de la filière cogénération BT
Les mécanismes d?incitation actuels pour le déploiement des cogénérations basse tension
reposent pour l?essentiel en France sur le mécanisme de l?obligation d?achat (tarif d?injection),
complété par un crédit d?impôt de 15% pour les installations de moins de 3 kW.
Ce mécanisme est porté par deux contrats types.
- Le contrat petites installations pour la plage de puissance de 0 à 36 kVA (BTA), mis en
oeuvre en 2001 ;
- Le contrat C13 (ou l?avenant C01), actualisé en novembre 2013, est applicable aux
cogénérations de puissances électriques inférieures à 12 MW, mais qui en pratique s?applique
aux seules installations de plus de 250 kVA en raison des contraintes de comptage et de
disponibilité qu?il impose.
NB : La rémunération du contrat « Petites installations », qui n?a pas été révisé depuis sa mise
en oeuvre en 2001, n?a jamais permis le développement d?un parc de micro-cogénérations car
aucun prémium n?est prévu par rapport aux tarifs de l?électricité.
Le : Modalités des mécanismes de soutien de la cogénération en FranceTableau 2 ci-après
récapitule les conditions d?application et de rémunération de ces deux contrats d?achat.
Technologie
Moteur à
combustion
interne (MCI)
Moteur Stirling
Moteur
Rankine
Turbines à
combustible
Pile à
combustible
Maturité ++++ +++ ++ ++++ +
Gamme de puissance en kW
électrique dans la plage BT
2-250 1-35 1-35 1-250 1-250
Combustible
GN-biogaz-
Huile végétale
GN-biogaz-
bois
GN-biogaz-
bois
GN-biogaz
Rendement global sur PCI (Ep)
75-90%
(10-20%)
95-98%
(15-25%)
90-95%
(10-23%)
75-90% (10-
20%)
85-90%
(20-30% de ?élec)
Prix (en k¤/kW) 1,5-3 10-15 10-25 3-5 5-15
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
5
Tableau 2 : Modalités des mécanismes de soutien de la cogénération en France
Compte tenu du niveau des tarifs domestiques de l?électricité proposés en France (tarif bleu à
environ 13 c¤/kWh), le modèle économique de l?autoconsommation n?est pas rentable
pour une installation qui consomme 60% de l?énergie produite pendant environ 2500 heures5.
La filière cogénération BT est naturellement adaptée à l?autoconsommation
L?autoconsommation est en effet totalement pertinente pour la cogénération basse tension, car
les unités sont toujours dimensionnées suivant le profil de besoins de chaleur
6
.
Sauf cas particuliers (serristes, logements collectifs), la production combinée d?électricité est
consommée par le bâtiment avec un taux d?autoconsommation élevé. Ce taux est d?autant plus
élevé que le ratio Chaleur/Electricité est contractuellement supérieur à 50% (condition du
contrat Pi).
La production simultanée d?électricité et de chaleur a particulièrement du sens en France en
raison de la forte sensibilité thermique des consommations d?électricité : c?est quand il fait froid
que le réseau électrique est le plus sollicité. La France est donc le pays où le service rendu par
cette technologie se régule naturellement.
Notons également que les matériels sont désormais totalement compatibles avec le smart home
: les installations se pilotent à distance, et même automatiquement en cas d?appel de puissance
par le gestionnaire de réseau (RTE).
5 Ces valeurs ont été établies sur un parc de 40 micro-cogénérations de 1 kW électrique, implantées en résidentiel
individuel.
6 Ce dimensionnement repose sur la courbe monotone des besoins de chaleur (puissances thermiques appelées
versus nombre d?heures sur l?année), et est donc réalisé dans une logique d?autoconsommation intégrale de la
chaleur produite par la machine, valorisée pour la production d?eau chaude sanitaire et les besoins de chauffage
du site.
< 36 kVA 36 kVA<P<250 kVA
Contrat d'achat petites
installations (Pi)
Contrat d'achat C13 (et avenant
C01)
Injection totale Oui (9 c¤HT/kWh) (1) oui (~13 c¤/kWh au 1/1/2014) (3)
Autoconsommation (AC)
avec revente du surplus
Oui (1) + effacement tarif TTC
pour l'énergie autoconsommée)
(~12 c¤/kWh en tarif bleu) (2)
oui revente au tarif (3)
(suivant conditions)
Autoconsommation sans
revente du surplus
Oui (2) Non
2000-2500 heures
3623 heures (1/10 au 31/3) et
suivant demande de chaleur en
AC (fonctionnement jours ouvrés
seuls possible)
Non (5%)
Oui (10% ou 5% pour l'avenant
C01)
Compteur d'injection pour (1) Compteur à courbe de charge
Engagement de disponibilité de puissance garantie
pendant les "périodes d'appel" (et obligation d'Ep en %)
Conditions de comptage
Conditions de
remunération
(rémunération de l'énergie
en c¤/kWh)
Plage de puissance
Mécanisme de soutien
Durée de fonctionnement
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
6
De plus, le surdimensionnement de ces installations n?est pas possible, car une telle situation
conduirait à des gaspillages qui empêcheraient d?atteindre un seuil de 10% d?économies
d?énergie primaire (5% actuellement imposés par le contrat Pi). Une logique d?autoproduction
ne serait pas pertinente, pour ces mêmes raisons, car entrainant une surdimensionnement de la
puissance thermique.
Notons également enfin que la mise en oeuvre complémentaire d?un stockage de chaleur
permet d?augmenter ce taux d?autoconsommation et de garantir un fonctionnement régulier et
à pleine charge de la cogénération. Avec la mise en oeuvre éventuelle de tarifs horo-
saisonnalisés, ce stockage optimise même le pilotage de la cogénération en fonction du prix de
l?électricité, indépendamment de la demande de chaleur qui peut alors être déstockée en
période de forte demande.
Enfin, relever le taux d?autoconsommation par l?augmentation de la consommation totale du
bâtiment serait contraire à la logique économique, car le coût marginal du kWh électrique
autoconsommé reste supérieur à celui de l?électricité effacée.
Recommandations du Club Cogénération pour le déploiement des offres de
cogénérations BT fonctionnant en autoconsommation
Recommandation n°1 : Dispositions tarifaires
Le Club Cogénération propose un enrichissement du contrat « Petites installations » pour tenir
compte des bénéfices de ces technologies. Il s?agit de réviser ce contrat dans l?esprit des
«Guidelines on environmental and energy aid for 2014-2020», cadre de cohérence Européen en
matière d?aide aux énergies renouvelables.
Les conditions proposées de ce nouveau contrat « C14BT » seraient les suivants :
- Périmètre d?éligibilité :
? cogénérations raccordées en basse tension, englobant donc les mini-cogénérations de
36 à 250 kVA (qui pourraient également opter pour le contrat C13 lorsque la production
peut être continue) ;
? exigence d?un niveau d?Ep > 10% suivant les conditions du contrat C13 ;
? exigence d?un taux d?autoconsommation > 50%.
- Rémunération décomposée en trois termes :
? Rémunération de la Puissance garantie identique à celle du contrat C13 (~160
¤/kW), moyennant le respect d?un critère de disponibilité pendant les « périodes de
disponibilité » suivant des conditions à définir ;
? Rémunération de l?efficacité énergétique identique à celle du contrat C13, donnée
par la formule suivante : 13*(Ep-10%). Cette rémunération pourrait être relevée pour la
plage de puissance 0-36 kVA et en cas d?utilisation d?un combustible renouvelable (bois,
huiles végétales, biométhane).
? Rémunération de l?énergie injectée en surplus au tarif bleu 6 kVA hors taxes
(comparable aux conditions du contrat Pi pour un consommateur au tarif équivalent).
Ces nouvelles conditions économiques seraient de nature à accompagner le lancement en
France des offres cogénérations basse tension les plus compétitives, avec le nécessaire
rééquilibrage de la rémunération actuelle du contrat petites installations par rapport au contrat
C13, seulement appliqué à l?heure actuelle à quelques rares mini-cogénérations de plus de 200
kVA.
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autoconsommation/autoproduction
7
Recommandation n°2 : Dispositions fiscales
Il est souhaitable de maintenir pendant 5 années les crédits d?impôt pour les micro-
cogénérations dont la puissance par logement est inférieure à 3 kW électriques, au
titre des moyens permettant une production d?électricité et de chaleur à haut rendement. Une
réactualisation annuelle pourrait être envisageable en fonction des statistiques de déploiements
effectifs des matériels commercialisés l?année précédente.
Recommandation n° 3 : Aspects réglementaires en matière de raccordement et de
mesure des performances
Pour toute micro ou mini-cogénération raccordée en autoconsommation avec
revente éventuelle du surplus, il faut prévoir :
? Pour les conditions de raccordement : le raccordement d?une cogénération basse
tension à la seule installation intérieure ne modifiant pas cette installation électrique, la
visite de contrôle (CONSUEL) n?est pas réalisée. Des délais inférieurs à 3 mois - à compter
de la date de la demande ? doivent être respectés pour l?établissement de la convention
d?exploitation entre le producteur et le distributeur (ErDF ou ELD), avec une mise en
service anticipée possible de la chaudière pour les besoins de chauffage et d?ECS du
bâtiment, à l?issue de la réception technique par l?exploitant. La réduction des coûts de
raccordement doit être systématiquement recherchée, avec mise en concurrence en
particulier des installateurs agréés par le gestionnaire de réseau. Ces dispositions
doivent être généralisées à la cogénération BT de puissance supérieure à 36
kVA, dès lors qu?elles ne sont raccordées qu?à l?installation intérieure (cas de
l?autoconsommation avec revente du surplus).
? Pour la spécification de compteurs communicants électriques et leur gestion : Il
est nécessaire de disposer de plusieurs index tarifaires en natif et de plusieurs bornes
d?injection/soutirage (avec plages horaires cumulant la production électrique cogénérée en
période de disponibilité et hors périodes).
Il s?agit également de valoriser de manière différenciée les productions sur les sites multi-
équipés (notamment dans la perspective d?une généralisation des bâtiments BEPOS après
2020).
Le comptage doit dans tous les cas permettre de mesurer la quantité d?électricité
autoconsommée et celle qui est injectée. Comme la mesure de l?autoconsommation rend
nécessaire l?implantation d?un comptage de l?électricité produite par la machine qui est
raccordée à l?installation intérieure, il est nécessaire de faire évoluer la réglementation
actuelle pour le respect du contrat en confiant à un opérateur indépendant la mesure de
l?électricité produite in situ.
Il est proposé qu?une expertise soit menée sur ce point avec ErDF/ELD et EDF
DOAAT, pour mettre en place une métrologie adaptée et garantissant à la fois (i)
des conditions de gestion simple et rigoureuse du contrat d?achat par EDF-
DOAAT, (ii) un comptage fiable par ErDF ou l?ELD concernée de la production
d?électricité produite/exportée/autoconsommée et (iii) une réduction des frais
de pose et de location de compteur(s) pour le producteur.
Dans le même temps, l?homologation par ErDF de dispositifs de
comptage/cumul de l?électricité nette produite par la cogénération, incorporés
aux unités de production et communicants, doit être privilégiée.
? Pour le calcul de l?efficacité énergétique :
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
8
? pour les installations de moins de 36 kVA, il est proposé de procéder à des
essais de performance en laboratoire agréé, dans le cadre d?une homologation
de type, afin de mesurer le niveau d?efficacité énergétique à charge nominale pour
l?éligibilité de la cogénération au contrat C14BT (soit Ep>10%).
? Pour les mini-cogénérations, il est proposé de s?inspirer des conditions
actuelles du contrat C13 en matière de mesure et de contrôle des performances de
l?installation, qui doivent cependant être allégées.
Recommandation n°4 : Actions de R&D
Il s?agit d?amplifier et de dynamiser les programmes de R&D sur la filière, ciblés plus
particulièrement sur les moteurs à combustion externe (Stirling, Rankine, Ericsson) et les piles à
combustible, ainsi que les technologies hybrides (cogénération + solaire).
Ces programmes de R&D doivent de préférence être réalisés dans un cadre européen, d?une
part parce que de nombreux pays (A, UK, NL, D) sont parvenus à un stade de R&D très avancé
sur les moteurs et les PAC et pourraient tirer vers le haut une filière d?excellence européenne.
Enfin, le besoin de formation va croître rapidement avec le déploiement en France des
différentes technologies, en matière de conception, d?exploitation et de maintenance des
installations.
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autoconsommation/autoproduction
9
Annexe 1
Enjeux et atouts du développement
d?une filière cogénération basse tension en France
La politique énergétique de la France a pris depuis ces 5 dernières années une nouvelle
inflexion que le Grenelle de l'Environnement a confortée, et se concrétise maintenant par des
engagements, des textes législatifs et des mesures nouvelles. Cette politique réaffirme le socle
de l'apport de l'énergie nucléaire tant pour la politique de sécurité énergétique que de la lutte
contre les GES.
Elle vise également des objectifs ambitieux en termes d'efficacité énergétique, de
développement des énergies renouvelables (ENR) dans la consommation finale (23% en 2020)
et de réduction des GES. Ces développements doivent s'accompagner de la montée en
puissance de filières industrielles nationales fortes tant sur le marché domestique qu'à
l'exportation (nucléaire notamment mais aussi renouvelables et stockage d?énergies).
Dans un tel contexte, les atouts de la cogénération sont multiples :
Un quadruple bénéfice pour la collectivité : énergétique, environnemental,
économique et sécurité d?approvisionnement en électricité
Concomitante aux périodes de forte consommation électrique où le parc thermique à flamme
est fortement sollicité, la production saisonnière des cogénérations BT offre une réelle
complémentarité avec la production centralisée peu carbonée en base (parc nucléaire et
éolien).
Ainsi, ces machines apportent au réseau électrique un soutien saisonnier et journalier lors des
pointes de consommation (vagues de froid par exemple, fortement consommatrices d?électricité
en France du fait de la thermosensibilité élevée du parc de production électrique), s?inscrivant
en droite ligne des propositions du rapport de MM. Sido et Poignant sur la pointe d?électricité du
1er avril 2010 et des objectifs visés par la loi portant nouvelle organisation des marchés de
l?électricité (loi NOME).
Bénéfice énergétique
La production combinée de chaleur et d?électricité se révèle toujours plus efficace que des
productions séparées. La cogénération représente la technologie de production d?électricité par
voie thermique de loin la plus efficace, car proche des lieux de consommations d?électricité et
de chaleur et utilisant des technologies à haute efficacité.
De plus, la production distribuée permet de s?affranchir des pertes du réseau de transport et de
distribution (allant jusqu?à 14% pour l?électricité autoconsommée), d?où un gain de 15 à 25%
en énergie primaire par rapport aux meilleures technologies de chauffage disponibles (pompes
à chaleur électrique et chaudières à condensation) et un appel au système centralisé électrique.
Cette solution constitue un levier pertinent pour respecter la réglementation thermique actuelle,
tant en logement neuf qu?en logement existant, en raison de ses performances énergétiques.
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autoconsommation/autoproduction
10
Tableau 3 : Comparaison des consommations d?énergie primaire entre une production
décentralisée et une production centralisée.
Un calcul détaillé d?économie d?énergie primaire réalisé par l?ATEE aboutit à une économie
d?énergie primaire comprise entre 250 et 300 Tep (tonnes équivalentes de pétrole) par an et
par MW électrique installé cogénérations BT.
Bénéfice environnemental
Comme pour l?énergie primaire, les cogénérations BT réduisent dans la même proportion
(15% à 25%) les émissions de gaz à effet de serre par rapport aux meilleures
technologies disponibles, en effaçant majoritairement, pendant les périodes de forte
demande en hiver, un parc thermique à flamme alimenté en combustibles fossiles gaz, fioul et
charbon. Les autres impacts (acidification atmosphérique, eutrophisation des eaux?) sont
également réduits.
Le développement de la cogénération BT en secteur résidentiel contribue fortement à
l?amélioration du bilan environnemental, le bâtiment restant le plus gros émetteur de CO2, avec
un contenu carbone de 180 g/kWh électrique pour le chauffage des locaux. En marginal, ce
contenu peut atteindre 900 g (données RTE/ADEME) ;
La figure suivante illustre concrètement la concomitance entre la production électrique
d?une cogénération et la pointe électrique hiver pour un parc de cogénérations BT
représentatif (les mesures ont été réalisées sur un parc de 40 unités suivies en 2008 et 2009
par le Centre de recherches de GDF SUEZ).
Ce graphique illustre le fait que les cogénérations BT déplacent majoritairement des centrales
thermiques à flamme sollicitées pour la production électrique marginale en hiver.
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autoconsommation/autoproduction
11
Bénéfice économique
Le coût d?investissement cible pour les cogénérations BT est variable car il dépend fortement du
type de technologie concernée, de la nature du combustible utilisé (et de son tarif d?achat) et
du secteur d?implantation (résidentiel collectif ou individuel).
Par exemple, pour les micro-cogénérations individuelles alimentées au gaz naturel (on parle
également « d?écogénérateur »), ce coût d?objectif se situera entre le coût d?une chaudière à
condensation et celui d?une pompe à chaleur électrique de puissances thermiques équivalentes.
Pour les marchés visés ? la construction neuve ou la rénovation haut de gamme (voir plus loin)
? le coût d?investissement du produit doit être comparé à celui d?autres systèmes aboutissant à
la même réduction de consommation, correspondant souvent à un couplage de plusieurs
solutions ou à l?association d?un traitement poussé du bâti et d?un générateur performant.
Une indication sur les coûts des Capex (investissements) et Opex (charges d?exploitation fixes
et variables) pour les différentes technologies est donnée en Annexe 2.
Comparé à ce coût supporté pour les filières de cogénérations BT, le bénéfice économique pour
la collectivité est important : production d?électricité de pointe à très haut rendement grâce à la
valorisation de la chaleur in situ, optimisation des infrastructures gazières dont l?investissement
a déjà été consenti, baisse des besoins de renforcement des infrastructures électriques (lignes,
câbles, transformateurs de distribution publique, postes sources?), notamment dans les zones
rurales non desservies par les énergies de réseau.
Le bénéfice est de plus particulièrement important pour des régions dont les
infrastructures électriques sont fragiles comme la Bretagne ou la région PACA
(Provence Alpes Côte d?Azur), voire dans les ZNI (Zones non interconnectées) avec la mise
en oeuvre de cogénérations utilisant des sources ENR (granulés bois en particulier,
biogaz, huiles végétales pures, couplage avec une cogénération du solaire thermique ou du
solaire PV).
Bénéfice en termes de sécurité et qualité de fonctionnement des réseaux
La cogénération BT contribue, en raison de sa production très décentralisée proche du
consommateur final, à sécuriser les approvisionnements des réseaux de distribution
d?électricité.
De plus, les cogénérations largement implantées dans le tissu local contribueront efficacement à
la gestion active des réseaux intelligents (cf. travaux ADEME-GrDF-RTE-Armines sur
l?effacement électrique à partir de technologie gaz, dont l?écogénérateur).
Un produit performant, largement fiable et maitrisé
Les technologies de cogénération BT sont multiples et ont été développées par de nombreux
constructeurs. Le tableau de l?Annexe 2 présente les matériels en développement ou en cours
de commercialisation, ainsi que leurs caractéristiques principales et leurs coûts indicatifs (CAPEX
& OPEX).
Perspectives de développement de la cogénération BT ? Les actions de R&D à
promouvoir
Parmi les moteurs à combustion externe, le renouveau des machines à vapeur alternative est
en cours pour les petites puissances : des recherches existent, tant en France qu'en Italie.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
12
En micro-cogénération, par ailleurs très délocalisée, la cogénération solaire n'est pas exclue.
Elle peut même revêtir 2 formes, la cogénération thermo-mécano-électrique, puis la
cogénération photovoltaïque. Des recherches sont en cours dans ces 2 directions. Une autre
association prometteuse pourrait être la cogénération avec le convertisseur chimio-électrique
Pile à Combustible (PACo) : de nombreuses expérimentations en site et en laboratoire existent
dans ce domaine, mais de nombreux progrès restent à réaliser avant une utilisation à grande
échelle.
Si les mini-turbines sont déjà largement développées et performantes, on commence à voir
apparaitre des micro-cogénérations à base de micro-turbines, dont la R&D porte surtout sur
l?amélioration des performances thermodynamiques en les opérant à haute température grâce à
l?emploi de matériaux céramiques et d?échangeurs de chaleur à haute efficacité7.
Les gains pour la France
Compétitivité industrielle, croissante et emplois préservés et nouveaux
Utilisant les fondamentaux d?une chaudière individuelle consommant le même combustible, la
cogénération BT s?appuie sur des filières gaz, fioul, bois énergie, HVP (Huile Végétale Pure) déjà
présentes en France : Constructeurs (une cinquantaine d?entreprises, 20 000 emplois directs, 3
milliards d?euros HT de CA environ), sociétés d?installation et de maintenance (~50 000
entreprises), filière gazière, filière fioul, filière biomasse (bois énergie), filière huiles végétales
pures, filière biogaz.
Elle offre ainsi la possibilité à ces acteurs de continuer à proposer des solutions techniques
performantes capables de répondre aux défis environnementaux de demain, et de gagner en
compétitivité dans un contexte fortement concurrentiel, dans un domaine marqué par la
présence de nombreux leaders internationaux : Allemagne pour les chaudières, Europe (GB, D,
NL) pour les moteurs Stirling, Japon pour les piles à combustible et les moteurs à combustion
interne, etc.
Ces constats accentuent le violent contraste occasionné par le très faible développement en
France de la cogénération BT, à l?exception des actions de R&D menée sur les moteurs à
combustion externe dans le cadre de projets développés par le CNRS et d?autres laboratoires de
renom (projet CETI par exemple) et de la présence de quelques constructeurs français soucieux
de déployer des micro-cogénérations dès 2012 (Baxi France, Vaillant, De Dietrich France et
Viessmann pour le marketing, la distribution de l?écogénérateur et la formation des
professionnels8?).
L?agence nationale de la recherche a lancé un nouveau programme SEED (Systèmes
énergétiques efficaces et décarbonés) qui déploie un axe de recherche sur la micro-
cogénération.
Les produits basés sur la technologie Stirling existent d?ores et déjà et leur production et leur
commercialisation à grande échelle ont débuté en 2012. En terme de R&D, des perspectives
d?évolution sont identifiées avec le passage dans les 5 à 10 ans à la technologie pile à
7 On peut signaler à ce sujet l?existence du projet AGATCO (« advanced gas turbine for cogeneration ») : ce projet
a été déposé dans le cadre d?un appel à projet ANR portant sur les systèmes énergétiques efficaces décarbonés
(SEED) et a pour objet le développement d?une micro-turbine céramisée développant 2,5 kW électriques et
fonctionnant à haute température (1350°C), avec un objectif de rendement porté à 30%.
8 La société Exoès, jeune startup basée à Bordeaux, qui se préparait à déployer en France une micro-cogénération
innovante alimentée aux granulés bois, a décidé de reporter ce développement compte tenu du contexte français
peu porteur de la micro-cogénération.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
13
combustible, identifiée comme un « domaine prioritaire » de l?efficacité énergétique (Stratégie
nationale sur la recherche dans le domaine de l?énergie - DGEMP 2007).
Aspects environnementaux : Contribution à la croissance des ENR et à la réduction
des émissions de CO2
Le club cogénération a évalué l?impact des installations de cogénérations BT sur la réduction
des émissions de CO2, et les a évaluées entre 1 et 1,4 tonnes de CO2 par MW électrique
installé. La simulation compare dans le détail les émissions de C02 rapportées aux cogénérations
BT à celles des parcs électrique (mix moyen de production électrique français) et thermique
(meilleures technologies de chaudières substituées et utilisant le même combustible) pour des
productions équivalentes d?électricité et de chaleur alimentant le consommateur final.
Dans ces conditions, la réduction spécifique des émissions de CO2 est portée en
moyenne à 0,50 tonnes CO2/MWh électrique produit, bilan optimisé par l?impact des
cogénérations EnR mentionnées précédemment, qui déplacent dans les mêmes conditions des
tranches de production thermique à flamme en périodes de pointe et semi pointe hiver.
Réduction des investissements réseaux / sécurisation du système électrique
La production d?électricité des cogénérations BT, par définition « climatiques », est directement
liée au besoin thermique du bâtiment, et donc aux températures moyennes hivernales. Comme
la température est le critère dimensionnant de la sécurité du réseau électrique en hiver
(rappelons qu?une chute de température de 1°C nécessite une augmentation de production
et/ou de transit d?électricité de 2 400 MW), la cogénération BT contribue à la sécurisation du
système électrique en produisant à pleine charge pendant les périodes de forte consommation
d?électricité.
Cette technologie est donc particulièrement intéressante dans les régions où le déséquilibre
production-consommation entraîne une saturation des capacités de transit des réseaux
électriques nationaux et régionaux de RTE comme en région Bretagne ou en PACA. Comme
mentionné précédemment, la mise en oeuvre dans les ZNI (Zones non interconnectées) de
cogénérations BT utilisant du biogaz, du solaire ou de la biomasse, sera pour cette raison
particulièrement recommandée.
La concomitance de la production des cogénérations BT avec les pointes de consommation
électrique permet une consommation locale et optimisée de l?électricité produite. Les
cogénérations ne font pas subir aux réseaux de distribution de contraintes de congestion en
heures creuses (contrairement à d?autres types de production décentralisée d?électricité), et
peuvent garantir leur puissance pendant les périodes de pointe avec de multiples avantages :
Pas d?impact sur la tenue du plan de tension, pas de création d?harmoniques de fréquence, une
sécurité de découplage intégrée?
Les résultats des expérimentations au Royaume-Uni ou en région Rhône-Alpes confirment une
baisse de l?ordre de 20% de la puissance unitaire appelée au poste source, ce qui permet
d?éviter, de réduire ou de reporter les investissements pour les renforcements des ouvrages
destinés à pallier la hausse des consommations sur les réseaux basse tension. Cette externalité
positive n?est pas chiffrée dans le contrat « petites installations ».
Une évaluation des économies réseaux doit également prendre en compte des pertes réseaux
évitées, qui ont été établies par la Directive cogénération respectivement à 7,5% et 14% pour
l?électricité injectée localement et celle autoconsommée (voir Tableau 4)
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
14
Tableau 4 : Annexe IV de la Décision de la commission du 19/12/2011 - rendements de
référence
En prenant en compte un taux de 7,5%9 de pertes évitées, sans même intégrer
l?autoconsommation effective mais non comptabilisée, les pertes évitées peuvent
être chiffrées à près de 200 MWh par an et par MW installé de cogénérations (soit
une économie d?environ 12 k¤ par an pour RTE).
Pour 1 MW de cogénérations BT, on peut également estimer à près de 60 k¤ les
investissements évités à la collectivité et aux opérateurs pour la réalisation de
centrales de pointe.
Il faut cependant noter que l?impact positif de la cogénération sur les économies réalisées sur
les réseaux électriques (réduction ou report des investissements réseaux), reste délicat à
évaluer, alors que le prix très élevé du KWh défaillant devrait également être pris en compte.
De plus, par rapport à des solutions de production de chaleur centralisée, les cogénérations
raccordées en BT permettent de s?affranchir des pertes de distribution de chaleur des réseaux
de chaleur de grosse puissance (15 à 20% de pertes estimées sur les réseaux de chaleur
français).
Les conditions actuelles du déploiement des cogénérations BT en France. Une
première étape de démonstration
Le Club Cogénération accompagne les actions de ses membres, tous acteurs de la filière (GDF
SUEZ, GrDF, Constructeurs et distributeurs de matériels de micro ou mini cogénérations, etc.)
afin de créer un environnement socio-économique plus favorable au déploiement de cette filière
sur le marché français.
Une première étape a été réalisée pour l?écogénérateur à travers la réalisation de tests en
laboratoire et sur le terrain. On peut noter que l?ADEME et GrDF se sont associés au travers
d?un accord-cadre pour l?instrumentation et le suivi de près de 50 sites pilotes équipés
d?écogénérateurs et ont tiré des conclusions positives de cette première expérimentation de
différents produits. Le calendrier des campagnes d?expérimentation a pu globalement être
respecté.
9 En effet, nous prévoyons un raccordement direct des unités de micro-cogénération au réseau de distribution
compte tenu de la structure tarifaire proposée, imposant la revente totale.
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
15
De plus, ces opérations de démonstration ont permis de tester la solidité et la réactivité des
équipes de maintenance, tout en éprouvant les conditions de raccordement avec ErDF, dont les
retours sont jugés globalement positifs par les installateurs.
Ces filières sont donc fin prêtes à être déployées en termes de systèmes et de
services associés.
Cependant, nous rappelons que les conditions économiques de ce déploiement ne
sont pas encore réunies, compte tenu du niveau insuffisant du mécanisme actuel de
soutien, constitué par le crédit d?impôt pour certaines filières seulement (gaz), et un
contrat d?obligation d?achat (contrat dit « petites installations »).
Pour la cogénération BT alimentée en bois-énergie, le coût plus élevé de ces technologies
impose de bonifier plus encore les incitations au développement. En contrepartie, le potentiel
de réduction de ce coût en valeur absolue est également plus important.
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autoconsommation/autoproduction
16
Annexe 2 : Caractéristiques des différentes technologies cogénérations basse tension (micro & mini cogénérations)
et constructeurs associés
MCI Stirling Rankine PAC
Maturité ++++ +++ ++ +
Puissance électrique 1 kW à 36 kVA 1-5 kW 3-50 kW 1-200 kW
Rendement global
(PCI)
75 à 90% >105% 100% 85-90%
Ratio E/C 1/3 ou 1/2 1/8 à 1/5 1/10 à 1/8 ? à 3
Forces/Faiblesses ? Bon marché (produit
auto-dérivé).
? Non instantané.
? Plus de maintenance que
les moteurs à
combustion externe.
S?intègre très bien dans une chaudière.
Compact.
Rendement sur PCI élevé.
Maintenance réduite.
Faible puissance.
Bonne polyvalence combustible.
Larges gammes de puissances.
Coût des machines actuellement élevé
(bien que les moteurs Rankine soient
en théorie moins coûteux que les
Stirling.
Rendement légèrement plus faible que
ceux du Stirling (12%)
Ratio E/C intéressant.
Silencieux.
Durée de vie limitée du
coeur de pile.
Constructeurs micro-
cogénérateurs gaz
(ou H2 pour les PAC)
? Sénertec (D)
? Ecogen (SP) (7,5 à 237
kWe)
? CogenCo (B) (30 à 250
kW)
? Viessmann (D) (18 à 400
kWe)
? Honda (JPN)
? Yanmar (JPN) (5-25 kWe)
? 2G (D) (25 à 50 kW)
? Remeha - De Dietrich (D) (1 kWe/28
kWth) ? 2011
? Baxi (F) (Chappée, Ideal Standard) (1
kWe/27 kWth) ? 2011/2012
? Vaillant (D) (1 kWe/28 kWth) ?
2011/2012
? MTS (D) (1 kWe/28 kWth) ?
2011/2012
? Viessman(D) (1 kWe/24 kWth) ?
2011/2012
? Budérus (D) (1 kWe/24 kWth) - 2012
? Viessmann
? Bosch
? Baxi/Innotech
? Hexis
? Vaillant
? SOFC Power
? Hélion
? PaxiTech
? Axane (Air Liquide)
Constructeurs micro-
cogénérations bois
(pellets)
? Sunmachine (D) (3 kWe)
? Mawera (AUT) (35kW)
? Stirling Power (AUT) (1 KWe/15 kWth)
? Hoval (D) 1 kWe
? ÖkoFEN (D) (1 kWe)
Prix estimatifs (valeur
2010) en ¤/kW
? 2000-3000 ? 5000-15000 ? 10000-25000 ? 5000-15000
Coût de maintenance
en c¤/kWh
? 0,8-2 ? 0,35-1,7 ? Non connu ? 0,2-0,4
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autoconsommation/autoproduction
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Annexe 3 : Volet formation et information
L?intérêt de la formation
Pour le bon déploiement d?une technologie, la formation et l?information sont des aspects
prioritaires à mettre en place. Elles permettent aux clients finaux comme aux professionnels du
secteur de connaître le produit, son utilité et son intérêt.
Aujourd?hui, beaucoup de gens connaissent la fonction d?une éolienne ou d?un panneau solaire,
mais très peu savent ce qu?est un cogénérateur et son principe de fonctionnement. Cette
situation vaut aussi bien pour le grand public que pour les professionnels (installateurs :
artisans, donneurs d?ordre : architecte, bureau d?études) et pour les décideurs politiques sur le
plan technique, environnemental et économique.
La bonne installation d?un produit permet de véhiculer une image « vertueuse » de la
technologie. Le contraire est rapidement désastreux.
Structure présente et future
Aujourd?hui les constructeurs forment eux même leurs installateurs dans leur réseau de
connaissances. Certains constructeurs vont même sur les chantiers accompagner l?installateur,
si ce n?est pas les constructeurs eux même qui se déplacent pour réaliser l?installation.
Hormis les formations proposées par les constructeurs, il existe aussi des organismes de
formation qui en proposent (~5). Au niveau des universités et écoles d?ingénieur en passant par
les IUT, on remarque ces deux dernières années un engouement pour la cogénération
raccordée en basse tension. Les filières énergie et thermique intègrent ce programme à leur
cursus. Beaucoup d?entre elles s?équipent de micro/mini-cogénérateurs (moteurs gaz, bois - pile
à combustible) afin de réaliser des travaux pratiques et de la recherche. Ce dernier secteur
reste d?ailleurs assez actif en France.
En termes de compétences, la France possède le potentiel et le savoir-faire requis. Les
premières formations dans le secteur ont été réalisées à travers des partenariats ou des
collaborations avec nos voisins allemands, belges, autrichiens,? lors d?installations de
démonstration, et chez des précurseurs. Nous avons donc en France les compétences et le
potentiel pour bien développer cette filière.
Il existe des sites internet français de vulgarisation pour le grand public de cette technologie.
On retrouve par exemple celui de GDF SUEZ ou de www.microcogeneration.info/.
L?intérêt économique de ce secteur
Le développement d?une « nouvelle » technologie crée nécessairement de l?emploi. Dans un
contexte de crise, l?innovation et la diversification des offres restent un moyen pérenne de se
développer.
Avec l?intégration des micro-cogénérateurs dans la réglementation thermique 2012, de plus en
plus de monde commence à s?intéresser à cette technologie.
Dans un premier temps, il n?y aura pas de création d?un nouveau métier d?installateur de micro-
cogénérateur mais plutôt une diversification des connaissances des chauffagistes. En effet, bien
qu?un micro-cogénérateur ne soit pas une chaudière, cela s?en rapproche. Il y aura donc
amélioration des compétences des employés. Cela permet d?avoir une main d?oeuvre qualifiée à
Contribution du Club Cogénération de l?ATEE au GT
autoconsommation/autoproduction
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valeur ajoutée dans un contexte international où les pays européens, dont la France, sont
reconnus pour la qualité et leur savoir-faire.
On peut citer comme exemples des entreprises françaises qui proposent des formations pour
des cogénérateurs à des clients de pays étrangers tel qu?en Afrique et au Moyen-Orient.
En France, le développement de la filière va créer des emplois dans les secteurs annexes à
l?installation, à proprement dite, comme le commercial, la formation, l?ingénierie,
l?entretien/maintenance et l?assurance.
Proposition
Pour favoriser le bon développement de la filière, il est essentiel d?avoir une formation
labellisante qui permette à l?installateur de connaître les règles de base d?une installation de
cogénération raccordée en basse tension réussie, des points de vue technique et sécurité.
L?objectif est de ne pas avoir des installateurs improvisés « spécialistes » dans le domaine. Une
contrainte de formation parmi les exigences auprès des compagnies d?assurances ou pour
l?obtention par le client du crédit d?impôt pourrait permettre d?atteindre cet objectif.
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Préambule
Cette contribution vise à rappeler le rôle central des entreprises de bâtiment dans la conception,
mise en oeuvre et maintenance des installations photovoltaïques.
L?entreprise de bâtiment doit demeurer à sa juste place, au centre de l?acte de construire et de
rénover. La compétence technique des entreprises de bâtiment est l?assurance de réaliser des
ouvrages solides et étanches, dont la performance est éprouvée et mesurée dans le temps.
Le GMPV-FFB, acteur incontournable auprès des pouvoirs publics, est l?instance nationale qui
porte la voix de ces professionnels au sein de la Fédération Française du Bâtiment. Ce
groupement représente près de 20 000 entreprises de bâtiment aptes à aborder de manière
transversale les spécificités du photovoltaïque dans le bâtiment de par leurs compétences
métiers.
Le GMPV-FFB est l?Union nationale d?expertise technique dédiée aux métiers du
photovoltaïque dans le bâtiment.
Les atouts du passage de l?enveloppe passive à l'enveloppe active du bâtiment, sont majeurs
et créateurs de valeur ajoutée pour les entreprises françaises. Les matériaux de construction
multifonctionnels combinent matériaux traditionnels et production d?énergie, l?enveloppe du
bâtiment devient alors « active ». Le photovoltaïque dans le bâtiment est créateur d?innovation,
outil de valorisation patrimoniale et générateur d?emplois. Il s?intègre dans l?architecture des
bâtiments et améliore leur performance énergétique.
La combinaison de l?incitation réglementaire induite par la Réglementation Thermique 2020 (RT
2020) et de la compétitivité de l?électricité photovoltaïque, conduit à un développement
croissant de l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment.
La réglementation thermique est un moteur du développement du photovoltaïque dans le
bâtiment.
Face aux enjeux de la transition énergétique, la compétence technique est un passage
obligatoire vers l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment. Le respect des
règles de l?art de la construction ainsi que les règles techniques spécifiques au photovoltaïque
dans le bâtiment est essentiel afin d?assurer la réalisation d?ouvrages de qualité, pérennes dans
le temps, et assurant la sécurité des biens et des personnes.
Afin de sécuriser le modèle de l?autoconsommation dans le bâtiment, le GMPV-FFB plaide en
faveur d?une prime à l?autoconsommation assujettie à la mise en oeuvre par les entreprises de
bâtiment.
Le GMPV-FFB porte des propositions concrètes en faveur de l?autoconsommation de
l?électricité photovoltaïque dans le bâtiment au service de la qualité des ouvrages.
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Sommaire
? L?entreprise de bâtiment....................................................................................4
? Le GMPV-FFB..............................................................................................................6
? L?enveloppe active du bâtiment......................................................................9
? La réglementation thermique.........................................................................10
? La compétence technique..................................................................................11
? Une prime à l?autoconsommation ...............................................................16
? Les propositions du GMPV-FFB......................................................................18
? Annexe 1: Les relais de croissance pour le développement du
photovoltaïque dans le bâtiment???????????????????..20
? Annexe 2: Photovoltaïque dans le bâtiment : les signes de qualité?..21
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L?entreprise de bâtiment
Au centre de l?acte de construire et de rénover
Le bâtiment est un domaine spécifique, formé et structuré. Les entreprises de bâtiment ont comme
dénominateur commun les spécificités du bâti avant même de parler de photovoltaïque:
- En termes de transmission de l?expérience et du savoir-faire acquis au fil des années et au fil
des chantiers réalisés
- En termes d?apprentissage (des formations spécifiques).
- En termes de pratique (des femmes et des hommes de méthode, travaillant avec des
références, des documents techniques unifiés ? DTU -, des règles professionnelles, des
normes voire des règlementations).
- En termes de signes de qualité (QUALIBAT, QUALIFELEC, QualiPV).
- En termes d?assurance : en particulier, tout équipement lié ou fixé au bâti doit être couvert
par une garantie décennale quand il participe au clos et au couvert.
La maitrise et le respect des règles de l?art de la construction relèvent de la compétence et du
savoir faire des professionnels du bâtiment.
Les entreprises du bâtiment sont qualifiées, assurées, et font appel à des compagnons disposant de
pré-requis métiers et formés aux particularités du photovoltaïque. Les produits sont mis en oeuvre
dans le respect des règles de l?art de la construction (techniques traditionnelles / techniques
courantes ? TC) et des évaluations techniques (techniques non traditionnelles / techniques non
courantes ? TNC).
Les professionnels du bâtiment interviennent lors de la conception, de la mise en oeuvre et de la
maintenance des installations photovoltaïques.
Les professionnels du bâtiment ne conçoivent pas les produits des systèmes installés. Ils
conseillent le maître d?ouvrage et effectuent le choix des produits adaptés.
L?entreprise de bâtiment a une connaissance approfondie du support sur lequel elle intervient, c?est-
à-dire l?enveloppe du bâtiment. Elle interagit avec tous les acteurs de la construction.
L?entreprise de bâtiment doit demeurer à sa juste place, au centre de l?acte de construire
et de rénover. Elle effectue le choix, la fourniture, la conception, la mise en oeuvre et la
maintenance des installations.
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L'entreprise de bâtiment:
au centre de l'acte de construire et de rénover
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Le GMPV-FFB
L?Union nationale d?expertise technique dédiée aux métiers du photovoltaïque
dans le bâtiment
Le GMPV-FFB est l?Union nationale des métiers traditionnels de la Fédération Française du
Bâtiment dédiée à l?activité photovoltaïque.
L?installation de systèmes photovoltaïques dans le bâtiment s?appuie avant tout sur les compétences
et le savoir-faire des métiers traditionnels du bâtiment :
Le GMPV-FFB représente près de 20 000 entreprises de bâtiment aptes à aborder de manière
transversale les spécificités du photovoltaïque dans le bâtiment de par leurs « compétences
métiers ».
Le photovoltaïque dans le bâtiment:
à la croisée des métiers traditionnels du bâtiment
Légende : FFIE : Fédération française des entreprises de génie électrique et énergétique
UNCP : Union nationale de la couverture plomberie
CSFE : Chambre syndicale française de l?étanchéité
Union des Métalliers
UECF : Union des entreprises de génie climatique et énergétique
SNFA : Syndicat national de la construction des fenêtres, façades et activités associées
FFPV : Fédération française des professionnels du verre
Les entreprises de bâtiment sont « en ordre de marche », et participent d?ores et déjà à la mise en
place de la transition énergétique.
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Les métiers traditionnels du bâtiment ont toujours su intégrer des techniques et des produits
nouveaux, y compris les équipements utilisant les énergies renouvelables. Cette intégration s?est
toujours faite après une phase d?apprentissage plus ou moins longue, au terme de laquelle les
professionnels du bâtiment ont acquis la maîtrise de ces nouvelles techniques.
Ainsi, les professionnels du bâtiment se sont appropriés les techniques de mise en oeuvre du
photovoltaïque, qui sont devenues une composante à part entière de l?acte de construire et de
rénover.
Les professionnels du GMPV-FFB sont appelés à être les acteurs des métiers de demain en maîtrisant
ces nouvelles compétences multi métiers et en participant activement au développement raisonné et
cohérent du photovoltaïque dans l?enveloppe du bâtiment.
Les principes défendus par les professionnels du bâtiment en France, tels que savoir-faire,
engagements, contrôles, responsabilités, doivent permettre de garantir un ouvrage solide et
étanche, dont la performance est éprouvée et mesurée dans le temps.
Les entreprises représentées par le GMPV-FFB interviennent sur tous les types de bâtiment :
résidentiels, tertiaires, industriels ou encore agricoles.
Le GMPV-FFB a pour mission de promouvoir le développement du photovoltaïque dans le
bâtiment de façon raisonnée, responsable et respectueuse des règles et pratiques des
métiers de la construction.
Le GMPV-FFB se mobilise au quotidien pour accompagner les entreprises du bâtiment, participer
activement aux travaux de normalisation et assurer la pérennité de l?activité photovoltaïque dans le
bâtiment.
Les domaines d?expertise technique du GMPV-FFB sont :
Photovoltaïque dans le bâtiment
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Illustrations de différentes techniques d?intégration du photovoltaïque dans
l?enveloppe du bâtiment
© GMPV-FFB - Coframenal
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© GMPV-FFB - Francewatts
© GMPV-FFB - Solardis
© GMPV-FFB - Izeo © timsaxonphoto - Fotolia.com
© gare de Perpignan - ISSOL - photos : Lacombr
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L?enveloppe active du bâtiment
Créatrice de valeur ajoutée pour les entreprises françaises
Le photovoltaïque dans le bâtiment dispose de nombreux atouts en termes de :
? création d?emplois locaux non délocalisables pour des compagnons formés et en activité
dans des entreprises qualifiées/certifiées pour l?installation de systèmes photovoltaïques
intégrés au bâtiment ;
Ce sont des dizaines de milliers d?emplois qui ont vocation à être créés dans les prochaines
années grâce au développement du photovoltaïque dans le bâtiment.
? savoir-faire reconnu et exportable, capitalisé et spécifique à la France ;
Les métiers impliqués concernent de nombreux domaines de la construction, de la conception
à la maintenance en passant par l?ingénierie et la mise en oeuvre. Les compétences existent et
ces métiers d?avenir ne demandent qu?à se développer.
? assurabilité des installations et conformité aux règles de l?art de la construction
(conception, mise en oeuvre et maintenance) ;
La France est l?un des rares pays d?Europe dans lequel les entreprises disposent d?une garantie
décennale assurée, pour les travaux réalisés dans l?enveloppe du bâtiment. Elle garantie la
pérennité des ouvrages dans le temps.
? intégration architecturale des installations dans le paysage urbain ;
Les installations photovoltaïques deviennent des matériaux de construction multifonctionnels,
éléments de l?enveloppe active du bâtiment (éléments de couverture, toiture avec étanchéité,
verrières, vitrages, bardages, murs-rideaux, allèges, brise-soleils ou encore garde-corps
photovoltaïques). Elles combinent esthétisme, performance et proximité vis-à-vis des lieux de
consommation.
? valorisation du patrimoine immobilier ;
Les bâtiments acquièrent une fonction de production d?énergie qui s?ajoute à leurs fonctions
traditionnelles de confort et de protection des biens et des personnes.
? transformation de l?enveloppe passive en enveloppe active du bâtiment par la stimulation
de l?innovation.
Le photovoltaïque dans le bâtiment favorise l?innovation en terme de Recherche &
Développement : utilisation de nouveaux matériaux de construction multifonctionnels,
valorisation combinée de l?électricité et de la chaleur solaire, stockage de l?électricité,
construction d?éco-quartiers, création de territoires à énergie positive (TEPOS), pilotage
optimisé des équipements électriques, développement des réseaux intelligents (smart-grids),
ou encore participation au développement des véhicules électriques?
En résumé
Le photovoltaïque dans le bâtiment constitue un véritable levier de croissance et participe
activement à la transition énergétique. Il est moteur de l?innovation, outil de valorisation
patrimoniale et générateur d?emplois. Il s?intègre dans l?architecture des bâtiments et
améliore leur performance énergétique.
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La réglementation thermique
Moteur du développement du photovoltaïque dans le bâtiment
L?application prochaine de la Réglementation Thermique 2020 (RT 2020) conduira à la banalisation
de la construction de BEPOS (Bâtiment à énergie positive), c?est-à-dire de bâtiments produisant plus
d?énergie qu?ils n?en consomment.
La production d?énergie locale deviendra indispensable, et la mise en oeuvre d?équipements
photovoltaïques sur bâtiments sera un levier essentiel pour l?équilibrage des consommations et des
apports énergétiques.
En combinant les avantages de l?intégration architecturale, de l?assurabilité, de l?acceptabilité
environnementale, et d?un fort potentiel énergétique, le photovoltaïque s?imposera comme une
solution incontournable pour la construction des bâtiments de demain.
Dans le cadre de cette évolution réglementaire, c?est un volume conséquent d?installations
photovoltaïques qui seront mis en oeuvre sur bâtiment. En anticipation de la RT 2020, de nombreux
maîtres d?ouvrage construisent d?ores et déjà des bâtiments performants et compétitifs en vue
d?atteindre un haut niveau de performance énergétique.
Les installations photovoltaïques sur bâtiments produiront une électricité locale, au plus près des
lieux de consommation, dans une logique de sobriété énergétique.
Par ailleurs, l?électricité photovoltaïque est en passe de devenir pleinement compétitive vis-à-vis de
l?électricité issue du réseau de distribution. Cette compétitivité s?accentuera avec la poursuite de la
chute du coût des installations photovoltaïques et de l?augmentation prévisible du prix de l?électricité
réseau1.
L?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque constitue un modèle économique d?avenir.
L?autoconsommation est un modèle logique et cohérent :
- Il place le photovoltaïque au service des besoins électriques du bâtiment par des installations
adaptées.
- Le photovoltaïque devient une solution pour réaliser des économies sur ses factures
d?électricité.
En résumé :
La combinaison de l?incitation réglementaire induite par la Réglementation Thermique
2020 (RT 2020), et de la compétitivité de l?électricité photovoltaïque, conduit à un
développement croissant du photovoltaïque dans le bâtiment. Ce développement repose
sur le modèle économique de l?autoconsommation.
1
« Le fonctionnement des marchés de détail français de l?électricité et du gaz naturel - Rapport 2011-2012 »
publié par la Commission de régulation de l?énergie (CRE) le 18 février 2013.
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La compétence technique
Passage obligatoire vers l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment
L?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque constitue un changement important de modèle
économique, mais ne doit en aucun cas remettre en cause le respect des règles techniques
existantes.
A ce jour, dans la filière photovoltaïque, les acteurs du bâtiment sont structurés. Ils s?appuient sur les
règles de l?art de la construction, et dispose de normes, de règles professionnelles, et de guides
techniques spécifiques à la mise en oeuvre des systèmes photovoltaïques dans l?enveloppe du
bâtiment.
Ces acteurs sont issus des métiers traditionnels de la construction : électricité, couverture,
étanchéité, génie climatique, métallerie, verre, façades aluminium. Ils maitrisent l?ensemble de ces
règles techniques.
Ces règles techniques sont essentielles pour assurer la qualité des ouvrages et la sécurité des biens et
des personnes.
Quelque soit le modèle de développement du photovoltaïque dans le bâtiment, il est
essentiel de respecter les règles de l?art de la construction ainsi que les règles techniques
spécifiques au photovoltaïque dans le bâtiment afin de poursuivre la réalisation
d?ouvrages de qualité, pérennes dans le temps, et assurant la sécurité des biens et des
personnes.
Assurer la qualité et la durabilité des ouvrages :
L?ensemble des installations photovoltaïques mises en oeuvre dans le bâtiment assurent le respect :
- des normes produits
- des certifications
- des préconisations des fabricants (notices, formations)
- des Documents Techniques Unifiés (DTU) pour la mise en oeuvre dans le cas des techniques
traditionnelles :
o DTU 31 (Construction en bois)
o DTU 33 (Façades rideaux)
o DTU 36 et 37 (Menuiserie)
o DTU 39 (Miroiterie ? Vitrerie)
o DTU 40 (Couverture)
o DTU 43 (Etanchéité)
- des évaluations techniques propres aux procédés photovoltaïques dans le cas des
techniques non traditionnelles :
o Avis Techniques (ATec) sur liste verte de la C2P et valide
o Pass?Innovation « Vert » et valide
o Appréciations Techniques d?Expérimentation (ATEx)
o Enquêtes de Techniques Nouvelles (ETN)
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Assurer la sécurité des biens et des personnes :
L?ensemble des installations photovoltaïques mises en oeuvre dans le bâtiment respectent les
normes liées à la partie électrique.
- NF C 14-100 « Installations de branchement à basse tension »
- NF C 15-100 « Installations électriques à basse tension »
- UTE C 15-712 (-1 -2 -3) « Installations PV »
- DIN VDE 0-126-1-1 « Protection de découplage »
- NF C 18-510 « Habilitations électriques »
Les entreprises de bâtiment ont une connaissance approfondie des systèmes photovoltaïques qu?ils
mettent en oeuvre et du support sur lequel ils interviennent. Ils sont formés aux spécificités du travail
en hauteur et prennent de fait toutes les mesures de sécurité nécessaires lors des travaux.
Les professionnels sont habilités selon la norme NF C 18-510 pour les travaux d?installations
électriques (habilitation B0, BP, BR selon la nature des opérations réalisées).
Respecter les règles professionnelles et les guides techniques du GMPV-FFB et des acteurs
de la construction :
Les professionnels s?appuient sur des guides techniques développés par la filière du photovoltaïque
dans le bâtiment, et en particulier par le GMPV-FFB :
- Règles de bonne conduite pour le développement du photovoltaïque
dans le bâtiment (GMPV-FFB)
Ces règles s?attachent à la formation des intervenants, à la qualité des
produits mis en oeuvre et à la cohérence de la prestation. Elles s?adressent
aux entreprises de bâtiment, mais aussi aux maîtres d?ouvrage, maître
d?oeuvre, et toute autre partie prenante d?un projet d?installation
photovoltaïque sur bâtiment.
- Photovoltaïque : guide de rédaction des descriptifs de travaux (GMPV-
FFB)
Ce document constitue des préconisations pour la rédaction de pièces de
marché concernant des installations photovoltaïques sur bâtiment
réalisées dans le cadre de marchés publics et privés. Il s?adresse aux
maîtres d?oeuvre (économistes, architectes, bureaux d?études?) mais
également aux maîtres d?ouvrage et entreprises du bâtiment.
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/regles-de-bonne-conduite-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/regles-de-bonne-conduite-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/photovoltaique-guide-de-redaction-des-descriptifs-de-travaux.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/photovoltaique-guide-de-redaction-des-descriptifs-de-travaux.html
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- Recommandations professionnelles pour la mise en oeuvre de procédés
d?étanchéité photovoltaïque avec modules souples / de capteurs
solaires rapportés sur revêtement d?étanchéité en toiture-terrasse
(CSFE, membre du GMPV-FFB)
Ces recommandations constituent un socle commun de dispositions liées à
la conception, à la réalisation et à l?entretien des ouvrages
photovoltaïques mis en oeuvre sur toiture-terrasse. Elles complètent les
normes NF DTU dans la mesure où les questions spécifiques liées aux
ouvrages photovoltaïques n?y sont pas traitées directement. Ces
documents constitunte des recommandations à destination des maîtres
d?ouvrage, maîtres d?oeuvre, bureaux d?études techniques et
entrepreneurs.
- Guide RAGE 2012: Systèmes photovoltaïques par modules rigides en
toitures inclinées (le GMPV-FFB a contribué activement à sa rédaction)
Il s?agit d?un guide complet de conception, mise en oeuvre et maintenance
des installations photovoltaïques en couverture. Il s?adresse en priorité aux
entreprises de bâtiment, mais également aux autres parties prenantes
d?un projet d?installation photovoltaïque.
RAGE : Régles de l?Art Grenelle de l?Environnement 2012
- Guide PROMOTELEC-FFIE « Installations solaires photovoltaïques » (FFIE,
membre du GMPV-FFB)
Edité par la FFIE, ce guide a fait l?objet d?une refonte complète. Ce
document, à destination des installateurs de systèmes photovoltaïques,
dresse un état de l?art pour les professionnels, et traite en particulier de la
partie électrique des installations photovoltaïques. Il peut également être
abordé par les maîtres d?ouvrage.
- Plaquette AQC « Le photovoltaïque raccordé au réseau dans le
bâtiment » (le GMPV-FFB a contribué activement à sa rédaction)
Cette plaquette d?information de l?Agence Qualité Construction (AQC), à
destination des professionnels du bâtiment, concerne les installations en
toiture raccordées au réseau, en maison individuelle et en petit collectif.
Elle détaille les points d?attention à respecter en 4 étapes:
o La conception de l'installation
o Les produits
o La mise en oeuvre
o La maintenance et l'entretien
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.etancheite.com/etancheite/mediatheque/publication.html?THEME_ID=39
http://www.reglesdelart-grenelle-environnement-2012.fr/regles-de-lart/detail/guide-rage-2012-systemes-photovoltaiques-par-modules-rigides-en-toitures-inclinees-guide.html
http://www.reglesdelart-grenelle-environnement-2012.fr/regles-de-lart/detail/guide-rage-2012-systemes-photovoltaiques-par-modules-rigides-en-toitures-inclinees-guide.html
http://www.promotelec.com/professionnels/dossiers-techniques/securite-qualite-globales-des-installations-electriques/l-energie-solaire-photovoltaique-panneaux-solaires-installations-photovoltaiques.html
http://www.promotelec.com/professionnels/dossiers-techniques/securite-qualite-globales-des-installations-electriques/l-energie-solaire-photovoltaique-panneaux-solaires-installations-photovoltaiques.html
http://www.qualiteconstruction.com/fiche-publication/collection/les-plaquettes-developpement-durable/publication/le-photovoltaique-raccorde-au-reseau-dans-le-batiment.html
http://www.qualiteconstruction.com/fiche-publication/collection/les-plaquettes-developpement-durable/publication/le-photovoltaique-raccorde-au-reseau-dans-le-batiment.html
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Etre attentif à l?écriture des recommandations professionnelles spécifiques à chaque
métier :
En vue des perspectives de croissance du photovoltaïque dans le bâtiment, le GMPV-FFB poursuit
l?écriture de recommandations professionnelles, de guides techniques dédiés à chaque métier et
mène des études de Recherche & Développement. Ces travaux visent à couvrir l?ensemble des
techniques de conception, mise en oeuvre et maintenance des installations photovoltaïques dans
l?enveloppe du bâtiment.
Les guides thématiques suivants sont en cours d?écriture :
- Systèmes photovoltaïques surimposés en couverture (GMPV-FFB / UNCP)
- Systèmes solaires hybrides (photovoltaïque, thermique/aéraulique) (GMPV-FFB / UECF et
UNCP)
- Systèmes photovoltaïques sur toiture-terrasse (GMPV-FFB / CSFE)
- Solutions architecturales pour l?intégration du photovoltaïque au bâtiment (GMPV-FFB /
Union des Métalliers et FFPV)
- Les ombrières photovoltaïques et leurs usages (GMPV-FFB / FFIE)
Les études de Recherche & Développement en cours sont les suivantes :
- Etude sur la ventilation en sous-face des modules photovoltaïques (GMPV-FFB / CNEES)
- Valorisation de la chaleur en sous-face des modules photovoltaïques (GMPV-FFB / CNEES)
CNEES : Centre National de l?Expertise de l?Enveloppe et de la Structure
Modifier l?approche du dimensionnement des installations photovoltaïques et être attentif
à l?écriture des règles spécifiques à l?autoconsommation :
L?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque implique une nouvelle approche du
dimensionnement des installations photovoltaïques. Les économies réalisées grâce au
photovoltaïque dépendent fortement du taux d?autoconsommation. Afin d?évaluer ce taux, il
convient de calculer la production électrique de l?installation, mais il est également nécessaire
d?évaluer les profils de consommation électrique du bâtiment ainsi que la concordance entre
production et consommation locale. Cette étude doit tenir compte de la durée de vie de l?installation
photovoltaïque, c?est-à-dire au moins 20 ans.
Le bon dimensionnement d?une installation photovoltaïque en autoconsommation est conditionné
à la réalisation d?une pré-étude permettant d?évaluer, au cas par cas, le taux d?autoconsommation
de l?électricité photovoltaïque. Cette pré-étude est nécessairement spécifique à chaque bâtiment.
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Le GMPV-FFB accompagne d?ores et déjà les entreprises de bâtiment vers l?autoconsommation, au
moyen :
- d?un logiciel technico-économique d?aide à l?établissement d?offres en autoconsommation,
permettant d?évaluer les profils de consommation et leur concordance avec la production
photovoltaïque ;
- de fiches pratiques fournissant des exemples concrets de dimensionnements d?installations
photovoltaïques en autoconsommation pour différents types de bâtiments (résidentiels,
tertiaires, industriels?) et les résultats énergétiques, économiques et environnementaux.
Le GMPV-FFB prévoit la rédaction de guides pratiques de dimensionnement, mise en oeuvre et
maintenance des installations photovoltaïques en autoconsommation dans le bâtiment.
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Une prime à l?autoconsommation
Assujettie à la mise en oeuvre par les entreprises de bâtiment
L?autoconsommation est le modèle d?avenir pour le développement du photovoltaïque dans le
bâtiment. Ce modèle présente de nombreuses opportunités en termes :
- d?autonomie énergétique
- de sobriété énergétique
- d?innovation technologique
- de transition écologique
- de croissance économique
L?autoconsommation est adaptée à tous les bâtiments consommateurs d?électricité : résidentiel,
tertiaire, industriel ou encore agricole, ainsi qu?à toutes les tailles d?installations photovoltaïques
dans le bâtiment.
Il convient d?anticiper et d?accompagner le développement de ce nouveau modèle. Dans l?attente de
la pleine compétitivité de l?électricité photovoltaïque, la mise en place d?un mode de soutien
provisoire à l?autoconsommation est un moyen pertinent d?encadrer la mise en place de ce nouveau
modèle conformément aux règles de l?art de la construction et d?éviter de la sinistralité. L?objectif est
la poursuite d?un développement cohérent et responsable du photovoltaïque dans le bâtiment.
Un mode de soutien provisoire à l?autoconsommation permettra de soutenir la croissance du
photovoltaïque dans le bâtiment et d?afficher une bonne visibilité pour les marchés à venir.
Le GMPV-FFB plaide en faveur de la mise en place d?un mode de soutien provisoire à
l?autoconsommation du photovoltaïque dans le bâtiment afin de sécuriser ce nouveau modèle et
dynamiser les marchés.
Le mode de soutien choisi doit respecter un certain nombre de critères :
- simplicité de mise en oeuvre du mode de soutien
- visibilité totale pour les acteurs
- absence d?effet d?aubaine et d?impact négatif sur la CSPE
- absence d?incitation à un comportement anti-MDE (maîtrise de la demande d?énergie)
Le soutien de type « autoconsommation + prime symétrique » réunit l?ensemble de ces conditions.
Le système de « prime symétrique » consiste à fournir une prime complétant les économies réalisées
lorsque l?électricité est autoconsommée, et une prime de même niveau rémunérant le producteur
lorsque l?électricité est injectée sur le réseau. Ce système présente l?intérêt de favoriser
l?autoconsommation sans pousser à une surconsommation d?électricité.
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Schéma d'illustration du soutien de type "autoconsommation + prime symétrique"
Source : ADEME
L?exemple fourni ci-dessus illustre ce mode de soutien dans le cas d?un bâtiment résidentiel : lorsque
l?électricité est injectée sur le réseau, le producteur obtient une prime de 110 ¤/MWh. Lorsque
l?électricité est autoconsommée, il obtient cette même prime de 110 ¤/MWh, et réalise de surcroît
l?économie de l?électricité qui n?a pas été achetée, soit 151 ¤/MWh. Cela permet de reconstituer un
niveau de revenu de 262 ¤/MWh.
Cette prime est fixée selon le type de contrat de consommation du producteur, et n?est donc pas
soumise à un plafond. Cette solution fournit une bonne visibilité pour le producteur et ne présente
pas de risque de sous-rémunération, ni de sur-rémunération.
Le GMPV-FFB plaide en faveur de la mise en oeuvre d?un système de type « autoconsommation +
prime symétrique ».
Ce mode de soutien doit continuer à s?inscrire dans le respect des règles de l?art de la construction
et des recommandations spécifiques au photovoltaïque.
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Les propositions du GMPV-FFB
En faveur de l?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque dans le bâtiment :
Le GMPV-FFB plaide en faveur d?une refonte du mode de soutien du photovoltaïque dans
le bâtiment, permettant de :
? Remplacer le système actuel de tarifs d?achat par un système de soutien à
l?autoconsommation, basé sur un mécanisme de type « autoconsommation + prime
symétrique » tel que développé par l?Ademe.
? Conditionner l?obtention de toute prime :
o à la production par l?entreprise de bâtiment des documents suivants, avant
la réalisation des travaux :
? attestation d?assurance à jour couvrant sa responsabilité civile et sa
responsabilité décennale pour l?activité photovoltaïque et pour le
système photovoltaïque mis en oeuvre, compatible avec la taille du
chantier.
? attestation à jour de qualification / certification de l?entreprise de
bâtiment réalisant la conception et la mise en oeuvre de l?installation
photovoltaïque. Cette qualification / certification doit correspondre
au type d?installation réalisée et à la taille du chantier (cf. annexe 2).
o à la production par l?entreprise de bâtiment des documents suivants, à
l?issue des travaux :
? attestation de conformité électrique de l?installation photovoltaïque
visée par un organisme agréé (CONSUEL?).
? attestation sur l?honneur garantissant que l'installation
photovoltaïque a été conçue et réalisée de manière à satisfaire
l'ensemble des exigences auxquelles elle est soumise, notamment les
règles de conception et de réalisation visées par les normes NF DTU,
les règles professionnelles et les évaluations techniques.
? fiche explicative contresignée par le maître d?ouvrage, soulignant la
nécessité d?un suivi de l?installation photovoltaïque à travers un
contrat de maintenance (reconductible).
o au fait que le propriétaire, l?exploitant et l?autoconsommateur, soient une
seule et même personne (physique ou morale).
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? Définir plusieurs niveaux de primes :
o une prime de base pour la mise en oeuvre d?une installation photovoltaïque
sur bâtiment uniquement, dans le but de valoriser le savoir-faire acquis par
les entreprises de bâtiment et d?assurer une production au plus près des
lieux de consommation.
o une prime bonifiée selon la technique de mise en oeuvre afin de privilégier
avant tout les procédés respectant les règles d?intégration / intégration
simplifiée au bâti, valorisant l?esthétisme de l?ouvrage et son intégration
architecturale dans le paysage urbain.
Les entreprises du GMPV-FFB maîtrisent les spécificités techniques de
l?enveloppe du bâtiment et se tiennent à la disposition des pouvoirs publics
pour faire évoluer les critères d?intégration / intégration simplifiée au bâti,
sur la base de leurs retours d?expérience.
? Supprimer les procédures d?appels d?offres, excessivement longues et complexes,
auxquelles les entreprises de bâtiment (artisans, PME) ne peuvent répondre.
? Supprimer tout plafond de puissance pour l?allocation d?une prime, mis à part la
limite réglementaire de 12 MWc.
? Prévoir une révision non pas trimestrielle mais annuelle de ces primes, afin
d?assurer une visibilité acceptable aux entreprises de bâtiment.
Le niveau de révision doit être connu avant la date de son entrée en vigueur.
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Annexe 1
Les relais de croissance pour le développement du photovoltaïque dans le
bâtiment
Le GMPV-FFB a effectué des travaux de prospective sur le thème des « relais de croissance pour le
développement du photovoltaïque dans le bâtiment », qui ont fait l?objet d?une campagne de
communication nationale. Cette campagne porte sur des sujets d?avenir, leviers de développement
des marchés d?aujourd?hui et de demain.
Les objectifs de la campagne sont les suivants :
- assurer la promotion des solutions innovantes pour le développement du photovoltaïque dans
le bâtiment et l?information sur les fantastiques opportunités de marchés qu?offre l?activité
photovoltaïque quel que soit l?usage du bâtiment (résidentiel, tertiaire, industriel, agricole?) à
grande échelle (quartier, ville, territoire) ;
- accompagner dans leur choix, non seulement nos concitoyens, mais d?abord nos entreprises et
compagnons, en démontrant la valeur ajoutée du photovoltaïque sur l?enveloppe du bâtiment
(valorisation du patrimoine foncier, nouveau matériau de construction multifonctionnel et
nouvelle source d?énergie compétitive) ;
- sensibiliser les maîtres d?ouvrage publics et privés et les informer au mieux pour leurs choix de
prescription.
Deux guides informatifs ont notamment été développés, et portent sur les thèmes phares de cette
campagne de communication :
- « Le photovoltaïque au service de la performance énergétique dans le bâtiment en France »
Ce guide vise à informer les différentes parties prenantes sur la place du photovoltaïque dans
la réglementation thermique, et sa valeur ajoutée dans l?amélioration de la performance
énergétique du bâtiment ;
- « Les solutions d?autoconsommation de l?électricité photovoltaïque dans le bâtiment en
France »
Ce guide vise à sensibiliser les parties prenantes au principe de l?autoconsommation de
l?électricité photovoltaïque, à son intérêt et à son avenir dans le cadre des bâtiments et des
territoires de demain.
Les deux guides visent également à informer les différents acteurs sur les solutions photovoltaïques
existantes, leurs modes d?intégration au bâti et les corps de métiers concernés. Ils rappellent que
l?entreprise de bâtiment occupe une place centrale dans l?acte de construire et de rénover.
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/1-guides-dinformation-les-relais-de-croissance-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/1-guides-dinformation-les-relais-de-croissance-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
http://www.gmpv.ffbatiment.fr/photovoltaique/technique/textes-de-reference/1-guides-dinformation-les-relais-de-croissance-pour-le-developpement-du-photovoltaique-dans-le-batiment.html
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Annexe 2
Photovoltaïque dans le bâtiment : les signes de qualité
Typologies des signes de qualité
Les signes de qualité qui concernent les entreprises de bâtiment sont de trois types : appellations,
qualifications et certifications. Le tableau ci-dessous détaille les exigences de ces différents types de
signes de qualité.
- Les appellations sont d?un niveau d?exigence variable en fonction du contenu de leur
référentiel.
- Les qualifications constituent des signes de qualités solides et peuvent être délivrés ou non
par un organisme accrédité par le COFRAC.
- Les certifications sont liées à un haut niveau d?exigences, et s?accompagnent d?audits sur
chantier et en entreprise. L?organisme d?attribution peut également être accrédité par le
COFRAC.
= organisme reconnu par le COFRAC
= qualification « Reconnu Garant de l?Environnement »
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Signes de qualité dans la filière photovoltaïque
Il existe trois organismes délivrant des signes de qualité pour les entreprises d?installation de
systèmes photovoltaïques :
- Qualit?ENR : délivre les qualifications
o « QualiPV module Bât » pour la partie « bâtiment »
o « QualiPV module Elec » pour la partie « électricité »
Ces qualifications sont réservées à l?habitat individuel (quelques kWc).
Elle s?obtient soit sur la base de la présentation de références récentes, soit en réalisant une
formation dans un centre agréé par Qualit?ENR (durée de 2 à 3 jours). L?entreprise s?engage à
respecter la charte de qualité QualiPV. Des contrôles de réalisation peuvent être effectués.
- Qualifelec : délivre la qualification
o « Installations électriques mention SPV
(Solaire Photovoltaïque) »
Cette qualification est destinée aux installateurs électriciens. Elle peut concerner des locaux
à usage résidentiel, agricole, tertiaire ou industriel.
Elle s?obtient sur la base de présentation d?installations électriques photovoltaïques de
référence. Des contrôles de réalisation sont effectués.
- QUALIBAT : délivre les qualifications de la série 81
o « Modules en intégration »
o « Modules de substitution ou en surimposition »
et délivre les certifications de la série 81
o « Modules photovoltaïques intégrés »
o « Modules photovoltaïques surimposés ou de substitution »
o « Modules souples »
Ces qualifications et certifications se destinent aux entreprises de bâtiment capables de gérer
dans sa globalité l?installation des systèmes mis en oeuvre : étude de faisabilité, conception,
mis en oeuvre conforme aux spécifications, respect des règles de sécurité, mise en service,
maintenance. Les entreprises effectuent la fourniture et la pose du système photovoltaïque.
Un seuil de sous-traitance de 30% maximum est fixé. Il n?y a pas de limitation de puissance.
? Les qualifications (jusqu?à 250 kVA) s?obtiennent sur la base de l?étude d?un dossier
associé à des références d?installations photovoltaïques, suivie d?un contrôle.
? Les certifications (au-delà de 250 kVA) s?obtiennent sur base du respect d?un
référentiel exigeant combiné à plusieurs audits sur chantier et en entreprise.
L?évaluation s?attache à la régularité de la situation administrative et juridique, aux
moyens matériels et financiers et surtout aux compétences techniques des
entreprises ainsi qu?à la qualité du matériel mis en oeuvre. Ces certifications sont
particulièrement adaptées aux réalisations sur grandes toitures.
COFRAC RGE
RGE
COFRAC RGE
COFRAC
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Lançons
l?autoconsommation
citoyenne
État des lieux et
propositions
Table des matières
1° Préambule
2° Introduction : les bases
3° Restaurer la confiance
4° Définition, situation actuelle
5° L'autoconsommation simple
6° L'autoconsommation avec Net Metering
7° Vente du surplus, vente en totalité
8° Cas passif = déplacement de certaines consommations
9° Cas actif = batteries, STEP, hydrogène?
10° Pic du soir et pic de nuit : l?impact sur le réseau
11° Financement du réseau
12° Les particuliers : investissement citoyen !
13° Les maîtres mots : simplicité et sécurité
14° Conclusion technique
15° Au coeur des politiques territoriales*
16° Inciter les collectivités à investir dans leurs propres installations
17° Conclusion
1° Préambule
Les documents concernant l?autoconsommation sont pléthoriques et de
bonne qualité, même si certaines propositions sont discutables. Notre association,
le GPPEP, va simplement donner la vision des citoyens ; car ce sont bien eux les
principaux intéressés et nous sommes peut-être les seuls à bien les connaître.
Nous nous appuyons sur notre expérience de producteurs et de citoyens, les
retours que nous avons de nos nombreux adhérents (plus de 2 500) et les liens
étroits que nous avons avec les autres acteurs de la filière photovoltaïque. Sans
oublier les résultats de nos actions de terrain lors de nos participations aux
foires-expositions de dimension nationale (Marseille, Nantes, Mulhouse?).
2° Introduction : les bases
Grâce aux panneaux solaires photovoltaïques (modules PV), il est
possible de produire directement de l'électricité. Une fois produite, cette
électricité doit être utilisée, sans quoi elle est perdue pour le producteur. Ce sont
les consommateurs les plus proches de la source de production qui seront les
premiers servis, donc le producteur lui-même en premier, puis ses voisins
immédiats.
Il y a trois moyens d?utiliser cette électricité :
? Par un contrat de vente en totalité (on vend tout ce qu'on produit).
? Par un contrat de vente du surplus (on vend ce que l'on n'a pas
consommé).
? Sans contrat de vente (on consomme tout ce qu'on produit).
Ce dernier cas correspond à ce que l'on appelle abusivement
« autoconsommation ». Le gain se fait donc ici par une économie sur sa
facture d'électricité.
3° Restaurer la confiance
Après une explosion des installations de centrales photovoltaïques dès le
début 2008 et jusqu?au moratoire de 2010, le marché s?est replié sur lui-même,
pour de nombreuses raisons :
? Les baisses du tarif d?achat.
? Le manque de visibilité suite aux brusques changements de cap des décideurs.
? La mauvaise publicité des sociétés éco-délinquantes.
? Les « affaires », comme Scheuten, et les liquidations judiciaires en série.
? Les mauvais choix techniques privilégiés (intégration au bâti, etc.).
? Une vision à long terme peu compatible avec les finances des particuliers.
? Une politique de discrédit sur le PV : panneaux chinois, CSPE?
C?est à l?État, avec l?aide des acteurs du terrain, de restaurer la confiance
dans les énergies renouvelables, non seulement en étant intransigeant envers les
éco-délinquants, mais aussi en redonnant aux citoyens le désir de participer
activement à la transition énergétique.
L?autoconsommation
par et pour le citoyen
4° Définition, situation actuelle
Le diagramme présente l'éventail des possibilités offertes à un producteur.
C'est un bon moyen de présenter la situation actuelle (= les 2 premiers choix :
vente totale et vente du surplus), la situation de transition (= autoconsommation
simple) et les possibilités futures.
Remarque : le diagramme ne présente que l'aspect financier et ne montre pas les
économies qu'on peut faire par un déplacement de charges.
On insistera sur le fait que le réseau est présent dans tous les cas.
Également, on ne manquera pas de rappeler que le producteur est
toujours le premier consommateur et que, par conséquent, l'énergie qu'il produit
est toujour s, en partie, consommée par lui-même.
? Vente totale : la totalité de la production est vendue.
Cela nécessite la création d'une ligne d'injection dédiée et, par conséquent,
un compteur de production (et un de non-consommation afin de s'assurer
qu'il n'y a pas de consommation sur la ligne).
Cette solution est la plus utilisée vu le niveau du tarif d'achat.
? Vente du surplus : seul le surplus est vendu, si la production est supérieure
à la consommation.
L'injection se fait sur la ligne de consommation. Seule la pose d'un compteur
d'injection est nécessaire (tête-bêche par rapport au compteur de
consommation). Les frais de raccordement sont réduits. La partie consommée
par la maison vient en déduction de l'apport du réseau, on peut donc l'assimiler
à une vente au tarif du réseau (réduction de la facture d'électricité).
? Autoconsommation sans stockage (situation actuelle) : la totalité de la
production est consommée. Si on a un peu de surplus, ce dernier va sur le
réseau gratuitement.
Pas de pose de compteur, pas de modification de l'installation électrique
de la maison. On peut assimiler le branchement de l'installation au
branchement d'un grille-pain. L'amortissement de l'installation se fait donc
juste par les économies sur sa facture électrique.
? Autoconsommation avec stockage.
Outre les coûts supplémentaires, une partie de l'énergie est perdue dans la
phase de stockage, le rendement de l'opération stockage/déstockage étant
inférieur à 1.
? Autoconsommation avec stockage et vente : non autorisé par la
réglementation actuelle.
Plutôt pour une échelle collective (quartier, commune?) qu'individuelle.
5° L'autoconsommation simple
Avantage : un maître mot, la simplicité.
Inconvénient : puissance modérée.
Le principal avantage de cette forme d'autoconsommation est sa simplicité.
En effet, il n'y a aucune modification à faire sur l'installation électrique, aucun
tarif d'achat à demander. Les démarches se résument à une déclaration préalable
en mairie dans le cas d'une pose en toiture et d'une convention d'exploitation
avec ERDF. On est complètement dans une démarche citoyenne de production
d'énergie verte sans but lucratif.
L'inconvénient est que, généralement, on ne peut pas mettre une puissance
importante car cela générerait trop de surplus. Un peu de surplus lors de la
pointe de production n'est pas gênant, et même plutôt souhaitable pour les EnR.
Mais trop pourrait nuire à l'amortissement du matériel. Une étude du profil de
consommation est nécessaire afin de déterminer la puissance adéquate et d'éviter
un projet trop coûteux par rapport aux besoins.
Afin de permettre une augmentation de la puissance de l'installation de
production, et donc une meilleure utilisation des surfaces de toiture disponibles,
plusieurs pistes sont envisageables :
? le Net Metering,
? le déplacement de charges,
? le stockage simple,
? la vente du surplus (tarif d'achat ?),
? le stockage et vente.
6° L'autoconsommation avec Net Metering
Simplicité :
Net Metering = Consommation ? Production injectée
Pas de tarif d?achat spécifique
Le Net Metering est la réduction de la facture de consommation?
Il s'agit simplement de regarder le solde Consommation ? Production en
fin de période.
Techniquement, un simple compteur mécanique suffit (il tourne à l'envers en cas
de surplus) ! Mais ce type de compteur ne permet pas de comptabiliser la partie
qui a été temporairement envoyée sur le réseau (et donc l'effort à
l'autoconsommation qui a été fait). À terme, il conviendra de disposer de
compteurs double flux mais, en attendant leur déploiement, une tolérance serait
souhaitable pour les usagers disposant encore d'un compteur mécanique.
Autre avantage, cela évite l'introduction d'un tarif d'achat spécifique. Le
risque est potentiellement un abus avec une installation de puissance très
largement surdimensionnée par rapport aux besoins, ainsi que l?absence d'effort
pour mettre sa consommation en phase avec sa production. Lorsque les
compteurs double flux (genre Linky) seront disponibles, il conviendra
probablement de mettre une limite sur l'énergie injectée en fonction de la
puissance installée afin d'inciter à maximiser son autoconsommation.
Avantages : simplicité, pas de problème de dimensionnement et pas d'impact
pour le réseau (donc pas de PTF), incitation à l'autoconsommation, mise en
oeuvre immédiate. Les personnes auront le choix pour minimiser les surplus
injectés, soit de déplacer des charges, soit d'installer un système de stockage
(plus onéreux).
? Proposition 1 (dans le cadre du Net Metering) : pour limiter la puissance
installée (et pour éviter les abus et les frais sur le réseau), on ne rémunérera
pas un éventuel surplus en fin de période de comptage (comptage annuel).
Suivant les compteurs, on aura :
? Compteur électromécanique : surplus décompté du compteur de
consommation, tolérance en attendant un changement de compteur.
? Compteur électronique simple : surplus non comptabilisé, « donné » au
réseau. Ce don pourrait compenser la tolérance pour les compteurs
mécaniques.
? Compteur électronique double flux (Linky) : les surplus comptabilisés
seront donnés à un fonds public (précarité énergétique, développement
MDE?) qui pourra les vendre aux fournisseurs d'énergie pour financer
ses actions.
Incitations : pas de contrainte sur le type d'installation, bien entendu pas de
Consuel (d'autant plus que la puissance installée est inférieure ou égale à la
puissance de l?abonnement). Mise en place d'une PTF simplifiée (juste à vérifier
la conformité de l'onduleur choisi). Également, très important, ne faire aucun
frais au niveau des compteurs tant qu'on n'a pas le compteur Linky. Inutile de
faire poser un compteur de production provisoire et ainsi générer des frais
supplémentaires. Au contraire, les personnes ayant un compteur électronique
simple seront d'autant plus incitées à faire des déplacements de charge. Quant à
ceux qui ont encore un compteur mécanique, tant mieux pour eux, cela les
encouragera à faire réaliser une installation photovoltaïque?
On le voit, cette solution ne demande aucun tarif d'achat particulier. Elle
n'a donc aucun impact sur la CSPE.
Ce type d'autoconsommation est au final un effort d'économie d'énergie
par rapport à l'effet sur le réseau. Ce type de projet devrait donc bénéficier des
mêmes facilités de mise en oeuvre que les autres types de projets d'économie
d'énergie (isolation, chauffage, eau chaude).
? Proposition 2 : Rendre éligibles les installations en autoconsommation aux
mêmes aides ou incitations que les autres travaux d'économies d'énergie.
? Éco-prêt à taux zéro (Eco-PTZ).
? Certificats d?économie d?énergie (CEE).
? Proposition 3 : Pour inciter à faire travailler les professionnels locaux tout
en restant dans la logique de projet d'économie d'énergie.
? TVA à taux réduit 5,5 % sur le matériel et la main-d'oeuvre.
7° Vente du surplus, vente en totalité
Le système des contrats d'achat peut garder son intérêt pour continuer à
développer une production importante d'EnR.
? Vente totale : pour les locaux collectifs ou ceux dont le propriétaire n'est
pas l'occupant.
? Vente des surplus : pour ceux qui veulent maximiser leur installation de
production sur toute la toiture disponible pour produire plus d'EnR.
Ils obtiendront donc une production largement supérieure à leurs besoins.
Mais il faut réduire l'impact de ces contrats sur la CSPE. On peut poursuivre le
système existant, mais en supprimant la contrainte d'intégration au bâti, qui
représente la plus grande partie du coût du tarif d'achat, sans avoir montré
d'impact sur le développement d'une technologie nationale.
(Nous pourrions reprendre l'idée initiale de prime à l'intégration versée en une
fois au début de l'installation, par exemple 0,50 ¤/Wc, si on souhaite maintenir
ce système).
8° Cas passif = déplacement de certaines consommations
Le stockage passif consiste à simplement déplacer des charges pour faire
en sorte qu'elles se déclenchent et consomment au moment de la production. Ces
charges sont la production de chaleur (eau chaude sanitaire, pompe à chaleur) ou
de froid, ainsi que certains appareils électriques comme le lave-vaisselle, le lave-
linge ou les pompes de filtration des piscines. La seule difficulté avec ces
charges, c'est qu'elles ne sont généralement pas conçues pour fonctionner avec
des puissances variables (typiquement, un chauffe-eau a une résistance de 2 à 3 kW).
Néanmoins, il est possible de rajouter un contrôleur de puissance dans certains cas.
Il y a pour les industriels un gros potentiel à fournir des appareils
pilotables en puissance dont on pourra ajuster la consommation en fonction des
surplus disponibles.
9° Cas actif = batteries, STEP, hydrogène?
Le stockage actif consiste à utiliser des batteries dans le but de stocker
l'énergie pour une utilisation ultérieure. À une échelle individuelle, ce moyen est
encore extrêmement onéreux. Il est également difficile à dimensionner
correctement. On peut aussi se demander si c'est vraiment une solution
judicieuse, car l'énergie chèrement stockée aurait certainement pu être utilisée en
direct par les voisins immédiats. Nous ne sommes donc pas sûrs que cela rende
vraiment service au réseau mais, si c'était le cas, il serait logique de rémunérer le
particulier pour le service qu'il rend. Cela veut dire qu'il faudrait, soit un tarif
d'achat pour les kWh stockés, soit une prime « à la batterie ». Cela ne paraît pas
très pertinent. Par conséquent, il ne semble pas intéressant d'inciter (par des
primes ou autres) ce type d'installation.
En revanche, lorsque les véhicules électriques seront disponibles, ce mode de
stockage prendra tout son sens.
À une plus grande échelle (quartier ou agglomération), on peut faire appel à
d'autres technologies plus efficaces et proportionnellement moins coûteuses.
10° Pic du soir et pic de nuit : l?impact sur le réseau
Le réseau enregistre un pic de consommation le soir, lorsque les gens rentrent
chez eux. Ce pic est dû à la mise en route des appareils électroménagers mais
également à la remontée en température des appareils de chauffe. Si les appareils de
chauffe disposent d?un moyen de stockage (accumulation, plancher chauffant?), il
devient aisé de décaler la consommation effective au-delà de 18 h/19 h.
On pourrait penser que le micro-stockage chez le particulier permettrait de
limiter ce pic. En fait, ce n'est pas vraiment le cas, car cela présuppose au moins
deux choses : que le stockage soit plein et qu'il se déclenche au bon moment. De
plus, les appels de puissance importants qui sont générés (par exemple, le four
ou la plaque de cuisson) ne sont pas très favorables pour la durée de vie de la
batterie.
Ce problème de pic de puissance en soirée n'a rien à voir avec les EnR,
c'est un problème de réseau et de maîtrise de l?énergie. Ce qu'il faudrait, c'est
plutôt de disposer d'espace de stockage de moyenne puissance (niveau quartier
ou petite ville). Dans un premier temps, ce stockage serait alimenté par le réseau
et les moyens conventionnels. Petit à petit, au fur et à mesure de l'augmentation
des surplus des EnR, ces dernières prendront la relève. On autorise ainsi une
transition en douceur tout en permettant déjà une réduction des moyens
conventionnels (puisque le pic sera atténué).
À noter que les déplacements de charges permettent également de réduire le pic
du soir (en programmant le lave-vaisselle pour fonctionner à midi, en
préchauffant la maison ?).
Nous avons souvent droit à la remarque « perfide » qu'il ne fait pas toujours beau !
C'est une lapalissade, mais à cela nous pouvons répondre plusieurs choses :
? D'abord, il ne fait jamais totalement mauvais partout ? !
? Ensuite, on voit tout le potentiel du stockage de moyenne échelle, qui peut
être alimenté par le réseau (il y a toujours un endroit où une EnR est
active, sans parler des stockages de masse comme les STEP, CAES,
hydrogène ?).
? Également, le déploiement du Smart Grid et la transmission des
informations sur les ressources du réseau à brève échéance (2 à 3 jours)
permettront d'avertir le particulier de l'opportunité de lancer telle ou telle
charge.
? Enfin, ne pas sous-estimer les actions citoyennes de délestage du réseau
(réseau ÉcoWatt, exemple PACA : http://www.ecowatt-paca.fr/)
? Proposition 4 : Inciter le stockage de moyenne puissance plutôt que le
micro-stockage. Inciter le déplacement de charges pour le particulier.
11° Financement du réseau
Un auto-consommateur n'utilise pas le réseau quand il auto-consomme !
C'est une évidence, mais il est bon de le rappeler. Il continue cependant d'utiliser
le réseau normalement quand sa production est insuffisante ou quand il injecte
un surplus. La question du financement du réseau reste donc d'actualité. Il y a
deux choix possibles pour son financement (et donc son entretien) : on peut
facturer en fonction de la puissance de raccordement ou bien en fonction de la
consommation. On doit également réfléchir sur les « pics » de consommation
qui posent problème au réseau.
La première solution aurait plutôt la faveur des institutionnels, car ce serait un
moyen de limiter les pics en obligeant les consommateurs à réduire leur
abonnement et à mettre en place un système de lissage (batterie). Cependant,
nous pensons que ce n'est pas le bon choix et que la deuxième solution
(contribution sur les kWh consommés) lui est préférable, car cela ?:
? incite à réduire sa consommation (d'où MDE, isolation, déplacement de
charges),
? incite à faire de l'autoconsommation (développement de production
citoyenne),
? incite le réseau à se moderniser et à préparer sa transition (stockage de
« quartier »),
? prépare le futur Linky (tarif kWh élevé en pointe, entre autres, ce qui
traite le problème du pic d'ERDF),
? ne crée pas d'obstacle pour les futurs producteurs (c?est un investissement
financier personnel),
? ne fait pas payer au consommateur la mise en place d'un système coûteux
et moyennement efficace (cf. chapitre n° 10) alors que ces efforts sont du
ressort de la collectivité et donc d?ERDF. Ce n'est pas au citoyen d'être au
service d'EDF/ERDF en tant que variable d'ajustement, c?est l'inverse.
Comme nous proposons une participation au kWh et qu'en même temps
on vise la réduction de la consommation, on voit qu'à long terme se posera la
question du financement. Nous estimons souhaitable de basculer petit à petit le
financement du réseau vers une contribution payée par l'ensemble des citoyens.
Ce concept prend tout son sens quand on imagine le réseau comme bien plus qu'un
simple tuyau amenant l'électricité ? Ce réseau sera l'artère vitale de notre future
société qui, à terme, verra l'électricité devenir le principal vecteur d'énergie
(développement des EnR, essor du parc de véhicules électriques, etc ...).
Le réseau étant un bien collectif, il est logique qu'il devienne citoyen et soit
financé par tout le monde, consommateur, producteur, simple utilisateur.
Proposition 5 : Assurer le financement du réseau par une participation sur
l'énergie consommée ou injectée (donc sur le kWh). Il faut dès à présent
anticiper et réfléchir sur un futur financement collectif.
12° Les particuliers : investissement citoyen !
De plus en plus de projets d?énergies renouvelables se montent grâce à
l?investissement citoyen. L?objectif n?est pas de créer une entreprise qui veut
simplement faire du bénéfice, mais de réunir des citoyens, habitant à proximité,
voulant s?investir dans un équipement local et collectif. Cela permet aux
habitants de mieux s'approprier le projet et de se rendre compte concrètement de
ce qu?est l?énergie.
L?investissement citoyen est très généralement couplé avec un volet
éducatif et, quand il se fait avec des municipalités, l?installation peut être
rétrocédée gratuitement à la commune en fin de contrat.
Le principal objectif n?est pas de réaliser un bénéfice indécent (taux de 1 à 3 %),
mais bien de participer à un projet d?intérêt pour la collectivité.
Certaines entreprises se sont créées en surfant sur cette vague. Elles ont
pour objectif de regrouper des personnes ou entreprises qui amènent des fonds
dans un projet mais ne se l?approprient pas.
Le GPPEP voit plusieurs inconvénients à ce type de montage :
? Des investisseurs non concernés localement peuvent intégrer ces structures.
? Pas de participation aux décisions.
? Côté éducatif non mis en oeuvre.
? Le don de l?installation à la fin du contrat d?achat n?est pas systématique.
? De plus, le citoyen n?a pas forcément la possibilité d?investir au capital de
la société mais peut uniquement prêter (par exemple, sous forme
d?obligations) lui retirant ainsi toute capacité d?inflexion de la stratégie de
l?entreprise.
? Proposition 6 : Favoriser l?investissement citoyen en lui réservant une part
de capital dans tous les projets d?énergie et en particulier d?EnR.
? Proposition 7 : Inciter les propriétaires de biens publics (communes,
administrations ?) à mettre à disposition leurs toitures pour des projets
d?investissement citoyen.
13° Les maîtres mots : simplicité et sécurité
L?autoconsommation vue par le citoyen est une démarche qui paraît
complexe, car nous avons été habitués à ce que l?État nous apporte notre
approvisionnement énergétique de manière continue et peu onéreuse.
L?idée d?investir sur le long terme pour réduire sa facture énergétique n?est pas
« naturelle ». Il faut donc faire évoluer les modalités (État, Régions, associations
de terrain) mais aussi limiter au maximum l?investissement nécessaire.
En ce qui concerne le Consuel, par exemple, le décret n°72-1120 du 14
décembre 1972, consolidé le 24 mars 2010, précise bien que cette attestation de
conformité n'est demandée qu'en cas de création de nouvelle ligne, de
modification ou de rénovation de l'installation existante. Une installation en
autoconsommation n'est clairement pas de cet ordre et se rapproche plutôt du
simple branchement d'une pompe à chaleur ou d'un frigo.
? Proposition 8 : Simplification des contraintes administratives.
? Suppression du Consuel puisqu?il n?y a pas modification du comptage (cf
ci-dessus)
? Simplification de la procédure administrative pour obtenir la convention de
raccordement ERDF ; la fourniture de la certification du matériel (en
particulier la VDE 0126-1-1/A1 pour l'onduleur) devrait suffire au dossier.
? Pas de frais de raccordement réseau.
14° Conclusion technique
L'autoconsommation est bénéfique sur plusieurs plans :
? Elle réduit la charge du réseau en puissance (grâce au déplacement de
charges ainsi qu'aux futurs stockages de « quartier »).
? Son utilisation diffuse évite les perturbations sur le réseau (dans le cas des
puissances « résidentielles »).
? Elle permet une meilleure pénétration des EnR au plus près des lieux de
consommation.
? Elle incite à la mise en place de moyens de stockage de moyenne capacité,
ce qui est de toute façon nécessaire pour le réseau, et cela augmente sa
résilience.
? Elle amène les personnes à la prise de conscience de l'importance de la MDE.
? Elle prépare et anticipe le déploiement du futur Smart Grid .
? Elle est génératrice de création d'emplois.
15° Au coeur des politiques territoriales*
? Sur 10 emplois créés dans le photovoltaïque, 8 au moins le sont ou peuvent
l'être à proximité du lieu d?installation ? et 10 installations sur les toits des
particuliers par an correspondent à un emploi à plein temps en France.
? Ce gisement de plusieurs dizaines de milliers d'emplois et d'activité
économique non délocalisable participe au potentiel de croissance induit
par l'engagement de la société française dans une démarche de sobriété et
d'efficacité énergétiques.
? L?électricité photovoltaïque contribue à sécuriser l?approvisionnement,
mais aussi à favoriser l?équilibre des réseaux de distribution, du moins
tant qu?elle reste de dimension potagère.
? Les collectivités locales doivent être incitées à s?impliquer dans
l?organisation d?activités de production photovoltaïque cohérentes
avec la gestion des réseaux dont elles sont propriétaires, dans le cadre de
leur politique territoriale.
* Cf. document photovoltaïque citoyen de 2012 http://gppep.org/node/77
16° Inciter les collectivités à investir dans leurs propres installations
? Les inciter à participer en capital dans les projets photovoltaïques
réalisés sur leur territoire, et systématiser cette participation pour leurs
projets bénéficiaires de l?obligation d?achat. Le recours à la simple
location de toiture ou de terrain doit être limité.
? Fournir une boîte à outils juridique, administrative et financière aux
collectivités souhaitant investir dans des projets photovoltaïques sur les
sites leur appartenant, via l'ADEME.
? Imposer la création d?au moins une permanence mensuelle de
personnels des GRD qualifiés, dans toutes les collectivités, afin de
renforcer le lien avec les élus, techniciens des collectivités et producteurs
ou consommateurs d?électricité, et faciliter l?information, le conseil et la
résolution des conflits.
? Réorganiser les réseaux publics de distribution d?électricité créés ou
modifiés à l?occasion de nouvelles opérations d?aménagement foncier,
pour pouvoir y injecter la production d?électricité intermittente
(photovoltaïque, éolienne) représentant au moins 20 % de la capacité de
distribution.
17° Conclusion
Nous sommes tous conscients des dysfonctionnements de l?obligation
d?achat, qui a conduit à la destruction de milliers d?emplois et mis des milliers
de « petits producteurs » dans des situations critiques.
Nos propositions actuelles se situent résolument dans une optique d?avenir
et de développement avec des propositions justes, économes en deniers publics
et simples, telles que le stockage de quartier, le financement collectif du réseau,
la simplification des dossiers?
Nous avons raté le photovoltaïque citoyen ? ne loupons pas
l?autoconsommation citoyenne !
Glossaire :
PTF : Proposition Technique et Financière
MDE : Maîtrise de l'Énergie ou Maîtrise de la Demande d'Énergie
CSPE : Contribution au Service Public d'Électricité
PTZ : Prêt à Taux Zéro
EnR : Énergie Renouvelable
STEP : Station de Transfert d'Énergie par Pompage (exemple : barrage
hydraulique)
CAES : Compressed Air Energy Storage = stockage d'énergie par air comprimé
GRD : Gestionnaire Réseau de Distribution
Groupement des Particuliers Producteurs d?Électricité Photovoltaïque (GPPEP) :
Association loi 1901 reconnue d?intérêt général, créée en 2009 par des particuliers, pour des
particuliers possédant une installation photovoltaïque ou sympathisants, ayant comme partenaires
le très actif http://forum-photovoltaïque.fr, la plus importante base de données sur le
photovoltaïque en France www.bdpv.fr et l?association souhaitant regrouper l?ensemble de la
filière du photovoltaïque résidentiel du fabricant au producteur en passant par l?installateur
www.insoco.org.
L?association regroupe à ce jour plus de 2 500 membres sur tout le territoire français et représente
légitimement les milliers de particuliers producteurs.
En coopération avec L. Reynaud de "Mices" (Mini Centrale Electrique Solaire)
Président Joël Mercy
Contact ca@gppep.org
Tel : 0970 440 345
Autoconsommation : opportunité ou vraie fausse piste ?
Note de décryptage et de positionnement ? décembre 2013
________________________
L'autoconsommation est de plus en plus souvent présentée comme une solution pour le
développement futur des énergies renouvelables électriques « de proximité » en général et du
photovoltaïque en particulier. Ses promoteurs mettent en avant le fait qu'elle permettrait de soulager la
CSPE acquittée par les consommateurs et de limiter l'impact de la production sur le réseau de
distribution, notamment en termes de besoin de renforcement.
Toutefois, une lecture attentive des nombreuses déclarations et présentations sur le sujet montre que
la défnition de cette notion n'est pas homogène et que la compréhension de toutes les implications
d'un système qui la favoriserait est loin d'être partagée par tous les interlocuteurs.
La présente note a pour objectif d'éclairer le débat afn d'orienter les éventuelles mesures incitatives
dans une direction qui ne soit pas contre-productive pour les différents acteurs de la flière : l'industrie,
les installateurs et autres professionnels, les producteurs, mais surtout les consommateurs qui auront
à en assumer le coût fnancier via la CSPE et les gestionnaires des réseaux qui auront à gérer les
conséquences concrètes de son éventuel développement.
Les réfexions présentées ici s'inscrivent dans le contexte actuel, mais elles pourraient être modifées
par des évolutions à venir comme une accélération de la pénétration du photovoltaïque sur le réseau,
une augmentation sensible des prix de vente, régulés ou non, de l'électricité, le développement de
nouveaux usages comme les véhicules électriques ou encore l'émergence de nouvelles technologies
de stockage (hydrogène, méthanation).
1. Considérations préalables
Rappels de quelques principes physiques
Du point de vue de la physique, l?électricité suit toujours le chemin le plus court de moindre résistance
pour aller du point où elle est produite vers le point de consommation le plus proche.
Lorsqu'un système photovoltaïque produit de l'électricité, ce sont toujours les appareils en
fonctionnement au même moment à proximité immédiate qui seront alimentés en priorité,
indépendamment du type de raccordement et de l'existence ou non d'un contrat d'achat.
Dans le cas d'un système installé sur un bâtiment équipé d'un compteur électrique de consommation,
trois situations peuvent se présenter :
? le producteur bénéfcie d'un contrat d'achat en « vente de la totalité » : le système est
raccordé directement au réseau public de distribution via un compteur de production posé
par le gestionnaire de réseau (ERDF ou ELD) en parallèle du compteur de consommation
(un nouveau raccordement est créé), toute la production est mesurée ;
? le producteur bénéfcie d'un contrat d'achat en « vente de surplus » : le système est
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raccordé au tableau du circuit électrique intérieur et un compteur de production est posé
en série sur le raccordement existant, tête-bêche par rapport au compteur de
consommation, seule la partie de la production qui n'est pas directement consommée à
l'intérieur du bâtiment est mesurée ;
? le producteur ne bénéfcie d'aucun contrat d'achat et est en schéma
d'« autoconsommation totale »: le système est raccordé en un point quelconque du circuit
intérieur, les frais de raccordement sont nuls, la production n'est pas mesurée par le GRD1
et les éventuels excédents sont donnés gratuitement au réseau. Le système étant raccordé
au réseau, il reste soumis à une convention d'exploitation avec le gestionnaire de réseau
Dans le premier cas, l'électricité qui est injectée dans le réseau public revient instantanément dans le
circuit intérieur pour être consommée immédiatement par le premier appareil en fonctionnement
qu'elle rencontre : d'un point de vue physique, il n'y a donc aucune différence avec les deux autres
cas, seul le mode de valorisation économique varie, notamment dans le cadre de l'obligation d'achat
et des tarifs associés dont il est important de rappeler qu'ils ont été mis en place pour offrir aux
producteurs d'électricité renouvelable une visibilité et une stabilité suffsante pour leur permettre
d'investir sans risque dans une flière dont le développement a été jugé d'intérêt général.
Qu'est-ce que l'autoconsommation ?
L'autoconsommation peut se défnir en première approche comme la part de la production qui est
consommée dans le bâtiment où elle est produite.
On peut considérer qu'il existe toujours une part d'autoconsommation « spontanée » correspondant
au fonctionnement naturel (sans intervention particulière) des appareils durant les périodes de
production, qui dépend des équipements et des activités des occupants.
Pour une production donnée, cette part sera d'autant plus élevée qu'un plus grand nombre d'appareils
seront en fonctionnement dans le bâtiment au moment où la production est la plus importante, c'est-
à-dire en journée et plutôt en été.
Ainsi, pour des systèmes dimensionnés pour produire l'équivalent de la consommation annuelle du
bâtiment, le taux moyen annuel d'autoconsommation spontanée est de l'ordre de 20% dans un
logement en l'absence de pilotage2 , mais ce pourcentage peut être plus bas, de l'ordre de 10 à
15 % dans le cas, courant en France, de maisons individuelles avec chauffage et ECS électriques (cf
la fgure 1 ci-dessous qui montre que le pilotage des ballons d'ECS tel qu'effectué actuellement en
« heures pleines/heures creuses » est en contradiction avec la logique d'autoconsommation ).
Le taux moyen d'autoconsommation spontanée peut aller jusqu'à 40 % si une gestion intelligente est
mise en place via une « box énergie » associée à des actionneurs et programmateurs pour les
différents appareils3 ; dans le secteur tertiaire, cette part peut s?élever à 70 % voire 100 % du fait de la
meilleure synchronisation de la consommation et de la production4. Dans le cas présenté en fgure 2,
le taux d'autoconsommation spontanée sur l'année complète est de 100 % lorsque le potentiel
photovoltaïque de la toiture est maximisé.
1 Le producteur est toutefois tenu pour des raisons de sécurité de déclarer l'existence de son système au GRD.
2 Ces chiffres sont issus de l'étude allemande de l?Institut de recherche en économie écologique de Berlin (IOW 2011,
Effects of self-consumption and grid parity of photovoltaic systems qui a évalué l?autoconsommation des ménages
de 2 à 4 personnes, avec des installations PV de 3 à 5 kWc (800 à 1000 kWh/kWc annuels), sans stockage. Ces
chiffres sont donc à utiliser av ec précaution en France .
3 Idem.
4 Idem.
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http://www.ioew.de/en/publication-single/Effects_of_self_consumption_and_grid_parity_of_photovoltaic_systems/?tx_t3ukioew_pi1%5Bpointer%5D=3&cHash=0993f2a124eb1ebb10f10bdb189dc348
Figure 1. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour une maison individuelle type avec
chauffage et ECS électriques (suivant un signal heures pleines/heures creuses) au mois de mars lorsque consommation et production
photovoltaïque sont fortes. Source : Hespul.
Figure 2. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour un site commercial avec stockage de
froid au mois de mars lorsque consommation et production photovoltaïque sont fortes . Source : Hespul.
Il est possible d'augmenter le taux d'autoconsommation de trois façons différentes :
? limiter la puissance du système photovoltaïque pour qu'une part plus importante de la
production soit consommée dans le bâtiment : on va dans ce cas doublement à l'encontre du
but recherché de développement des énergies renouvelables à moindre coût, puisque des
systèmes plus petits produisent moins et coûtent plus cher ;
? augmenter le nombre et/ou la puissance des appareils en fonctionnement en période de
production pour favoriser l'autoconsommation instantanée : on peut dans ce cas s'interroger
sur l'utilité de cette consommation supplémentaire, ainsi que sur son coût ;
? stocker une partie de la production dans le bâtiment pour la consommer plus tard dans une
logique d'autoconsommation différée : se pose alors la question de l'effcacité technique,
économique et écologique des solutions disponibles à l'échelle considérée, qui est loin d'être
avérée dans l'état actuel des choses.
Si aucune de ces solutions n'apporte de réponse satisfaisante, c'est peut-être que la question est mal
posée, à tout le moins que les objectifs d'une stratégie visant à favoriser l'autoconsommation n'ont
pas été clairement défnis.
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Autoconsommation ou autoproduction ?
Les deux notions semblent à première vue très proches, mais il est important de bien comprendre les
implications respectives d'une démarche visant à favoriser l'une plutôt que l'autre, qui sont très
différentes.
Comme on l'a vu précédemment, chercher à augmenter le taux d'autoconsommation conduit
généralement à une désoptimisation du couple production-consommation, soit en limitant une
production qui autrement viendrait se substituer à une énergie non-renouvelable, soit en augmentant
inutilement une consommation dont on sait qu'elle doit au contraire être réduite, soit en incitant à
s'équiper de moyens de stockage aux performances médiocres.
À l'inverse, chercher à augmenter le taux d'autoproduction, qui se défnit comme la part de la
consommation qui est produite sur place et non importée du réseau public, conduit à des
comportements vertueux, en incitant à la fois à réduire la consommation d'énergie et à augmenter la
production d'énergie renouvelable.
Prenons un exemple concret et réel, celui d'une maison équipée d'un toit photovoltaïque de 4 kWc,
avec une consommation journalière, un jour de printemps, de 12 kWh (usages spécifques de
l'électricité uniquement) et d'une production de 18 kWh dont 4,3 kWh sont consommés sur place : le
taux d'autoconsommation sera de 24 % tandis que le taux d'autoproduction sera de 37 % (voir
tableau ci-dessous). Dans ce cas (consommation inférieure à la production), la quantité d'électricité
soutirée au réseau a été diminuée de 37 % (et non de 24%) grâce à la production photovoltaïque :
c'est donc bien l'augmentation du taux d'autoproduction qui permet de réduire la facture
d'électricité importée du réseau.
Consommation 12kWh
Production 18kWh
kWh consommé sur place 4,3kWh
Taux d'autoconsommation 4,3/18 = 24 %
Taux d'autoproduction 4,3/12 = 37 %
Tableau 1 : Comparaison autoconsommation / autoproduction
A noter que lorsque l'autoconsommation atteint 100 %, il n'y a pas d'électricité excédentaire à injecter
dans le réseau puisque tout est consommé sur place, tandis que lorsque l'autoproduction atteint
100 %, il peut encore y avoir de l'électricité excédentaire qui est alors injectée dans le réseau .
Enfn, autoconsommation et autoproduction ne sont équivalentes que lorsque la production et la
consommation annuelles d'électricité sont égales sur un périmètre donné (maison individuelle,
bâtiment collectif d'habitation, quartier, etc.).
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Figure 3. Distinction entre autoconsommation (part de la production totale qui est consommée sur place) et autoproduction (part de la
consommation totale qui est fournie par la production sur place). Source : Hespul.
La différence entre autoconsommation et autoproduction est cruciale : maximiser l'une ou l'autre ne
revient pas au même dans de nombreux cas, chacune répondant à une problématique différente.
? Maximiser l'autoconsommation peut entraîner une surconsommation d'électricité, inciter au
sous-dimensionnement de l'installation photovoltaïque en toiture, et décourager des initiatives
d'effcacité énergétique, de manière à éviter toute injection sur le réseau.
? Maximiser l'autoproduction a tendance au contraire à encourager l'effcacité énergétique des
équipements et l'utilisation optimale de la toiture, le réseau permettant de garantir que toute la
production pourra être utilisée, même si ce n'est pas dans le bâtiment où elle a lieu.
2. Tirer les leçons de l'expérience allemande
Le cas allemand : de la « prime à l'autoconsommation » au « programme de soutien du réseau »
En Allemagne, l'autoconsommation a bénéfcié entre janvier 2009 et mars 2012 d'un mécanisme de
soutien qui valorisait pour les installations de moins de 500 kWc la part de la production
autoconsommée à différents tarifs selon le taux d'autoconsommation (en-deçà ou au-delà de 30 %).
Cette prime avait été mise en place pour encourager la diminution de l'injection sur le réseau de
manière à résoudre des problématiques techniques (notamment la capacité d'accueil du réseau)
liées au développement très rapide du photovoltaïque.
La prime a été supprimée en avril 2012 suite à de nombreuses critiques sur la complexité de sa mise
en oeuvre et sur l'exonération de fait, pour la part de la production autoconsommée, de taxes diverses
et surtout de participation au fnancement du développement des EnR (l'équivalent de la CSPE) et aux
frais d?utilisation du réseau public de l?électricité (l'équivalent du TURPE)5 ; elle a été remplacée par un
mécanisme de soutien aux installations équipées d'unités de stockage conçues pour soutenir le
réseau public et réduire les besoins de renforcement6, dont la rémunération est conditionnée par un
5 En effet, l'étude de l'IOW (2011), montre que la mise en place d'une prime à l'autoconsommation se traduit non par
un gain net pour la collectivité mais par un simple transfert de charge entre consommateurs et contribuables d'une part,
et entre consommateurs et gestionnaires de réseaux d'autre part.
6 En Allemagne, la majorité des coûts de raccordement et de renforcement sont payés par le gestionnaire de réseau
et non par les producteurs qui eux, paient seulement le coût de branchement. Cette répartition incite le gestionnaire
à optimiser ses investissements et à mutualiser les infrastructures.
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dimensionnement et un pilotage des batteries permettant de limiter la puissance injectée dans le
réseau à 60 % de la puissance maximale. En outre, les batteries peuvent fournir des « services
système » au réseau (plan de tension, fréquence).
Le cas français : u ne bouée de sauvetage pour une filière en difficulté ?
En France, la situation est tout autre : avec tout juste 4 GW de puissance photovoltaïque installée à
l'été 2013 contre 34 GW en Allemagne, le photovoltaïque ne génère pratiquement aucune contrainte
sur le réseau de distribution sauf dans des cas particuliers (installation photovoltaïque de taille
importante en bout de réseau, éloignée de points de consommation) .
La flière photovoltaïque française continue à souffrir des conséquences du moratoire de la fn 2010,
auxquelles s'ajoute régulièrement une nouvelle étape de complexification comme la bonifcation des
tarifs d'achat pour la provenance européenne des panneaux. De plus, les récents changements des
règles de calcul du plan de tension imposés par ERDF (diminution des marges admissibles d'élévation
de tension au secondaire des postes HTA/BT) ont induit une augmentation très significative des
coûts de raccordement pour les installations d'une puissance supérieure à 36 kVA.
Dans ces conditions, les producteurs pourraient être tentés d'opter pour un schéma de raccordement
en « autoconsommation totale » afn d'obtenir un coût de raccordement nul en contrepartie d'un
engagement à autoconsommer toute l'électricité produite. Si ce schéma dans lequel l'électricité
éventuellement injectée n'est pas comptée devait se développer, l'absence d'étude d'impact et de
moyens techniques de mesurer l'injection dans le réseau pourraient poser rapidement des
problèmes aux gestionnaires de réseau de distribution.
D'autre part, dans le contexte réglementaire français actuel, l'association d'un dispositif de stockage
d'électricité avec une installation photovoltaïque ne permet pas à cette dernière de bénéfcier du tarif
d'achat, ce qui limite fortement la rentabilité de ces systèmes.
3. Éléments de réflexion sur la mise en place d'un soutien à
l'autoconsommation
Les discussions autour de la mise en place d'un mécanisme de soutien à l'autoconsommation arrivent
dans un contexte où la volonté de maîtrise de la CSPE gonfée par des tarifs d'achat excessivement
élevés entre 2006 et 2010 a conduit à un fort repli puis à une stagnation du secteur photovoltaïque du
fait de tarifs d'achat trop bas auxquels s'ajoutent des coûts de raccordement de plus en plus élevés.7.
Les éléments ci-dessous visent ainsi à expliciter dans quel cadre un mécanisme de soutien à
l'autoconsommation ou à l'autoproduction peut être conçu pour l'intérêt général.
Favoriser avant tout l'autoproduction « collective » en milieu urbain et périurbain ...
Le soutien à l'autoconsommation, s'il n'encourage pas dans le même temps l'autoproduction, peut
avoir l'effet pervers de mener à une « exploitation insuffsante du potentiel en surfaces de toit » (IOW,
2011). Le graphique ci-dessous issu d'une étude de cas réel illustre bien ce problème : si un
pourcentage d'autoconsommation de 100 % est recherché, l'installation PV sera dimensionnée à 500
Wc (taux de couverture annuelle de la consommation de 5%) alors que la toiture peut accueillir
9,2kWc (taux de couverture annuelle de la consommation de 84%) .
7 Nous n'insisterons jamais assez pour dire que ce ne sont pas les tarifs d'achat très bas d'aujourd'hui qui sont à
l'origine de l'augmentation importante de la CSPE mais bien le niveau très élevé des tarifs entre 2006 et 2010 !
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Figure 4. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour une maison individuelle type avec
chauffage et ECS électrique (suivant un signal heures pleines/heures creuses) au mois d'août. Deux cas d'installations sont simulées :
une installation de 9,2kWc qui correspond au potentiel maximal de la toiture et une de 0,5kWc qui permet d'atteindre un taux
d'autoconsommation physique de 100 % à chaque heure de l'année. Source : Hespul.
En effet, en milieu urbain où vivent et travaillent plus de 80 % de nos concitoyens, la contrainte la plus
forte ne porte pas sur la capacité d'accueil du réseau, mais sur la possibilité de trouver des surfaces
de toitures adéquates pour accueillir le photovoltaïque (bonne orientation, compétition avec d'autres
usages, zones protégées, etc).
Il est donc important dans la perspective d'une optimisation de la production et des systèmes d'aide
qui la soutiennent que chaque toiture soit utilisée au maximum de son potentiel et non une partie
seulement au prétexte que la puissance installée excéderait les besoins du bâtiment en question à
certains moments de l'année.
Le soutien à l'autoproduction permet également d'encourager une démarche systémique consistant
en premier lieu à chercher à réduire les consommations avant de penser à installer un système de
production renouvelable.
? et revoir les conditions de raccordement en milieu rural
La question se pose différemment en milieu rural, où la production d'électricité renouvelable peut
poser des contraintes de tension, voire être refoulée sur le réseau de transport si le niveau de
consommation est trop faible à un moment donné.
On notera toutefois que les règles actuelles de fnancement du raccordement au réseau qui est à la
charge du seul producteur incitent déjà fortement ce dernier à dimensionner correctement son
installation pour ne pas générer de contraintes sur le réseau .
Quoiqu'il en soit, plutôt que brider le potentiel de production renouvelable en dimensionnant « au plus
juste » par rapport à la consommation si un mécanisme de soutien à l'autoconsommation est mis en
place, il conviendrait de revoir les règles de dimensionnement et de conduite des réseaux de façon à
en augmenter la capacité d'accueil sans pour autant générer de risques de contrainte ni imposer des
travaux de renforcement importants.
Favoriser l'autoconsommation et autoproduction dans le secteur tertiaire
Comme dit précédemment, il y a fort à penser que de nombreux sites tertiaires pourraient atteindre un
taux d'autoconsommation de quasiment 100 % sans pilotage, surtout en présence d'équipements de
froids qui génèrent une demande synchrone avec la production PV, sauf dans le cas de bâtiments à
très faible consommation d'énergie.
L'espace disponible en toiture et la performance thermique du bâtiment seront décisifs pour obtenir un
taux important d'autoproduction. Le graphique suivant présente un profl type hebdomadaire d'un
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bâtiment commercial avec stockage de froid dont la puissance crête de l'installation PV dépasse de
25 % la puissance maximale annuelle appelée par le site. La période choisie est critique puisqu'il y a
forte production et relativement faible consommation (même site que pour la fgure 2).
Figure 5. Profl hebdomadaire de consommation d'électricité et production photovoltaïque pour un site commercial avec stockage de
froid au mois d'août lorsque consommation et production photovoltaïque sont fortes . Source : Hespul.
I nciter au stockage seulement lorsqu'il permet d'augmenter la capacité d'accueil du réseau
Une étude du Fraunhofer Institute publiée en 20138 s'est intéressée à l'impact sur le réseau de
distribution de moyens de stockage associés à des systèmes photovoltaïques à partir de la
modélisation de différents types de réseaux, avec pour objectif principal la stabilité de la tension.
La conclusion est que « l'utilisation d'une batterie photovoltaïque axée sur les besoins du réseau
permet de réduire le pic d'injection de tous les systèmes d'environ 40 % », ce qui permet
d'augmenter d'autant la capacité d'accueil et de créer une situation « gagnant-gagnant ».
A l'inverse, la gestion « traditionnelle » d'une batterie axée sur l'optimisation pour le producteur-
consommateur dans le cadre de la prime d'autoconsommation ne permet pas de soulager le réseau
électrique du fait que la batterie est en général déjà chargée au maximum avant même que
l'installation n'atteigne son pic de production.
Les deux schémas ci-dessous illustrent clairement tout l'intérêt que peut avoir pour le gestionnaire de
réseau un stockage « intelligent » basé sur une logique de coopération entre les acteurs.
8 Fraunhofer Institute, ÉTUDE SUR LE STOCKAGE 2013 Courte analyse sur l?estimation et le classement des effets
énergétiques, économiques et autres d?un soutien aux dispositifs de stockage électrochimique localisés, Traduction
de janvier 2013 par le bureau de coordination franco-allemand des énergies renouvelables.
-8-
HESPUL ? ENERGIES RENOUVELABLES ET EFFICACITE ENERGETIQUE
14, place Jules Ferry / F-69006 LYON ? Tel : +33 (0)4 37 47 80 90 ? www.hespul.org
Scénario 1 : stockage dès que
l'installation produit
Dans les systèmes actuels « PV+
stockage », l'unité de stockage se
charge dès que la production
photovoltaïque produit et se décharge
dès que la consommation dépasse la
production. Aucune incitation tarifaire
n'encourage l'utilisation du stockage
pour diminuer le pic d'injection ni le pic
de soutirage. Dans cet exemple, le
stockage a permis de réduire le pic
journalier d'injection de 3,2kW à
2,7kW (16% de réduction) et la
puissance de soutirage de 1,2kW à
0,75kW.
Scénario 2 : stockage du pic de
production PV
Le stockage peut aussi être utilisé de
manière à stocker prioritairement le pic
de production : dans cet exemple, le
pic d'injection est ainsi réduit de 3,2kW
à 1,4kW (56 % de réduction). L'unité
est déchargée un peu plus tard le
matin pour réduire la puissance
maximale de soutirage de 1,2kW à
0,5kW. Dans cet exemple, la réduction
du pic d'injection est plus importante
que la réduction du pic de soutirage
parce que la consommation est faible
vis-à-vis de la production. Par contre,
ceci nécessite d'intégrer des données
de prévision de la production
photovoltaïque.
Figure 6. Pilotage de l'unité de stockage pour maximiser les bénéfces du réseau (Capacité de stockage : 8 kWh, Puissance de charge
maximale : 2 200 W). Source : Hespul
Utiliser le stockage existant sur le réseau électrique de distribution
La modulation d'une partie de la consommation peut être faite de manière automatique en modifant
simplement les plages des heures creuses de manière à démarrer les ballons d'eau chaude sanitaire
au moment du pic d'injection du photovoltaïque. Ceci pourrait d'ores et déjà être fait à coût zéro par
les gestionnaires de réseau de distribution dans des zones à forte pénétration photovoltaïque.
Par ailleurs, le déploiement des compteurs communicants devrait permettre d'individualiser la
modulation du ballon d'ECS pour les utilisateurs ayant une installation photovoltaïque en utilisant un
signal avant compteur paramétré par l'utilisateur, par un agrégateur ou par le gestionnaire de réseau.
Les unités de stockage électrique: un équipement onéreux qui doit être multifonctionnel
L'IOW conclut également que l'autoconsommation sans dispositif de stockage reste aujourd?hui
la formule la plus économique. Dans les conditions allemandes, les meilleurs systèmes dans les
gammes de puissance adaptées à une utilisation résidentielle ont un coût d'environ 500 euros par kWh
de capacité de stockage pour une durée de vie de 5 à 10 ans alors qu'un coût de 300 à 400 euros par
kWh et une durée de vie de 20 ans seraient nécessaires pour obtenir la même rentabilité qu'une
installation sans stockage.
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En France, le fossé est d'autant plus grand que les tarifs régulés de consommation sont deux fois
moins élevés que le prix moyen de l'électricité pour les particuliers en Allemagne.
Pour avoir un réel intérêt économique, les unités de stockage devraient remplir plusieurs fonctions :
? éviter le renforcement des réseaux en augmentant leur capacité d'accueil de la production
? fournir des services-systèmes au réseau (puissance réactive, fltrage d'harmoniques, etc.)
? contribuer à diminuer la pointe de consommation dans une logique d'autoproduction
? lisser les fuctuations parfois rapides du photovoltaïque.
Chacun de ces gisements de valeur obéit à une logique spécifique qui peut être contradictoire
avec les autres, et la possibilité de les exploiter dépend de règles de dimensionnement, de
fonctionnement et de rémunération des équipements : celles-ci doivent donc être élaborées
avec le plus grand soin dans un contexte de collaboration entre toutes les parties prenantes.
4. Analyse comparative des mécanismes de soutien à l'autoconsommation
Différents mécanismes de soutien sont comparés dans le tableau page suivante ; cette analyse
comparative doit être considérée comme une première grille de réfexion, qui sera enrichie des
échanges futurs avec les autres acteurs de la flière.
5. Recommandations
1. L'autoconsommation et plus encore l'autoproduction sont à encourager en priorité dans
le secteur tertiaire où les pointes de consommation et de production coïncident, où des outils
de pilotage des charges et de suivi de la production photovoltaïque sont fréquemment
présents (GTC), et où la compétitivité directe du PV (« parité-réseau ») sera plus rapidement
atteinte, avec notamment la fn dès 2015 des tarifs réglementés au-delà de 36 kVA.
2. Il convient en second lieu de favoriser les démarches répondant à une logique
d'autoconsommation collective plutôt qu'individuelle, le cas échéant en adaptant la
réglementation et en formalisant une procédure facilitatrice, à travers par exemple une
réfexion autour d'une fonction d'« agrégateur » pour gérer la production diffuse répartie sur
chaque boucle locale de distribution.
3. Le soutien à l'autoconsommation n'est pas souhaitable pour les particuliers à l'heure
actuelle du fait que la marge de manoeuvre pour augmenter la part d'autoconsommation est
très faible. En outre, l'autoconsommation n'est pas un sujet prioritaire pour les réseaux urbains
qui sont très peu contraints.
4. Pour les particuliers, la généralisation des compteurs communicants et la mise en place
d'une tarification horo-saisonnière ou dynamique encourageront de fait
l'autoconsommation et la diminution de la pointe de consommation par l'effcacité
énergétique et/ou le déplacement de charges dans le temps.
5. Un mécanisme de soutien à l'autoconsommation quel qu'il soit ne doit pas venir en
contradiction avec les objectifs généraux de maîtrise de la demande en électricité. Une
solution possible est de le combiner avec des exigences de performance énergétique ou de
diminution de la consommation d'électricité spécifque. Il ne doit pas non plus avoir pour
conséquences de limiter les puissances installées au détriment de l'optimisation des
surfaces disponibles en toiture, notamment en milieu urbain.
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Juin 2014
RECOMMANDATIONS RELATIVES
À L?AUTOCONSOMMATION DE
L?ÉNERGIE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE
2
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
3
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
1. RÉSUMÉ ............................................................................................................................................ 4
2. CONTEXTE ET OBJET DE LA NOTE ......................................................................................... 5
3. DÉFINITION DE L?AUTOCONSOMMATION PHOTOVOLTAÏQUE ............................... 7
4. L?AUTOCONSOMMATION À DIFFÉRENTES ÉCHELLES ................................................. 8
? 4.1. L?autoconsommation à l?échelle d?un bâtiment ............................................................................................................... 8
4.1.1. Installation photovoltaïque sur une maison ................................................................................................... 8
4.1.2. Installation photovoltaïque sur un bâtiment tertiaire ............................................................................. 9
? 4.2. L?autoconsommation à l?échelle d?un « îlot urbain » ....................................................................................................... 9
5. RECOMMANDATIONS POUR LA MÉTROPOLE ........................................................... 10
? 5.1. Principes généraux ......................................................................................................................................................................... 10
? 5.2. Mécanisme de soutien de la phase expérimentale ..................................................................................................... 11
5.2.1. Le net-metering ............................................................................................................................................................... 11
5.2.2. Les primes au kWh produits, consommés et/ou injectés ........................................................................ 11
5.2.3. Préconisations relatives au mécanisme de soutien .......................................................................................... 14
5.2.4. Evolution des conditions économiques du raccordement
au réseau des autoconsommateurs photovoltaïques ........................................................................................... 15
6. RECOMMANDATIONS POUR LES OUTRE-MER ........................................................ 16
7. CONCLUSION ................................................................................................................................ 18
SOMMAIRE
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
4
1. RÉSUMÉ
Le coût de production de l?électricité photovoltaïque
poursuit depuis plusieurs années une courbe
d?apprentissage particulièrement rapide. Afin
d?anticiper le développement spontané de
l?autoconsommation chez les clients finaux,
SER-SOLER recommande de mettre en place un
mécanisme de soutien à l?autoconsommation dans
le cadre d?une phase expérimentale d?une durée
de trois ans, en parallèle des mécanismes de
soutien actuellement en vigueur, et sans que cette
initiative se substitue à ces derniers. Cette phase
expérimentale aurait pour objectif d?anticiper et de
résoudre en amont les questions qui se poseront lors
du développement naturel de l?autoconsommation,
parmi lesquelles : l?intégration du photovoltaïque
autoconsommé au réseau électrique en termes
d?énergie et de puissance, et définition des services
système associés ; le développement des modèles
de pilotage de la demande et de la production en
fonction des segments de puissance concernés et de
la nature des sites équipés ; la sécurité électrique des
intervenants et des utilisateurs finaux ; l?acquisition
d?un savoir-faire et la construction de références
pour se positionner à l?export, dans un marché en
pleine croissance ; la gestion du risque en matière de
financement de ces nouveaux projets ; la résolution
des problématiques juridiques concernant l?achat
/ vente d?énergie de gré à gré.
Les volumes concernés par l?expérimentation, 300
MW/an au total, seraient limités par quota (segment
0-100kWc) et par appels d?offres simplifiés (segment
100-250kWc) et complets (segment supérieur à
250kWc). Ces volumes viendraient s?ajouter à la
programmation pluriannuelle d?appels d?offres que
SER-SOLER juge essentiel de mettre en place afin de
donner une visibilité optimale aux industriels : 1GW
par an a minima pendant 3 ans. Les sites visés en
priorité par l?expérimentation devraient être ceux du
segment professionnel et du résidentiel intégré dans
des îlots en cours d?aménagement, pour lesquels il
peut exister une adéquation « naturelle » des courbes
de consommation et de production photovoltaïque.
SER-SOLER recommande de tester, dans le cadre
de l?expérimentation souhaitée, une prime globale
à l?autoconsommation, composée de primes aux
kWh photovoltaïques autoconsommés ou injectés
sur le réseau, et modulée en fonction de la puissance
maximale injectée sur le réseau en regard de la
puissance souscrite par l?autoconsommateur.
Les modèles économiques valorisant l?auto-
consommation font intervenir l?économie de facture
évitée : l?analyse du risque des projets est dépendant
d?un nouveau risque lié au client, portant à la fois sur sa
consommation et sur la pérennité de ses engagements.
Il est par conséquent essentiel de mener une évaluation
rigoureuse de la bancabilité des projets dans cette
configuration, laquelle diffère très sensiblement de
l?obligation d?achat.
La définition du modèle économique de l?auto-
consommation doit être l?occasion d?intégrer une
révision des conditions économiques du raccordement
des autoconsommateurs au réseau. A ce titre, le
calcul de la quote-part du coût des ouvrages réseaux
à créer en application des schémas régionaux de
raccordement au réseau des énergies renouvelables
doit se faire à due proportion de la puissance maximale
susceptible d?être injectée sur le réseau et non pas en
fonction de la puissance totale de l?installation, et ce,
quel que soit le niveau de puissance de l?installation.
En ce qui concerne plus particulièrement les DOM,
SER-SOLER recommande la mise en place en urgence
d?un mécanisme de prime à l?autoconsommation
intégrant des actions de maîtrise de l?énergie, du
stockage et du service réseau. En matière de CSPE, le
modèle proposé par SER-SOLER a vocation à s?amortir
sur la durée de vie des systèmes, rendant ainsi positif
l?impact global. SER-SOLER demande que les DOM
puissent bénéficier de cette mesure d?urgence sur une
période de 3 ans, afin d?affiner le modèle proposé.
Les volumes seraient annuellement plafonnés à 100
MW/an pour l?ensemble des DOM.
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Graphique 1 : Compétitivité du photovoltaïque dans le monde (cas du marché résidentiel)
Source : SER-SOLER, 2013
2. CONTEXTE ET OBJET DE LA NOTE
Le solaire photovoltaïque est aujourd?hui la technologie
de production d?électricité qui connaît le plus fort
développement dans le monde. Le coût de production
de l?électricité photovoltaïque poursuit une courbe
d?apprentissage particulièrement rapide : il est
aujourd?hui sans commune mesure avec ce qu?il était
il y a encore quelques années, et son prix de revient
se situe désormais à un niveau proche des prix de
détail de l?électricité, dont la tendance est à la hausse.
Dans de nombreux pays, la technologie photovoltaïque
est dès maintenant compétitive avec l?électricité
produite de manière traditionnelle et acheminée
au client final : on assiste à un développement de
ce marché où des contrats de vente de l?électricité
photovoltaïque se concluent sans l?aide de systèmes
de soutien. C?est le cas notamment de la Californie,
du Chili, de l?Afrique du sud, et, en Europe, de l?Italie
et de l?Espagne.
En France, sur le seul plan du prix, les projections réalisées par SER-SOLER1 montrent que l?ensemble des
consommateurs professionnels devrait avoir intérêt à recourir à des installations de production d?électricité
photovoltaïque à l?horizon 2018.
1 http://enr.fr/docs/2013182253_
AnticiperledveloppementdesolairePVcomptitif.pdf
0,400
0,350
0,300
0,250
0,200
0,150
0,100
0,050
0,000
1000800 1200 1400 1600 1800 2000
Productible annuel associé à l?irradiation en (kWh/kWc)
Co
ût
s
m
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en
s
ac
tu
al
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kW
h)
Mexique
Israël
Australie
Chili
Portugal
Espagne
Brésil
Italie
Danemark
Belgique
Suède
Allemagne
Hongrie
France Turquie
ChineCanada
Royaume-uni
5
LCOE PV 2012
Prix de l?électricité pour le client final en 2015 Prix de l?électricité pour le client final en 2012
LCOE PV 2015LCOE PV 2010
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Graphique 2 : Atteinte de la compétitivité vue du client final pour les installations photovoltaïques professionnelles
Source : SER-SOLER, 2013
Conscient que le modèle économique du solaire
photovoltaïque traverse actuellement une phase de
profonde évolution, les pouvoirs publics ont lancé
une réflexion sur le thème de l?autoconsommation.
Un groupe de travail piloté par la Direction Générale
de l?Energie et du Climat (DGEC) et qui rassemble
les acteurs concernés se réunit à intervalles réguliers
depuis décembre 2013. La date prévisionnelle de fin
des travaux de ce groupe de travail est fixée à juin
2014. Les thèmes traités par ce GT sont les suivants :
? autoconsommation/autoproduction et systèmes
électriques : états des lieux, opportunité et défis
de l?autoconsommation ;
? présentation des expériences étrangères ;
? présentation de cas d?école de systèmes d?auto-
consommation/autoproduction ;
? impact de l?autoconsommation/autoproduction
sur le financement des taxes, de la contribution
au service public de l?électricité (CSPE) et sur les
tarifs d?utilisation des réseaux publics d?électricité
(TURPE) ;
? stockage et maîtrise de l?énergie (MDE) ? Les
enjeux en termes de R&D et d?innovation ;
? modèles économiques et financement des projets
en autoconsommation ;
? cadre réglementaire pour l?autoconsommation ;
? cas spécifique des Zones Non-Interconnectées
(ZNI).
La présente note constitue la contribution de SOLER,
la branche photovoltaïque du SER, aux travaux du
groupe du travail. Les parties 3 et 4, ayant trait aux
définitions et aux principes généraux, reprennent
des éléments publiés par SER-SOLER en 2013 dans
son étude « Anticiper le développement du solaire
photovoltaïque compétitif »2.
¤u
ro
/k
W
h
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
6 2 http://enr.fr/docs/2013182253_
AnticiperledveloppementdesolairePVcomptitif.pdf
Coût professionnel surimposé
Nord de la France
Coût professionnel surimposé
Sud de la France
Tarif professionnel
- petit consommateur
Tarif professionnel
- grand consommateur
7
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Graphique 3 : Autoconsommation dans divers contextes
Source : AT Kearney. Traduction : SER-SOLER
3. DÉFINITION DE L?AUTOCONSOMMATION PHOTOVOLTAÏQUE
Par autoconsommation photovoltaïque, on entend
la possibilité donnée à tout type de consommateur/
producteur d?électricité de connecter une installation
photovoltaïque, dimensionnée selon ses besoins, soit
uniquement à son installation électrique, soit dans un
mode de partage entre son installation électrique et
le réseau local selon les fluctuations de la production
et de la consommation in situ.
L?objectif de l?installation photovoltaïque est donc plus
de répondre, soit à sa propre consommation, soit à la
consommation d?un ou plusieurs sites déterminés dans
son voisinage, que de produire et vendre en totalité
pour le réseau. L?électricité excédentaire continue
d?être injectée sur le réseau local, cette production
pouvant être valorisée de plusieurs manières.
Cette définition inclut tout type de consommateur et
tout type de segment de marché du photovoltaïque.
Elle inclut également tout type de raccordement
de l?installation, de la connexion au réseau public
à l?installation directement connectée à un réseau
privé, en passant par les installations de production
raccordées au consommateur par une ligne dédiée.
Notons qu?une installation photovoltaïque qui répond
à cette définition ne doit pas nécessairement être
la propriété du consommateur, elle peut appartenir
à un autre acteur lié de manière contractuelle
au consommateur. Tout type de producteur/
consommateur peut s?inscrire dans ce cadre, du
résidentiel à l?industriel en passant par le tertiaire.
Tout type d?application photovoltaïque peut également
être concernée, des installations intégrées aux
bâtiments jusqu?aux centrales au sol en passant par
les installations en surimposition. L?élément central de
la définition est le lien fort entre le dimensionnement
du système photovoltaïque et ses plages journalières
de production avec le besoin électrique du ou des
consommateurs.
La logique de l?autoconsommation n?est pas la
recherche de l?autonomie mais plutôt celle de s?inscrire
dans l?infrastructure locale du réseau associant
production photovoltaïque, gestion intelligente de la
demande et stockage. Cette orientation met donc en
avant une multitude de situations d?autoconsommation
à laquelle est associée une multitude de modèles
d?affaires possibles.
Service de fourniture
d?énergie pour
consommation sur site
Consommation sur site
par les occupants
Installation
propriétaire
Consommation partagée
via une ligne dédiée
Autoconsommation directe
Consommation sur site
par les occupants
Location d?une
toiture pour une
installation d?un
tiers
Production par le
consommateur, à proximité
du site de consommation
8
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
4. L?AUTOCONSOMMATION À DIFFÉRENTES ÉCHELLES
La technologie photovoltaïque est l?une des seules en
mesure de produire de l?électricité au plus près du
consommateur. Cela est vrai au niveau du bâtiment
mais également du quartier, de la commune, voire de
la communauté de communes.
La notion « d?énergie positive » fait aujourd?hui
référence à un bâtiment qui produit en moyenne plus
d?énergie qu?il n?en consomme. Initialement pensés
à l?échelle d?un bâtiment, les objectifs d?optimisation
de la consommation du parc bâti et de mobilisation
des ressources renouvelables locales qui sous-tendent
désormais la réglementation thermique, etc., ouvrent
la possibilité d?élargir l?échelle spatiale de ce concept
au-delà du bâtiment : à l?échelle de l?îlot, du quartier,
voire de la ville ou du périmètre de la concession.
Le passage à une plus grande échelle suppose
une gestion des équipements de production et de
consommation d?énergie. L?analyse des consommations,
la « répétabilité », ainsi que la supervision des installations
de productions/consommations constituent ainsi le
centre névralgique du système. Si cela passe par un
prestataire de services, la question de son modèle
d?affaires devient incontournable. Cette mutualisation
doit aussi prendre en compte les usages et les besoins
selon l?occupation des bâtiments : les horaires et les
besoins différents selon la destination du bâtiment
(écoles, logements, bureaux). Autant de possibilités
de dégager des marges de manoeuvre pour lisser
les pointes de consommation énergétique et mieux
dimensionner les équipements.
? 4.1. L?autoconsommation à l?échelle d?un
bâtiment
4.1.1. Installation photovoltaïque sur une
maison
De nombreuses études ont été réalisées afin de
déterminer la quantité d?électricité autoconsommée :
sans système de gestion de la consommation ou
de stockage, cette part varie entre 20 et 40 % de
la consommation de la maison. La mise en place
d?un système de gestion de la consommation et/ou
la mise en place d?un système de stockage peuvent
permettre une augmentation de la part de l?énergie
électrique autoconsommée et donc une réduction
sensible l?électricité soutirée du réseau.
Sans stockage toutefois, permettant la réinjection
le soir dans le circuit électrique domestique, de la
production photovoltaïque diurne, la pointe du soir
de soutirage du réseau ne peut pas être réduite. Par
ailleurs, à moins de réduire considérablement la taille
du système photovoltaïque, la majorité de la production
photovoltaïque est réinjectée sur le réseau pendant
la journée, la pointe d?injection d?été pouvant même
parfois être supérieure à la pointe de soutirage d?hiver.
Graphique 4 : Simulation d?un système photovoltaïque sur une maison individuelle
Source : SER-SOLER, 2013
Consommation électrique
domestique (W)
Production photovoltaïque
injectée dans le réseau (W)
Consommation domestique
vue du réseau (W)
Production photovoltaïque
(W)
1 000
0
-1 000
-2 000
-3 000
2 000
3 000
4 000
Pu
is
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nc
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en
W
03H 10H 17H04H 11H05H 12H 19H06H 13H 20H00H 07H 14H 21H01H 15H 22H02H 16H 23H 00H
Heures
18H08H 09H
9
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Dans certains cas, la courbe de consommation du bâtiment est « naturellement » synchrone avec la production
photovoltaïque. Ce peut être le cas de bâtiments tertiaires (ex : centre commercial).
Dans ce cas, un dimensionnement adéquat permet d?autoconsommer la quasi-intégralité de l?électricité
produite, sans même prévoir de transferts de consommation ou de dispositifs de stockage, et de limiter les
pointes d?injection de la production photovoltaïque sur le réseau.
Lorsqu?on analyse la structure de la consommation électrique à l?échelle de zones commerciales et d?activités, campus
universitaires, quartiers résidentiels, sites industriels, etc., il convient de prendre en compte le foisonnement des
consommations individuelles. Dans le cadre de l?implantation de systèmes photovoltaïques sur des bâtiments, si le
bâtiment porteur du système n?a pas besoin d?électricité à l?instant où le système produit, il y a une forte probabilité
qu?un bâtiment voisin aura, lui, besoin d?électricité à ce moment précis. On peut alors parler d?autoconsommation
dans le périmètre d?un « îlot urbain ». Celui-ci peut même s?étendre au niveau d?une collectivité.
Graphique 5 : Simulation d?un système photovoltaïque sur un centre commercial
Source : SER-SOLER, 2013
Graphique 6 : Consommation d?une commune un jour d?été, parc photovoltaïque de 2500 kW
Source : SER-SOLER, 2013
4.1.2. Installation photovoltaïque sur un bâtiment tertiaire
? 4.2. L?autoconsommation à l?échelle d?un « îlot urbain »
Consommation électrique
centre commercial (kW)
Consommation centre
commercial vue du réseau
(kW)
Production photovoltaïque
[600 kWc] (kW)
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
kW
03H 10H 17H04H 11H05H 12H 19H06H 13H 20H00H 07H 14H 21H01H 15H 22H02H 16H 23H 00H
Heures
18H08H 09H
0
500
1500
2500
3500
1000
2000
3000
kW
h
1 5 9 13 17 202 6 10 14 18 213 7 11 15 19 224 8 12 16 23 24
Heures
Consommation électrique
de la commune soutirée
du réseau
Consommation de la
commune produite
par les installations
photovoltaïques
installées sur le réseau
local
10
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
5. RECOMMANDATIONS POUR LA MÉTROPOLE
? 5.1. Principes généraux
Afin d?anticiper le développement spontané de
l?autoconsommation chez les clients finaux, SER-SOLER
recommande de mettre en place un mécanisme de
soutien à l?autoconsommation dans le cadre d?une
phase expérimentale d?une durée de trois ans, en
parallèle des mécanismes de soutien actuellement
en vigueur, et sans que cette initiative se substitue
à ces derniers.
Cette phase expérimentale aurait pour objectif
d?anticiper et de résoudre en amont les questions
qui se poseront lors du développement naturel de
l?autoconsommation, parmi lesquelles :
? l?intégration du photovoltaïque autoconsommé
au réseau électrique en termes d?énergie et de
puissance, et définition des services système
associés ;
? le développement des modèles de pilotage de
la demande et de la production en fonction des
segments de puissance concernés et de la nature
des sites équipés ;
? la sécurité électrique des intervenants et des
utilisateurs finaux ;
? l?acquisition d?un savoir-faire et la construction
de références pour se positionner à l?export, dans
un marché en pleine croissance ;
? la gestion du risque en matière de financement
de ces nouveaux projets ;
? la résolution des problématiques juridiques
concernant l?achat / vente d?énergie de gré à gré.
SER-SOLER préconise de contrôler les volumes
d?installations concernées par l?expérimentation
par quota (segment 0-100kWc) et par appels d?offres
simplifiés (segment 100-250kWc) et complets (segment
supérieur à 250kWc). Afin que l?expérimentation soit
suffisante, sans pour autant entraîner un impact
significatif sur l?organisation du système électrique,
ces volumes devraient totaliser 300 MW par an
pendant trois ans. Ces volumes viendraient s?ajouter à
la programmation pluriannuelle d?appels d?offres que
SER-SOLER juge essentiel de mettre en place afin de
donner une visibilité optimale aux industriels : 1GW
par an a minima pendant 3 ans
Dans certains cas, le caractère autoconsommé de
l?électricité photovoltaïque sera apprécié en aval du
point de livraison du site équipé. Dans d?autre cas,
une réunion de sites prétendant à l?autoconsommation
pourra être considérée : le caractère autoconsommé
de l?électricité photovoltaïque sera alors apprécié en
amont des points de livraison de chacun des sites
concernés par l?opération, et en aval du poste de
transformation HTA/BT.
Les sites visés en priorité par cette expérimentation
devraient être ceux du segment professionnel pour
lesquels il peut exister une adéquation naturelle
des courbes de consommation et de production
photovoltaïque.
Pour le segment résidentiel, la marge de manoeuvre
des sites pour augmenter significativement le
taux d?autoconsommation sans intervention de
solution de stockage est trop faible. Néanmoins, le
photovoltaïque joue d?ores et déjà un rôle important
dans la réglementation thermique 2012 actuellement
en vigueur (prise en compte du photovoltaïque dans
la modulation du seuil de consommation d?énergie
primaire par m² et par an) et sera essentiel dans la
future réglementation thermique 2020 (bâtiment à
énergie positive). Il importe donc que la réflexion
sur l?autoconsommation porte également sur le
résidentiel. SER-SOLER recommande de traiter
ce segment dans l?un des deux cadres suivants
complémentaires :
? soit, prioritairement, par l?intégration de plusieurs
sites résidentiels dans un ensemble plus large de
type « îlot urbain » dans un appel d?offres simplifié
et/ou complet ;
? soit, dans les autres cas, par l?instauration d?une
prime égale à l?amortissement du volet stockage et
régulation de l?installation sur une durée à définir ;
l?ensemble ayant pour fonction de renvoyer en fin
de journée tout ou partie de la fourniture d?énergie
au bâtiment.
Dans le cadre d?appels d?offres simplifiés et complets,
il pourrait être envisagé plusieurs sous-familles
d?installation :
? autoconsommation « simple » ;
? effacement et décalage/écrêtage de la pointe
(pilotage consommation/production) ;
? stockage et service réseau ;
? « Îlot urbain » : le gestionnaire sélectionne et
impose un point d?injection unique dans l?antenne
BT de la production photovoltaïque mutualisée,
11
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
ce point d?injection étant optimisé par rapport
à la gestion du plan de tension. Exemples de
sites cibles visés par cette sous-famille (liste non-
exhaustive) : zones commerciales et d?activités,
campus universitaires, quartiers résidentiels,
sites industriels, sites de recharge de véhicules
électriques, etc.
Il convient que les procédés photovoltaïques en
surimposition au bâti soient éligibles à cette
expérimentation, en s?assurant qu?ils soient parallèles
au plan de la toiture, avec possibilité d?incliner les
modules sur les toits-terrasses équipés d?un acrotère,
à condition que le point haut des modules ne dépasse
pas le point haut de l?acrotère.
? 5.2. Mécanisme de soutien de la phase
expérimentale
De nombreux mécanismes de soutien à l?auto-
consommation peuvent être mis en place ; certains
sont plus complexes que d?autres et leurs impacts
sur le comportement des autoconsommateurs et sur
le système électrique sont variables. Le mécanisme
de soutien qui sera choisi dans le cadre de cette
expérimentation doit répondre à plusieurs objectifs,
dont les principaux sont les suivants :
? être lisible et garantir aux opérateurs économiques
une rentabilité cible au fil des années d?exploitation
de l?installation, en assurant une rémunération
normale des capitaux investis ;
? inciter à des comportements vertueux en
termes de maîtrise des consommations et de
leur adéquation temporelle avec la production
photovoltaïque ;
? inciter à limiter la puissance maximale de
l?injection de la production photovoltaïque de
manière à minimiser l?impact sur le réseau
électrique de distribution.
Nous présentons et analysons deux de ces mécanismes
ci-dessous.
5.2.1. Le net-metering
Dans le mécanisme dit de net-metering, le producteur/
consommateur reçoit un crédit pour chaque kWh qu?il
produit en sus de sa consommation propre et qu?il injecte
sur le réseau. A chaque fin de période de facturation, il est
fait un bilan de la production et de la consommation du
site : si la consommation est supérieure à la production
injectée, le consommateur paie les kWh supplémentaires
consommés. Dans le cas contraire, les crédits dus pour
les kWh injectés sont reportés à la période suivante.
Le kWh injecté est donc valorisé à hauteur du kWh acheté
au réseau, et peut tenir compte de la période de soutirage
et de la période d?injection. Dans certains pays, il est
possible de transférer le crédit non consommé à un autre
site raccordé à la même antenne basse tension locale et
ayant un contrat avec le même fournisseur d?électricité
(dans certains cas, une charge pour l?utilisation du
réseau de distribution peut être déduite des crédits).
Analyse :
Le net-metering, en particulier lorsque la
période de référence est supérieure à la
journée, n?incite pas à la mise en place
de démarches vertueuses ni en termes
de synchronisation de la consommation
du site avec la production photovoltaïque,
ni en termes d?injection sur le réseau.
Par ailleurs, en cas de production et/ou
de tarifs de l?électricité distribuée élevés,
les autoconsommateurs peuvent voir leur
facture complètement annulée. En cas
de fort développement d?une filière sur
ce principe (par exemple, en Californie),
les pertes de revenus pour l?exploitation
et le développement des réseaux peuvent
alors être significatifs, sans pour autant
présenter un avantage en termes de maîtrise
des pointes d?injection. Le mécanisme peut
certes être amélioré en diminuant la période
de référence mais il perd alors en lisibilité.
5.2.2. Les primes au kWh produits, consommés
et/ou injectés
Dans ce mécanisme, en plus de l?économie de facture
générée par l?autoconsommation, le producteur
consommateur reçoit des primes de manière à atteindre
une rentabilité cible pour l?installation photovoltaïque.
Ces primes peuvent être affectées :
? uniquement aux kWh produits par l?installation
et autoconsommés, le surplus de production étant
12
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
injectée sur le réseau et rémunéré au prix de marché ;
? uniquement aux surplus de production (système
analogue à un tarif d?achat du surplus) ;
? à tous les kWh produits, qu?ils soient consommés
ou injectés sur le réseau. Dans le cas d?une prime
identique affectée aux kWh consommés et injectés,
ces primes sont dites « symétriques » ; elles sont
dites « dissymétriques » dans le cas contraire.
Analyse :
Une prime affectée aux seuls kWh PV produits
et autoconsommés, et qui, combinée
à l?économie de facture de l?utilisateur,
pourrait être très supérieure à la valorisation
de l?électricité injectée au réseau, risque
d?inciter à des comportements anti-MDE
de la part des autoconsommateurs. En
effet, ceux-ci pourraient avoir un intérêt
économique à accroître leur consommation
d?électricité à la seule fin de maximiser
leur taux d?électricité autoconsommée et
la rémunération associée.
Graphique 7 : Prime au kWh PV autoconsommé
Source : SER-SOLER, 2014
Une prime affectée aux seuls kWh PV injectés sur le
réseau, assimilable de fait à un tarif d?achat du surplus
(principe d?ores et déjà en place), présente également
plusieurs inconvénients :
? l?atteinte de la rentabilité de l?installation par ce
biais suppose une valeur faciale élevée de la prime ;
? la taille de l?installation sera maximisée de manière
à injecter le maximum d?électricité sur le réseau.
Des actions de MDE pourraient éventuellement
être menées par l?opérateur pour accroître encore
cette part. Ces comportements sont contraires
avec l?objectif recherché de minimiser l?impact des
installations en autoconsommation sur le réseau
électrique ;
? en termes de communication et de compréhension,
un tel dispositif pourrait paraître contradictoire avec
le principe même de l?autoconsommation qui vise
bien à attribuer une valeur économique aux kWh PV
consommés et non à ceux injectés sur le réseau.
Graphique 8 : Prime au kWh PV injecté sur le réseau
Source : SER-SOLER, 2014
Une prime affectée à tous les kWh produits, qu?ils
soient consommés ou injectés, présente l?avantage
de neutraliser la plupart des effets non-désirables
évoqués précédemment. Ainsi, une prime symétrique
affectée aux kWh consommés et produits n?aura pas
d?effet anti-MDE et sera neutre par rapport au taux
d?autoconsommation, la maximisation de ce taux étant
incitée par la seule économie de facture réalisée par
l?opérateur. Une prime dissymétrique, donnant un léger
MWh
¤/MWh
Electricité PV produite
et consommée
Electricité PV
produite et injectée
sur le réseau
Vente au
prix de
marché
Economie de facture évitée
Prime au kWh PV
autoconsommé
MWh
¤/MWh
Electricité PV produite
et consommée
Electricité PV
produite et injectée
sur le réseau
Vente au
prix de
marché
Economie de facture évitée
Prime au
kWh PV
injecté
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
13
avantage économique à la recherche de l?amélioration
du taux d?autoconsommation, est également possible.
Cet avantage doit cependant pouvoir être mesuré
suffisamment finement pour de ne pas entraîner d?effet
anti-MDE ou de déplacements de consommation qui ne
seraient pas pertinents à l?échelle de l?économie globale
du système électrique.
Graphique 9 : Prime au kWh PV produit, autoconsommé ou injecté
Source : SER-SOLER, 2014
Les primes symétriques ou dissymétriques reposent
uniquement sur la rémunération de l?énergie
photovoltaïque produite, sans faire intervenir la notion
de puissance. Or, celle-ci est essentielle dès que l?on
cherche à intégrer à la réflexion l?impact de la production
photovoltaïque sur les réseaux électriques. A ce titre,
une réduction de la rémunération perçue en fonction de
la puissance injectée sur le réseau peut être introduite
dans le modèle économique afin d?inciter à limiter la
puissance maximale injectée sur le réseau.
Graphique 10 : Modulation au MW injectée
Source : SER-SOLER, 2014
Prime au kWh PV
autoconsommée
MWh
¤/MWh
Electricité PV produite
et consommée
Electricité PV
produite et injectée
sur le réseau
Vente au
prix de
marché
Economie de facture évitée
Prime au
kWh PV
injecté
Modulation au MW injecté
MW
¤/MW
Puissance maximale injectée
14
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
5.2.3. Préconisations relatives au mécanisme de soutien
Au vu des éléments qui précèdent, SER-SOLER recommande de tester, dans le cadre de l?expérimentation souhaitée
pour le segment professionnel, une prime globale à l?autoconsommation définie de la manière suivante :
Prime globale = A x Qconsommée + B x Qinjectée ? C x (Pinjectée max ? Psouscrite)
Formule dans laquelle :
? Qconsommée représente la quantité d?électricité PV
produite et autoconsommée
? Qinjectée représente la quantité d?électricité PV
produite et injectée sur le réseau
? A représente la prime affectée aux kWh PV
autoconsommés
? B représente la prime affectée aux kWh PV injectés
? Pinjectée max représente la puissance maximale PV
susceptible d?être injectée sur le réseau
? Psouscrite représente la puissance souscrite de
l?abonnement en soutirage de l?autoconsommateur
? C représente le facteur de réduction de la prime
globale en fonction de l?injection de puissance sur le
réseau. C vaut 0 si Pinjectée max ? Psouscrite ? 0.
Commentaires et mises en garde :
D?une manière générale, les modèles économiques valorisant l?autoconsommation font intervenir
l?économie de facture évitée : l?analyse du risque des projets est dépendant d?un nouveau risque lié
au client, portant à la fois sur sa consommation et sur la pérennité de ses engagements. Ce risque
est renforcé par la durée longue des projets. Il est par conséquent essentiel de mener une évaluation
rigoureuse de la bancabilité des projets dans cette configuration, laquelle diffère très sensiblement
de l?obligation d?achat. A ce titre, il conviendrait par exemple de trouver un mécanisme permettant de
minimiser le risque client (caution ou garantie).
La rémunération de l?électricité injectée au réseau sous la forme d?un prix de marché + prime introduit
un risque supplémentaire. A ce titre, SER-SOLER recommande que les plus petites installations
s?inscrivent dans un régime de tarif d?achat du surplus (jusqu?à un seuil de puissance qu?il convient
de définir), et que seules les plus grosses installations soient concernées par le mécanisme de prix
de marché + prime (déterminée ex-post).
Le niveau pour B doit être cohérent avec celui retenu pour A afin d?éviter les effets non-désirables.
SER-SOLER recommande de fixer A = B. Dans ce cas, A + économie de facture évitée > A + marché de
gros, ce qui favorise l?autoconsommation. Par ailleurs, A < A + prix de marché de gros, par conséquent
les effets anti-MDE sont évités.
Seule l?injection d?électricité photovoltaïque excédant la puissance souscrite par le consommateur
doit être prise en compte dans la réduction de la prime globale. Il convient d?affecter le coefficient C
à cette différence éventuelle.
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
5.2.4. Evolution des conditions
économiques du raccordement au réseau
des autoconsommateurs photovoltaïques
Le décret n°2012-533 du 20 avril 2012 relatif aux
schémas régionaux de raccordement au réseau des
énergies renouvelables (S3REnR) a institué une quote-
part régionale du coût des ouvrages réseaux à créer en
application des schémas régionaux de raccordement
au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) dont
doivent s?acquitter les producteurs.
Pour mémoire, les modalités de calcul de la quote-part
font porter aux producteurs EnR 85 % des coûts de
l?adaptation du réseau public « amont » qui, s?ajoutant
au coût de leurs ouvrages propres, entraînent une
augmentation significative des coûts de raccordement
par rapport au régime précédent. La mise en place
d?une mutualisation des coûts s?est accompagnée
d?une extension du périmètre de facturation des
producteurs, incompatible avec le niveau actuel des
tarifs d?achat.
Par ailleurs, le champ d?application choisi intègre
au dispositif des installations de production
décentralisées (raccordées en BT ou proche de lieux
de consommation) qui deviennent, dès lors, redevables
de coûts d?adaptation du réseau amont, alors même
que cette adaptation est dimensionnée pour l?accueil
de gisements de production EnR centralisés, aux
besoins fondamentalement différents.
La définition du modèle économique de l?auto-
consommation doit être l?occasion de réviser le mode
de calcul de la quote-part S3REnR, qui doit se faire à
due proportion de la puissance maximale susceptible
d?être injectée sur le réseau et non pas en fonction
de la puissance totale de l?installation, et ce, quel
que soit le niveau de puissance de l?installation. A
l?extrême, en cas d?absence d?injection de puissance
sur le réseau, il est légitime que l?autoconsommateur
n?ait pas à s?acquitter de la quote-part.
15
16
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
6. RECOMMANDATIONS POUR LES OUTRE-MER
Faute d?un soutien spécifique, le développement du
solaire photovoltaïque dans les DOM est aujourd?hui
quasiment à l?arrêt, malgré un énorme potentiel
dans ces territoires particulièrement ensoleillés. Le
photovoltaïque est désormais directement rentable
dans les DOM, mais, compte-tenu de la présence sur
les réseaux insulaires d?une puissance photovoltaïque
pouvant représenter jusqu?à 30 % de la puissance de
pointe (pour 5 % de l?énergie fournie), l?instabilité
potentielle soulignée par les gestionnaires de réseau
impose que son développement dans les zones non-
interconnectées passe par le stockage et le service
réseau, avec une forte dimension d?autoconsommation
et de maîtrise de l?énergie.
SER-SOLER recommande la mise en place d?un
mécanisme de prime à l?autoconsommation intégrant
des actions de maîtrise de l?énergie, du stockage
et du service réseau dans les DOM. En matière de
CSPE, le modèle proposé a vocation à s?amortir sur
la durée de vie des systèmes, rendant ainsi positif
l?impact global. De plus, afin d?intégrer les solutions
MDE et stockage, SER-SOLER s?appuie notamment
sur l?application de l?Article 60 du Code de l?énergie
et de son décret d?application en cours de publication
pour pouvoir intégrer dans l?assiette de la CSPE la
MDE et le stockage, sur la base de règles de calculs
qui seront élaborées par la CRE.
Graphique 11 : Evolution quotidienne consommation bâtiment B to B DOM ,
Situation MDE + Autoconsommation lissée + services système par time shifting
Source : SER-SOLER, 2014
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Pu
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sa
nc
e
ap
pe
lé
e
ENJEU :
Passer de la courbe
de consommation
initiale en rouge ...
... à la
courbe
verte
Puissance résultante totale
avec autoconsommation
Puissance réinjectée sur le
réseau à la pointe
Puissance totale appelée
avant MDE et autoconso lissée
Puissance solaire
autoconso lissé
17
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
Les principales hypothèses techniques du modèle
préconisé par le SER-SOLER sont les suivantes :
? installations de puissance inférieures à 100
kWc ;
? uniquement dans un environnement bâti ;
? raccordement en mode excédentaire ;
? comptage et valorisation de tous les flux
énergétiques (autoproduction, service réseau,
injection résiduelle) ;
? taux de couverture solaire minimal : 50 % ;
? taux d?autoconsommation minimale : 60 % ;
? réserve primaire de puissance de 10 % de la
puissance de référence ;
? énergie délivrée lors de la pointe minimum de
15 % de l?énergie solaire quotidienne ;
? plage horaires injection de pointes constantes de
2 h définies sur chaque DOM par le gestionnaire
de réseau ;
? lissage de la production sur 30 min glissantes
(pas de 1 min) ;
? maîtrise de la prévision globale de production
d?énergie stockée et lissée (algorithme de calcul,
etc.) ;
? alimentation automatique partielle des sites
en cas de disparition du réseau (cyclone, ?)
avec sécurisation des personnes liées à normes
existantes ou en cours (DIN VDE 126-1-1 pour les
onduleurs, UTE C 15-712-3 pour les installations
avec stockage raccordées au réseau?).
Dans le cadre de ce modèle, l?impact des coûts de
revient lié au stockage pèse environ 55 % des coûts
opérationnels équivalent à un tarif moyen global de
430 ¤/MWh, soit 235 ¤/MWh lié au stockage de type
Li-ion français). SER-SOLER propose une variante de
ce modèle visant à diminuer le stockage au maximum
tout en garantissant la stabilité du réseau. Dans
cette variante, l?équivalent tarifaire tombe à 345 ¤/
MWh (soit 156 ¤/MWh dédié au stockage) et proche
des coûts complets de production moyen reste une
énergie fossile. Conscient que d?autres variantes sont
possibles (stockage froid, chaud, etc?), SER-SOLER
reste ouvert à toute nouvelle réflexion sur le sujet.
SER-SOLER demande que les DOM puissent bénéficier
de cette mesure d?urgence sur une période de trois
ans, afin d?affiner le modèle. Les volumes seraient
annuellement plafonnés à 100 MWc par an pour
l?ensemble des DOM.
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
18
7. CONCLUSION
L?expérimentation en matière d?autoconsommation recommandée par SER-SOLER pourrait préparer les acteurs
économiques à l?émergence d?un nouveau marché, inexistant à ce jour et que l?on pourrait qualifier « de marché
de proximité ». Ce dernier, qui repose sur la pertinence économique des projets photovoltaïques au regard
des prix de détail de l?électricité distribuée, serait complémentaire d?un marché de gros de l?électricité qui,
aujourd?hui, n?attribue pas de valeur économique au caractère décentralisé de la production photovoltaïque.
Il nécessiterait de pouvoir faire de l?achat/vente d?électricité de gré à gré entre producteurs photovoltaïques
et consommateurs finaux.
Toutefois, ce nouveau marché pourra se développer progressivement et au fil du temps dès lors que l?utilisation
du réseau de distribution sera accessible avec des modalités équitables et transparentes, de façon à ce que
chaque producteur puisse bien vendre son électricité auprès d?un utilisateur final, en s?acquittant des coûts
générés par l?acheminement du courant.
A ce titre, il serait essentiel de mettre en place un mécanisme d?utilisation des antennes de distribution basse
tension afin de permettre qu?un générateur photovoltaïque remplisse ce rôle de source d?électricité pour les
consommateurs de proximité. La réflexion peut s?étendre à l?échelle de zones commerciales et d?activités,
campus universitaires, quartiers résidentiels, sites industriels, sites de recharge de véhicules électriques,
etc. (tout ce que recouvre le terme générique d? « îlot urbain »), mais également au niveau des collectivités.
19
Recommandations relatives à l?autoconsommation de l?énergie solaire photovoltaïque
13-15 rue de la Baume I 75008 Paris I www.enr.fr
Tél : +33 (0)1 48 78 05 60 I Fax : +33 (0)1 48 78 09 07
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Mai 2014 1
POSITION DE L?UFE SUR
L?AUTOPRODUCTION
SYNTHESE
Encouragé par un fort soutien politique, le développement de la production décentralisée est appelé à se
poursuivre dans les prochaines années. L?intégration de cette production dans le système électrique nécessite
toutefois de surmonter un certain nombre de défis techniques, financiers et réglementaires. A ce titre, les
schémas régulatoires existants apparaissent perfectibles.
Par ailleurs, les changements technico-économique à venir dans les filières de production décentralisées, tel
que le photovoltaïque, et la hausse attendue des prix de détail de l?électricité devraient accélérer l?attrait
pour la production autoproduite. A tel point que dans un futur proche, celle-ci pourrait bénéficier d?un
développement spontané, qui nécessite de penser un cadre de régulation, quelles que soient les éventuelles
mesures incitatives retenues par les pouvoirs publics. Tout l?enjeu de la concertation actuellement conduite
est donc de mettre au point un cadre régulatoire qui permette 1) d?améliorer l?insertion de la production
décentralisée sur le réseau public de distribution en réduisant les pointes d?injection et de soutirage ; 2)
d?assurer une juste participation financière des autoproducteurs aux services rendus par le réseau ; 3) de
répondre aux besoins croissants de prévisibilité et de commandabilité du système électrique.
Pour y parvenir, un tel cadre doit nécessairement respecter un certain nombre de principes fondamentaux :
1. Envoyer les bons signaux économiques à tous les utilisateurs du réseau: en leur répercutant, au plus
juste, via le TURPE, les coûts qu?ils occasionnent et en les incitant à réaliser les installations de
production décentralisée là où les coûts de développement du réseau engendrés sont les plus faibles.
2. Assurer un cadre d?investissement stable et vertueux, tant pour les investisseurs que pour l?ensemble
de la filière. La structure du TURPE 5 devra évoluer avec une augmentation de la part puissance, pour
mieux refléter la structure des coûts des réseaux.
3. Mettre en place un suivi rigoureux des installations en autoproduction pour permettre le pilotage de
la politique énergétique, pour garantir l?intégration des énergies renouvelables dans la gestion du
système électrique, pour préserver la sécurité des personnes et des biens et pour permettre de
vérifier l?authenticité des installations.
4. S?intégrer aux mécanismes de marché existants, et ce, en assurant un strict respect de la séparation
des activités entre opérateurs de réseaux et acteurs de marchés.
A terme, il est souhaitable que l?autoproduction s?intègre au marché concurrentiel, sans subventions. Si
toutefois les pouvoirs publics décidaient de la mise en oeuvre d?un mécanisme transitoire de soutien à
l?autoproduction, il sera essentiel qu?il vise à réduire la puissance injectée par l?autoproducteur et évite les
effets anti-MDE. En aucun cas, ce mécanisme ne devra reposer sur un système de « net-metering », système
qui ne présenterait que des inconvénients. Par ailleurs, ce mécanisme de soutien devra remplacer, pour
l?avenir, sur le périmètre sur lequel il est proposé, le cadre actuel de l?obligation d?achat. Enfin, pour sa mise
en oeuvre, il semble opportun de procéder par expérimentations, limitées dans le temps, afin de s?assurer que
son coût total soit cohérent avec le gain qu?il apporte pour la collectivité.
Mai 2014 2
PREAMBULE
Le développement de la production décentralisée (photovoltaïque, éolien, micro-cogénération?), déjà
entamé en France pour le solaire photovoltaïque, est appelé à se poursuivre dans les prochaines années. Or,
l?intégration de cette production dans le système électrique nécessite de surmonter un certain nombre de
défis techniques, financiers et réglementaire. Les schémas régulatoires existants apparaissent perfectibles.
C?est pourquoi l?UFE se félicite que les pouvoirs publics aient décidé de mettre en chantier, outre une
réforme des mécanismes de soutien aux installations sous obligation d?achat, la problématique du
développement de l?autoproduction.
Dans le cadre des évolutions attendues du marché de l?électricité à l?horizon 2020 ? 2025, l?autoproduction
pourrait en effet se développer. Les constats, enjeux et propositions exposés dans cette note visent à
préparer le système électrique à ce probable développement de l?autoproduction sur le réseau public de
distribution, et ce, quelles que soient les éventuelles mesures incitatives retenues par les pouvoirs publics.
I - ÉLEMENTS DE DEFINITION
Dans le cadre de sa réflexion à l?appui de la concertation lancée par les pouvoir publics, l?UFE propose que
soit retenue la définition suivante d?un autoproducteur :
« Un autoproducteur est une entité (personne physique ou morale) raccordée au réseau public qui
produit en aval de son point de livraison une partie de l?énergie qu?elle consomme ».
Cette définition permet d?identifier clairement les constats suivants :
? un autoproducteur a toujours besoin d?un accès au réseau, et bénéficie de l?ensemble des services
fournis par le réseau => il ne s?agit pas de créer des sites autonomes énergétiquement ;
? des échanges d?énergie entre différentes entités juridiques, y compris derrière le même point de
livraison, ne sont pas de l?autoproduction => il ne s?agit pas de produire pour compenser la
consommation de son voisin.
Les termes d?« autoproduction » et d?« autoconsommation » étant alternativement employés dans le débat
public, il convient d?en préciser le sens. L?UFE, comme d?autres acteurs (et notamment Hespul), retient que :
? la quantité d?énergie produite et instantanément consommée en aval du point de livraison peut être
indifféremment qualifiée de « quantité autoconsommée » ou de « quantité autoproduite » ;
? le « taux d?autoconsommation » désigne le rapport entre cette quantité et la production totale du
site (c'est la part de la production qu?un site consomme lui-même) ;
? le « taux d?autoproduction » correspond, quant à lui, au rapport entre cette quantité et la
consommation totale du site (c'est la part de la consommation qu?un site produit lui-même).
Autoproduction ou autoconsommation : une illustration chiffrée
Prenons un site dont la consommation s?élève à 5 MWh par an et qui dispose d?une installation
photovoltaïque produisant 3 MWh par an.
En supposant qu?une quantité égale à 1 MWh soit produite et consommée sur place (le reste de la
production étant injectée sur le réseau et le reste de la consommation étant soutirée du réseau) :
- le taux d?autoconsommation de ce site est égal à 33% (= 1 MWh / 3 MWh) ;
- le taux d?autoproduction de ce site est égal à 20% (= 1 MWh / 5 MWh).
Mai 2014 3
L?UFE attire par ailleurs l?attention sur le fait que l?autoproduction à partir de sources d?énergie
renouvelables et la maîtrise de la consommation sont deux problématiques différentes. En effet, équiper
une maison de panneaux photovoltaïques sur sa toiture ne suffit pas à en faire un logement modèle si elle
continue, dans le même temps, à consommer trop (logement mal isolé, équipements énergivores?) ou à
consommer mal (régulations et programmations rendues inopérantes, ou utilisées en tout ou rien). Ainsi, là
où le terme d? « autoconsommation » peut être source de confusion, celui d? «autoproduction » permet, à
l?inverse, de mieux distinguer les deux problématiques.
L?UFE recommande de préférer le terme « autoproduction » à celui d?« autoconsommation ».
II - PRINCIPAUX ENJEUX TECHNIQUES DU DEVELOPPEMENT DE L?AUTOPRODUCTION POUR LE SYSTEME
ELECTRIQUE
Pour qu?il apporte des bénéfices au système électrique, le développement de l?autoproduction doit tenir
compte d?un certain nombre de réalités et contraintes, propres au développement et à la gestion
opérationnelle des réseaux, ainsi qu?au maintien de l?équilibre du système électrique. Parallèlement, les
acteurs de l?autoproduction doivent disposer des mêmes conditions d?alimentation, et des mêmes droits et
obligations que les autres acteurs du marché de l?électricité.
Enjeu n°1 : améliorer l?insertion de la production décentralisée sur le réseau.
Une part prépondérante des coûts de réseaux sont des coûts fixes, qui résultent des flux de puissance
dimensionnant le réseau et des enjeux de qualité, plus que des quantités d?énergie acheminées 1. Deux
paramètres essentiels conditionnent les coûts que l?utilisateur occasionne pour le réseau : la puissance
maximale qu?il soutire et la puissance maximale qu?il injecte. C?est pour faire face à ces niveaux maximaux de
puissance que le réseau est dimensionné.
L?insertion d?une part croissante de moyens décentralisés de production raccordés sur les réseaux de
distribution requerra des investissements supplémentaires, estimés par la Cour des comptes à 5,5 milliards
d?euros d?ici à 20202. Or, l?autoproduction, dès lors qu?elle se traduit par une réduction des pointes de
soutirage et qu?elle n?induit pas de nouvelles contraintes d?injection, pourrait permettre dans certains cas de
limiter ces coûts des réseaux engendrés par le développement de la production décentralisée.
Par ailleurs, l?autoproduction, dès lors qu?elle ne génère par de nouveaux flux liés à l?évacuation de la
production excédentaire, peut contribuer à réduire les pertes par effet Joule. Des calculs réalisés par les
gestionnaires de réseaux ont toutefois mis en évidence que cet impact bénéfique était limité (maximum de
2,7 ¤/an, soit environ 1 % de la facture d?acheminement, pour un client représentatif3).
1 Les coûts de réseaux qui sont fonction des quantités d?énergie acheminées comprennent notamment le coût d?achat
des pertes par effet Joule.
2 Rapport public thématique de la Cour des comptes : « La politique de développement des énergies renouvelables ».
Le chiffre envisagé correspond aux investissements à réaliser pour intégrer 19 GW d?éolien terrestre et 8 GW de
photovoltaïque.
3 Soit 3¤ /MWh autoconsommé. Source ERDF : client résidentiel de puissance souscrite : 9 kVA, consommation annuelle: 5
MWh ; panneau PV (3 kWc), production totale : 2,9 MWh, taux d?autoconsommation naturelle : 30%
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Ainsi,
? les réseaux sont dimensionnés en fonction des pointes annuelles de soutirage et d?injection ;
? les coûts de réseaux sont essentiellement liés à ces puissances maximales annuelles. Seul le
coût des pertes joules est lié à l?énergie acheminée;
? les pointes d?injection nécessitent des adaptations coûteuses du réseau, pour évacuer
l?énergie produite tout en maintenant la stabilité technique du réseau.
L?autoproduction pourrait permettre de limiter les coûts de réseaux engendrés par le
développement de la production décentralisée, dans certaines conditions :
? si elle garantissait une réduction de la pointe de soutirage, et
? si elle ne créait pas de contrainte liée à l?injection en période de faible consommation.
Trois leviers permettraient de limiter la pointe d?injection ou réduire la pointe de soutirage et ainsi minimiser
les coûts d?intégration dans le réseau public de distribution. Ces leviers devront être activés grâce à des
logiques économiques. On peut envisager ainsi :
1. inciter au développement des installations localisées sur des sites où se trouve la consommation
et dimensionnée de manière adaptée à cette consommation du site, à son profil horosaisonnier
et à sa régularité (via notamment les barèmes de raccordement, etc.) ;
2. agir sur la consommation (déplacement d?usages, stockage thermique, voire électrique, etc.) ;
3. agir sur la production (écrêter la faible proportion de la production génératrice de contrainte sur
le réseau, etc.).
La régulation de l?autoproduction devrait inciter l es acteurs du marché à activer ces leviers, chaque
fois que les bénéfices pour le réseau qu?ils permet tront d?atteindre seront supérieurs à leur coût de
mise en oeuvre.
Enjeu n°2 : assurer une juste participation des autoproducteurs au financement des
services rendus par le réseau
Le réseau apporte, à tout client final qui lui est raccordé, un certain nombre de services fondamentaux :
? La stabilité en tension et en fréquence : les appareils électriques (électroménagers, Hi-Fi,
industriels) sont prévus pour avoir un fonctionnement optimal à un certain niveau de tension (le plus
souvent 230 V) et de fréquence (50 Hz). Des variations trop importantes par rapport à ces niveaux
nominaux sont susceptibles de causer des dommages importants aux biens et aux personnes : une
situation de sous-tension accélère l?obsolescence des équipements électriques, tandis qu?une
surtension peut détruire certains de ces équipements, voire générer des risques de départ de feu. Le
réseau garantit justement, à tous les utilisateurs qui y sont raccordés, une alimentation sûre.
? La continuité de l?alimentation électrique : un utilisateur connecté au réseau dispose, à tout
moment, d?une puissance électrique égale à celle prévue par le contrat qu?il a souscrit. Le réseau
assure donc, pour un utilisateur disposant d?un moyen de production in situ, une fonction de
secours. A l?inverse, cette fonction de secours ne peut être assurée par le moyen de production local
qu?après adaptation de l?installation, notamment de son système de protection électrique.
? Permettre l?injection de la production excédentaire afin de la valoriser : un consommateur ayant
investi dans une installation ENR peut injecter sur le réseau le volume d?électricité qu?il ne
consomme pas instantanément et ainsi le valoriser.
Mai 2014 5
Pour ces fonctions garanties par le réseau, le service rendu ne se mesure pas à l?aune de la quantité
d?énergie soutirée ou injectée par un utilisateur final. Ainsi, un client qui autoconsomme et un client qui
soutire du réseau bénéficient, tous deux, de ces services pour la totalité de leur consommation finale.
Dans le cadre actuel, un autoproducteur qui réduit la quantité d?énergie soutirée à partir du réseau diminue
de façon importante sa facture d?acheminement, alors qu?il continue à bénéficier de tous les services
procurés par le réseau dont les coûts doivent toujours être financés. Ainsi, l?écart entre la réduction de sa
facture (environ 30 ¤/MWh en basse tension) et les coûts évités (environ 3 ¤/MWh au titre des pertes) devra
être supporté par les autres utilisateurs du réseau. L?autoproduction induit donc à court terme un transfert
de charges des autoproducteurs vers les consommateurs pour le financement du réseau (TURPE). L?impact
sera faible si le développement de l?autoproduction reste limité, mais il pourrait devenir structurant en cas
de développement massif.
Par ailleurs, l?UFE considère que les mêmes exigences en terme de services rendus au système électrique et
les mêmes opportunité de valorisation de ces services doivent s?appliquer à tous les producteurs, selon les
caractéristiques de leur installation, qu?ils soient autoproducteurs ou non.
La régulation devra donc évoluer pour réduire ou anticiper les transferts financiers, afin de faire en sorte
que chaque consommateur supporte les coûts des services qui lui sont rendus. En outre, la régulation
devra garantir à tous les acteurs, quelle que soit leur taille, des conditions non discriminatoires de
participation au marché.
Enjeu n°3 : répondre aux besoins croissants de prévisibilité.
Pour qu?ils puissent gérer l?équilibre entre la production et la consommation, les acteurs du système
électrique doivent notamment pouvoir estimer à l?avance, pour chaque instant, la contribution des
différents moyens de production. Ils doivent aussi pouvoir, au besoin, augmenter ou diminuer en temps réel
la contribution de ces moyens.
Or, en matière d?équilibre offre-demande, une mauvaise estimation de la production intermittente pourrait
engendrer des surcoûts (surdimensionnement des réserves, coût des écarts, etc.) qu?il faut chercher à éviter.
Par ailleurs, en matière de gestion des flux sur le réseau, la qualité d?appréciation des risques pesant sur
l?exploitation faite par les gestionnaires de réseaux, pourrait être affectée par une mauvaise estimation du
volume de production instantané et de sa localisation, se traduisant ainsi par des surcoûts4.
Au vu de cet impératif, le développement de moyens de production décentralisés attendu avec la croissance
de l?autoproduction représente un défi pour l?exploitation du système électrique. Il est donc essentiel dans
le futur cadre régulatoire que l?autoproduction soit prévisible, commandable et estimable en temps réel.
III - LES ORIENTATIONS PROPOSEES POUR UN CADRE DE REGULATION STABLE
Compte tenu de l?objectif de développement des énergies renouvelables fixé par les pouvoirs publics, la
régulation retenue devra améliorer le dispositif actuel, en tenant compte des enjeux spécifiques de
l?autoproduction.
4 Par exemple, actions de redispatching ou prise de schémas d?exploitation générateurs de pertes.
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Orientation 1 : Envoyer les bons signaux économiques à tous les utilisateurs du réseau:
? une contribution au financement du raccordement qui incite à localiser les installations de
production décentralisées en fonction des coûts de développement des réseaux engendrés5 ;
? un TURPE qui s?adapte pour répercuter au plus juste aux consommateurs les coûts qu?ils
occasionnent pour les services rendus.
Orientation 2 : Assurer un cadre d?investissement stable et vertueux, tant pour les investisseurs que
pour l?ensemble de la filière pour garantir la pérennité du système électrique. Les transferts de charge,
augmentés des transferts de taxes, constitueraient une source de revenus de niveau incertain, la CRE ayant
notamment annoncé que la structure du TURPE évoluerait, quel que soit le cadre financier de
l?autoproduction, de manière à s?adapter aux coûts engendrés par les utilisateurs du réseau. Ne pas
respecter ces principes dès l?origine, c?est donc faire courir un risque important aux investisseurs potentiels6.
Cette réflexion conduit à ouvrir la question de la structure du TURPE7. Pour mieux refléter la réalité des coûts
du réseau, la structure de TURPE 5 devra évoluer avec une augmentation de la part puissance.
Cette évolution permettrait de limiter les transferts de charges entre les différents utilisateurs du réseau
(autoproducteurs mais aussi résidences secondaires) et de répercuter au plus juste aux consommateurs les
coûts qu?ils occasionnent.
Orientation 3 : La mise en oeuvre du cadre régulatoire devra prévoir un suivi rigoureux des
installations en autoproduction pour :
? permettre le pilotage de la politique énergétique, ce qui nécessite un suivi global des installations
utilisées en autoproduction, pour pouvoir vérifier les engagements sur les taux de pénétration des
énergies renouvelables, évaluer des besoins de capacité de production dans le cadre du futur
mécanisme de capacité, etc. ;
? Garantir l?intégration des énergies renouvelables dans la gestion du système électrique en
préconisant des normes d?observabilité et de commandabilité au-delà d?un certain seuil (250 kW).
? assurer la sécurité des personnes et des biens, ce qui nécessite : le strict respect de l?obligation de
déclaration des installations en autoproduction et de toutes les normes applicables8, un suivi fin
des caractéristiques de chaque installation et notamment de sa localisation, pour garantir une
gestion sécurisée des réseaux ;
? vérifier l?authenticité des installations. Ainsi, des cas de fraudes ont été reportés en Espagne où
des producteurs photovoltaïques faisaient tourner des groupes diesels lorsqu?il n?y avait pas de
soleil, afin de bénéficier de tarifs d?achat du photovoltaïque. Dans le cas de l?autoproduction à
5 Ainsi, les procédures de raccordement des gestionnaires de réseaux, incluant les barèmes, continuent à s?appliquer
pour les installations d?autoproduction, car elles garantissent la sécurité et la sûreté des installations, et incitent à la
bonne localisation des moyens de production.
6 La Belgique, faute de les avoir intégrés, se retrouve aujourd?hui confrontée à une situation délicate qui l?a contrainte à
modifier rétroactivement l?économie de contrats antérieurement conclus.
7 La CRE elle-même dans sa délibération sur TURPE 4 Distribution, « le principal service offert par le gestionnaire de
réseaux consiste à mettre à disposition d?un utilisateur, au point de connexion et à tout moment, un niveau de
puissance égale à la puissance souscrite ». C?est pourquoi les coûts des réseaux sont peu liés au transit d?énergie. Or le
transit d?énergie est prépondérant dans la facture payée par le consommateur. Voir §2.1.1 de la délibération de la CRE
du 12 décembre 2013 portant décision relative aux tarifs d?utilisation d?un réseau public d?électricité dans le domaine
de tension HTA et BT.
8 Ainsi que prévu dans l?arrêté "tarifs d'achat de l'énergie d'origine solaire, une attestation de conformité CONSUEL sera
nécessaire pour les installations raccordées en BT pour permettre la mise en service de l?installation.
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partir de sources d?énergie renouvelables, et dès lors que celle-ci est subventionnée, il faudra
mettre en place un mécanisme qui puisse en vérifier l?authenticité.
Orientation 4 : La mise en oeuvre du cadre régulatoire devra également s?assurer du bon
fonctionnement des mécanismes de marché, en respectant une stricte séparation des activités entre
opérateurs de réseaux et acteurs de marchés :
? une intégration au dispositif de responsable d?équilibre, pour une correcte prise en compte de
l?énergie autoproduite dans un périmètre de responsable d?équilibre;
? une intégration aux dispositifs ayant trait à l?effacement pour une correcte prise en compte de
l?énergie effacée.
Orientation 5 : A terme, il est souhaitable que l?autoproduction s?intègre au marché
concurrentiel, sans subvention.
IV. Les principes à respecter en cas de mise en oeuvre d?un mécanisme
transitoire de soutien à l?autoproduction
1. Si les pouvoirs publics décidaient de la mise en oeuvre d?un mécanisme transitoire de soutien à
l?autoproduction, il sera essentiel de s?assurer qu?il vise à réduire la puissance injectée.
? Une telle incitation ne devrait pas porter sur la quantité d?énergie autoproduite :
? En effet, deux sites autoproduisant une même quantité d?énergie peuvent occasionner des
pics d?injection et de soutirage très différents et être, par conséquent, à l?origine de besoins
de renforcement du réseau inégaux.
? Par ailleurs, une incitation à augmenter la quantité d?énergie autoproduite devra être
pensée de façon à éviter les effets anti-MDE (surconsommer, créer des usages
opportunistes?).
? Une telle incitation devrait encore moins être fondée sur la notion de « net-metering », définie
comme la différence entre consommation et production d?énergie d?un site sur une période longue.
L?utilisation de ce critère ne présenterait que des inconvénients :
? en accentuant les biais anti-MDE et anti-MDP9, puisque ce dispositif offre « un droit de
tirage » en hiver aux autoproducteurs qui ont, durant l?été, renvoyé leurs excédents de
production sur le réseau.
? en ne contribuant pas à la réduction des pointes d?injection ou de soutirage, donc en
n?améliorant pas l?insertion de la production décentralisée dans le réseau ;
? en empêchant la couverture des coûts (d'acheminement et de fourniture) occasionnés par
chaque consommateur/producteur.
2. Un éventuel mécanisme de soutien à l?autoproduction devra remplacer, pour l?avenir, sur le
périmètre sur lequel il est proposé, le cadre actuel de l?obligation d?achat. Il serait en effet non
pertinent de permettre à un autoproducteur de choisir entre deux mécanismes car il serait amené à
choisir systématiquement le dispositif qui lui est le plus favorable, et non celui qui, du point de vue
9 L?acronyme MDE signifie « maîtrise de la demande d?énergie », il renvoie à des efforts de modération de la
consommation d?énergie annuelle. L?acronyme MDP signifie « maîtrise de la demande de puissance », il renvoie à des
efforts de modération de la puissance maximale appelée.
Mai 2014 8
de la collectivité, serait optimal. Néanmoins, afin de ne pas porter atteinte à la sécurité juridique, les
contrats conclus antérieurement dans le cadre du régime de l?obligation d?achat ne seront pas
modifiés. Par ailleurs, ce mécanisme de soutien ne devra être proposé qu?aux installations nouvelles
3. Le coût total de mise en oeuvre et de gestion du cadre régulatoire devra être cohérent avec le gain
apporté par le nouveau mécanisme pour la collectivité. Pour penser au mieux le futur cadre et veiller
à son intégration dans le modèle national péréqué, il semble dès lors opportun d?avancer par
expérimentations, limitées dans le temps.
CONCLUSION
Le cadre régulatoire de l?autoproduction devra être suffisamment stable pour que les filières puissent se
développer et engager des investissements. Il est donc important de ne répéter ni les erreurs passées, ni
celles commises dans des pays voisins afin d?éviter des changements fréquents de réglementation très
dommageables pour tous les investisseurs, les acteurs du secteur et les consommateurs.
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
93/94
ANNEXE4
RECOMMANDATIONSDUGROUPEDETRAVAILZNI
Rapportsurl?autoconsommationetl?autoproductiondel?électricitérenouvelable
94/94
RecommandationsdugroupedetravailZNIprésentéesenséancedu30avril
2014
1. Le contexte est intrinsèquement favorable au solaire du fait des coûts de production de
l?électricitéetdesconditionsd?ensoleillement.
2. L?autoconsommationestun levierpour ledéveloppementdesENR intermittentesdans les
ZNI,confrontéesàlalimitedes30%.
3. Lestockageestunlevierenparticulierpourledéveloppementdel?autoconsommationetdu
véhiculeélectrique.
4. LedéveloppementdesENRdoit se faire dansuncadre responsableet réaliste visantun
impactpositifsurlecycledeviesurlaCSPE«ZNI».
5. On observe un grand foisonnement d?initiatives locales qu?il faut encadrer dans le but de
préserverlasécuritédespersonnes,desbiensetdusystèmeélectrique.
6. Comptetenudesprofilsdeconsommationetdeproduction,lemarché«BtoB»semblele
pluspertinentpourl?autoproductionPV.
7. Il faut veiller à ce que le financement public de l?autoconsommation et du stockage
n?encouragepasdenouvellesconsommationsd?électricité.
8. Lefinancementpublicdel?autoconsommationdoitêtreassociéàdelaMDE.
9. Lesinstallationsserontdimensionnéesdefaçonàminimiserlesimpactssurleréseau.
10. Ilestnécessairedecapitaliserlesexpériencesd?autoconsommation.
11. Ilestnécessaired?approfondirlaréflexionsurlesdifférentsmodèlestechnicoéconomiques
(avec/sansstockage,stockagecentralisé/décentralisé,etc.).Chaqueparticipantalimentera
cetteréflexion.
12. TouteslesquestionsneserontpastraitéesdanslecadreduGTnational, ilfautpoursuivre
l?échangeentrelespartiesprenantes.
13. Ilestnécessairededéterminerrapidementlesmodalitésd?échangeavecEDFSEI.
14. Le groupe préconise l?élargissement de l?article L. 1217 du code de l?énergie à
l?autoconsommation.
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