Les réponses des personnes suivantes sont publiées ci-dessous :

ADEeF (Association des distributeurs d’électricité en France)

Bouygues Énergie & Services

Direct Energie

EDF

ENGIE

Enerplan

FNCCR

GPPEP (Groupement des Particuliers Producteurs d’Electricité Photovoltaïque)

Hespul

Médiateur national de l'énergie

Morbihan Énergies

SER (Syndicat des énergies renouvelables)

Tecsol

Terre Solaire

UFE

Union Sociale pour l’habitat

URM

Question 1 : Quelles modalités de déclaration des installations d’autoconsommation ?

Direct Energie

Direct Energie n’est pas favorable à une démarche faisant porter la responsabilité de la déclaration de l’installation sur le professionnel qui l’a vendue ou installée. D’une part, d’un point de vue pratique, ce mode de fonctionnement ne couvrirait pas l’ensemble des situations, comme le souligne la CRE. D’autre part, le cadre réglementaire actuel ne fait pas obstacle à ce que le client mandate un tiers (vendeur, installateur voire fournisseur) pour réaliser la déclaration pour son compte.

En revanche, Direct Energie est très favorable à la mise en place par les GRD d’une plate-forme dématérialisée avec les informations minimales à saisir. Cette plate-forme devra être conçue pour être accessible non seulement par le client, mais également par les mandataires (avec toutes les fonctionnalités spécifiques associées : gestion de déclarations multiples, gestion de plusieurs comptes utilisateurs pour une même entité, suivi de portefeuille, etc.). Le portail raccordement mis en place par Enedis constitue, dans ses principes, une illustration des solutions répondant à cet objectif.

Engie

Les articles L. 315-7 et D. 315-11 du code de l’énergie disposent que ce sont les exploitants d’installations de production d’électricité participant à une opération d’autoconsommation qui déclarent ces installations au gestionnaire du réseau public d’électricité compétent, préalablement à leur mise en service.

Cette mesure permet ainsi de traiter la question de la déclaration des installations qui comportent des matériels vendus par des sociétés étrangères ou installées par le client lui-même.

Elle recouvre ainsi la disparité des situations susceptibles de survenir dans les schémas d’autoconsommation.

ENGIE est favorable à ce que la déclaration continue à être le fait de l’exploitant, et, comme la CRE le propose, à la mise à disposition d’une plateforme dématérialisée, requérant des informations minimales, afin de faciliter les déclarations.

SER

Le SER estime qu’il relève de la responsabilité du producteur de veiller à la déclaration des installations qu’il exploite. En outre, faire reposer cette responsabilité sur l’installateur complexifierait inutilement les démarches commerciales de vente. Toutefois, le SER est favorable à ce que soit rappelé le devoir de conseil du vendeur.

EDF

L’obligation de déclaration d’une installation photovoltaïque existe en réalité déjà au travers du Consuel qui est obligatoire pour toutes les nouvelles installations que ce soit chez les particuliers ou les professionnels.

Le processus de demande à l’avantage d’être déjà dématérialisé (Commande sur Internet) et de couvrir tous les cas de figure (installation réalisée par un professionnel ou par le particulier lui-même)

La fourniture du consuel au GRD est obligatoire dans le cas de la vente du surplus, le seul risque de non déclaration serait dans le cas où l’autoconsommateur ne fait pas de demande pour vendre son surplus et obtenir la prime à l’investissement.

Dans ce cas, l’autoconsommateur prend le risque de ne pas être couvert pas son assurance en cas de sinistre, l’attestation de conformité étant le premier élément demandé en cas de sinistre d’origine électrique.

La solution la plus simple serait donc de considérer que l’obligation de déclaration est l’obtention du Consuel, ce qui me semble être parfaitement acceptable par les pouvoirs publics, le consuel étant un organisme sous tutelle de la DGEC.

Dans un souci de simplification, il n’est pas souhaitable de multiplier les déclarations sur différents systèmes.

Enerplan

Enerplan soutient l’obligation de déclaration, condition nécessaire à des conditions d’installations qui garantissent la sécurité des biens et des personnes. À ce titre, une plateforme simplifiée est une nécessité. Il convient également de lutter contre les installations en autoconsommation qui pourraient prospérer en faisant en sorte que les entreprises qui souhaiteraient profiter des flous juridiques entourant l’autoconsommation réputée totale ne puissent avoir accès aux financements. Enerplan a saisi en ce sens l’Autorité de contrôle Prudentiel et de Résolution afin que les organismes de crédit vérifient l’existence de l’attestation de conformité Consuel avant de libérer les fonds. L’attestation de déclaration simplifiée au GRD devrait également être fournie à cette fin, afin de décourager des installateurs peu scrupuleux.

Le professionnel est le garant de la qualité de l’installation pour le compte de son client, il doit pouvoir justifier de la conformité aux exigences règlementaires. Au titre du devoir de conseil, le professionnel porte implicitement la responsabilité de déclaration. Elle pourrait être rendue explicite, en lien avec les professionnels qualifiés RGE dans le domaine PV pour la pose de systèmes.

Pour ce qui est des installations qui pourraient être vendues en kits pour une installation do it yourself, il convient de ne pas encourager l’installation faite par le client lui-même. Avec le commerce électronique, il est toutefois difficile d’encadrer efficacement le marché du kit installé par le particulier, qui est responsable de ce qu’il fait au même titre que n’importent quels travaux électriques réalisés sur le circuit intérieur par le bricoleur du dimanche.

Bouygues Énergie & Services

La responsabilité de la déclaration est actuellement à la charge du maître d’ouvrage (le client), qui mandate une tierce personne pour réaliser les démarches auprès du GRD. La non-déclaration implique des risques électriques importants pour les GRD et les pompiers lors de leurs interventions. Maintenir la responsabilité à la charge du maitre d’ouvrage est donc préférable.

La dématérialisation de l’ensemble des démarches y compris du mandat permettrait de simplifier les déclarations. De plus, les incitations telles que les subventions ou crédits d’impôt permettent de limiter le nombre d’installations non-déclarées.

FNCCR

La FNCCR suggère que cette déclaration soit incorporée à celle faite à CONSUEL, de façon à réduire le nombre de déclarations que les consommateurs sont tenus de faire à l’administration. Rappelons que la déclaration à CONSUEL, qui débouche sur un certificat que l’intéressé doit remettre au GRD suite à toute modification substantielle de son installation électrique, est déjà exigible pour les installations de production d’électricité. De plus, cette procédure permet d’embarquer la problématique des produits vendus par des sociétés étrangères dès lors qu’ils sont incorporés à ladite installation.

Morbihan Énergies

L’article L. 315-7 du Code de l’énergie crée une obligation de déclaration à la charge des exploitants d’installations de installations de production d'électricité participant à une opération d'autoconsommation. L’article D. 315-11 du code de l’énergie dispose que doit être notamment déclaré : « 3° Le mode de fonctionnement de l'installation, précisant si le surplus d'électricité produite est vendue à un tiers ne participant pas à l'opération d'autoconsommation ». Dès lors, la responsabilité de la réalisation de la déclaration des installations d’autoconsommation doit reposer sur l’exploitant de l’installation.

En tout état de cause, il faut considérer que le propriétaire faute d’exploitant pro est l’exploitant de fait et doit donc assumer la déclaration de l’installation

ADEeF

L'ADEeF est favorable à ce que la responsabilité de l'obligation de déclaration pèse sur le professionnel vendeur ou installateur. Une attestation de cette déclaration serait à donner au client. Dans des cas très spécifiques, à déterminer précisément, le professionnel pourrait simplement donner les informations nécessaires à la déclaration et vérifier que cette déclaration a bien été faite par le client.

En ce qui concerne la mise en place d'une plateforme dématérialisée par les GRD, l'ADEeF y est favorable si :

  1. Les informations minimales à stocker sont précises et stables.
  2. Le financement est assuré via le TURPE mais en plus du CRCP pour éviter le plafonnement de celui-ci.
  3. Que les finalités de la mise à disposition soient précises.

Par ailleurs, les membres de l’ADEeF sont prêts à envisager que toute installation soit susceptible d’être une installation d’autoconsommation. En découle alors une programmation spécifique des compteurs communicants dont le déploiement permet de gérer cette nouvelle possibilité :

  • la grille de production du compteur Linky, serait activée et relevée par défaut. Le gestionnaire de réseau pourrait ainsi détecter toute injection sur le réseau de distribution ;
  • le gestionnaire de réseau informerait le client final sur la nécessité de déclarer son installation de production dans le cas où cela n’a pas déjà été fait ;
  • le gestionnaire de réseau informerait le fournisseur de la présence d’une autoconsommation pour lui permettre :
    • d’adapter le profil de consommation de son client final ;
    • de modifier la formule tarifaire d’acheminement le cas échéant ;
    • éventuellement de faire une proposition d’achat du surplus de production à l’autoconsommateur.
  • Tant que le client final ne contractualise pas le rachat de son surplus avec son fournisseur, l’énergie injectée serait cédée au gestionnaire de réseau.

Cette solution permet de gérer les cas de manquement de déclaration préalable, de fluidifier le processus de mise en service d’une installation de production en autoconsommation puisque le producteur pourra mettre en service son installation en attendant d’avoir contractualisé le rachat de son surplus avec son fournisseur, sachant qu’il pourrait ne pas contractualiser ce rachat et ainsi céder sa production au gestionnaire de réseaux.

GPPEP

Le GPPEP appuie le principe que les installations doivent respecter la VDE 126 FR et être déclarées au gestionnaire de réseaux.

C’est à l’installateur, qu’il soit professionnel ou autoinstallateur qu’incombe la responsabilité de déclarer l’installation avant sa mise en service. Ce ne pourra pas marcher avec le fournisseur du matériel qui pourrait ne voir qu’une partie de la commande ou être à l’étranger. Pour inciter à respecter la loi, le fait de se déclarer ne doit surtout pas générer de frais ou de taxes supplémentaires. Les petites installations ≤ 3 kWc ne vendant par leur énergie doivent pouvoir obtenir une CAC permettant l’injection ou à défaut un CRAE spécifique gratuit qui ne fournira pas les services spécifiques liés à la vente d’énergie (comptage, gestion, transport).

Il est également important que la déclaration des petites installations d’autoconsommation simple, sans vente soit une simple formalité administrative par internet demandant juste la fourniture de l’attestation VDE sans qu’il ne soit besoin d’une quelconque validation technique par un prestataire externe.

Il ne faut pas omettre le cas des autoconsommateurs trompés par leur commercial ou s’étant mal informés qui désireraient déclarer leur installation postérieurement à la mise en service. Si l’installation est conforme à la VDE 126 ces déclarants ne devront pas subir de pénalité. Afin de compléter les déclarations, Enedis pourrait activer par défaut le comptage de la production sur le Linky. Ceci permettra de voir les sites produisant et éventuellement de leur rappeler leur obligation de déclaration. Mais il ne s’agira pas de les pénaliser si l’installation est conforme à la VDE.

Ne pas oublier que des contraintes ou des coûts excessifs pourraient amener ceux qui en ont les moyens à se séparer volontairement du réseau en réaction de rejet pour ne pas se sentir exploité ou pris au piège, même si c’est un choix irrationnel. Ce serait contraire à l’intérêt de la communauté.

Hespul

De manière générale, la question qui se pose ici est : comment pallier le défaut d’informations sur la déclaration des installations au autoconsommation totale ? La réponse est qu’il faut multiplier les canaux car les configurations de développement de ces installations sont variées (exemples : installateurs, autoconstructeurs, promoteurs, etc.).

Un canal d’informations utile est la déclaration d’urbanisme (DP, permis de construire, déclaration de travaux), en particulier dans le cadre de la RT 2012 où ce sont les promoteurs qui développent les installations PV pour que les constructions soient compatibles avec les seuils réglementaires. Les communes pourraient donc a minima faire porter à connaissance des constructeurs la nécessité de déclarer les installations en autoconsommation totale.

Par ailleurs, concernant les installations déclarées ou non en autoconsommation totale mais qui injectent un surplus, les GRD pourraient activer par défaut la fonction « production » des compteurs Linky pour identifier une injection en l’absence de CRAE, et le cas échéant donner un délai au producteur pour signer un CRAE. Nous tenons à dire que cette mesure ne doit pas être mise en place dans une perspective de sanction mais dans une logique de suivi et de vérification, en considérant que la mauvaise ou non-déclaration n’est pas intentionnelle mais plutôt une conséquence d’un manque de connaissance des producteurs.

URM

Pour des raisons de sécurité lors d’interventions sur les installations, nous sommes favorables à une obligation de déclaration préalable des installations de production participant à des opérations d’autoconsommation par les exploitants ou les installateurs de l’installation auprès du gestionnaire du réseau public.

Afin de fluidifier le processus de mise en service des installations d’autoconsommation individuelle, et de détecter les manquements à l’obligation de déclaration préalable, nous sommes favorables à un cadre contractuel considérant toute installation de consommation comme une potentielle installation d’autoconsommation. Le compteur Linky, qui doit être déployé sur l’ensemble du territoire national, permettra de gérer ce nouveau paradigme :

  • La grille de production du compteur Linky, serait activée et relevée par défaut. Le gestionnaire de réseau pourrait ainsi détecter toute injection sur le réseau de distribution ;
  • Le gestionnaire de réseau informerait le client final sur la nécessité de déclarer son installation de production dans le cas où cela n’a pas déjà été fait ;
  • Le gestionnaire de réseau informerait le fournisseur de la présence d’une autoconsommation pour lui permettre :
    • d’adapter le profil de consommation de son client final ;
    • de modifier la formule tarifaire d’acheminement le cas échéant ;
    • éventuellement de faire une proposition d’achat du surplus de production à l’autoconsommateur.
  • Tant que le client final ne contractualise pas le rachat de son surplus avec son fournisseur, l’énergie injectée serait cédée au gestionnaire de réseau.

Cette solution permet de gérer les cas de manquement de déclaration préalable, de fluidifier le processus de mise en service d’une installation de production en autoconsommation puisque le producteur pourra mettre en service son installation en attendant d’avoir contractualisé le rachat de son surplus avec son fournisseur, sachant qu’il pourrait ne pas contractualiser ce rachat et ainsi céder sa production au gestionnaire de réseau.

Union sociale pour l’habitat

Les articles L. 315-7 et D. 315-11 du code de l’énergie introduisent l’obligation de déclaration des installations de production participant à des opérations d’autoconsommation, préalablement à leur mise en service. Il semble en effet important, comme le propose, la CRE que les gestionnaires de réseaux publics de distribution (GRD) mettent en place une plate-forme dématérialisée, avec des informations minimales, qui seraient à saisir par le vendeur ou l’installateur de l’installation de production.

Une information des clients sur l’obligation qui leur est la leur de procéder à une déclaration de l’installation de production pourrait être faite par les installateurs ou les fournisseurs pour une installation réalisée par le client lui-même. En cas de défaut d’information, la responsabilité du professionnel pourrait être engagée. La déclaration pourrait être faite par le professionnel pour le compte du client suivant des modalités et des coûts connus.

Terre Solaire

Il n’est pas sain de reporter la responsabilité de la déclaration de l’installation de production sur le professionnel qui l’a vendue ou installée. Devenir producteur d’électricité, même si c’est de plus en plus accessible, n’est pas anodin. Il ne faut déresponsabiliser les producteurs. Il n’y a que la déclaration au GRD. Il y a aussi l’assurance par exemple. C’est au producteur de prendre ses responsabilités et de se renseigner convenablement avant de prendre des décisions. Dans le cas des petites installations (moins de 3 kWc) dans le résidentiel, on voit encore trop de clients se faire véritablement escroquer par des installateurs malhonnêtes qui expliquent qu’ils pourront couvrir la totalité de leur consommation avec des petites installations, leur font miroiter des économies ou des temps de retour sur investissement irréalistes. Comme dans tout domaine, les clients doivent se renseigner, comparer les offres et comprendre ce qu’ils font. Ce n’est pas en les déresponsabilisant que l’on atteindra cet objectif.
Il reste du devoir du GRD, des vendeurs et des installateurs d’informer convenablement les clients sur leurs responsabilités. Mais, s’il déclarent au nom des clients, cela doit être sous mandat clairement identifié : cela apportera au moins un semblant de preuve que les clients ont été bien informés.

Question 2 : Quel cadre contractuel pour l’autoconsommation individuelle ?

Direct Energie

Direct Energie est favorable à une évolution du cadre contractuel dans le but de simplifier le parcours client de l’autoconsommation individuelle. Si les 2 dispositifs proposés par la CRE répondent à cette orientation puisque chacun aboutit à une simplification contractuelle en réduisant significativement le nombre de documents contractuels à signer par le client, et limitent également les interfaces du client à 1 ou 2 interlocuteurs privilégiés, le dispositif du contrat unique (s+i) n’est pas un dispositif envisageable en l’état.

En effet :

  1. Sur le seul contrat unique :
    • Direct Energie estime que ce schéma de contrat unique ne peut pas être mis en oeuvre pour les autoconsommateurs ayant un contrat d’achat avec un acheteur obligé, comme le rappelle la CRE, le risque de verrouillage du marché étant évident. En effet, et même s’il est possible d’être organisme agréé pour un acteur tiers, la contractualisation initiale de l’obligation d’achat ne peut se faire actuellement qu’avec EDF (EDF OA n’ayant aucune personnalité morale distincte d’EDF). Avec le contrat unique, un producteur sous obligation d’achat avec EDF sera naturellement incité à rester ou à contracter avec EDF pour le soutirage. Le processus de transfert de contrat est également très contraignant, imposant des délais longs et une échéance fixe et dissuadent les producteurs de changer d’acheteur. La mise en place d’un seul contrat unique alors même qu’EDF dispose d’un monopole pour la conclusion initiale des contrats d’OA (au travers de son service OA) couplé à la position dominante d’EDF sur le marché de la fourniture d’électricité aurait pour effet de renforcer la position dominante de l’opérateur historique et serait à ce titre contraire au droit de l’Union européenne.
    • Sur le volet soutirage, la mise en place d’un seul contrat unique impose également une vigilance particulière vis-à-vis des problématiques de concurrence, alors que le fournisseur historique est toujours en position dominante sur le marché de la fourniture au travers des tarifs réglementés de vente.
  2. Deux contrats uniques : cette solution permettrait de lever les risques de verrouillage de marché associés à un couplage entre des offres de fourniture et des offres de rachat de l’énergie pour lesquelles l’opérateur serait en position dominante.

En conclusion, Direct Energie est favorable à la mise en place dès que possible du schéma avec deux contrats uniques (2 CU s+i) qui permet plus de souplesse dans sa mise en œuvre et évite les entraves à la concurrence exposées ci-dessus.

Direct Energie considère que la solution à un seul contrat unique (1 CU) est à terme la plus pertinente, mais demande qu’elle ne soit pas mise en œuvre tant que les contraintes associées au monopole d’EDF OA et au processus de cession des contrats OA ne sont pas levées. En tout état de cause, cette solution ne serait pas accessible pour les clients au TRV.

Par ailleurs, Direct Energie rappelle que l’extension du champ d’application du contrat unique, quelle que soit sa forme, devra se traduire par une rémunération du fournisseur par le GRD, dans la mesure où elle opérerait un transfert de charges du GRD vers le fournisseur.

UFE

Le cadre contractuel applicable à l’autoconsommation, tant individuelle que collective, doit être suffisamment accessible et compréhensible pour permettre son développement. Ainsi, les relations contractuelles avec le gestionnaire de réseaux devront répondre à un enjeu de simplification, et par conséquent de diminution des coûts de gestion, mais aussi de sécurité pour le réseau et ses utilisateurs : il est à ce titre indispensable que l’ensemble des installations de production connectées au réseau fassent l’objet d’un contrat avec le gestionnaire de réseau, directement ou par l’intermédiaire d’un contrat unique avec un fournisseur.

L’UFE se prononce à ce titre en faveur de l’élaboration d’un contrat unique en injection, non obligatoire, qui pourra être proposé aux autoconsommateurs qui injectent des surplus sur le réseau afin de couvrir les liens contractuels avec le gestionnaire de réseau nécessaires pour les activités de producteur ainsi que, de manière optionnelle, l’achat de la production injectée sur le réseau. (Plus généralement, l’ensemble des petits producteurs pourrait également se voir proposer la possibilité, de manière optionnelle, de conclure un contrat unique en injection, couvrant à la fois les liens contractuels avec le gestionnaire de réseau nécessaires pour les activités de producteur et l’achat de la production injectée.)

L’opportunité de rapprocher ce contrat unique en injection du contrat unique en soutirage doit être évaluée, à l’aune d’objectifs de simplification, de réponse aux attentes des clients, de sécurité juridique et de fluidité du marché.

Engie

ENGIE demande en premier lieu une simplification du cadre contractuel actuel, qui induit des délais encore beaucoup trop longs et une trop grande complexité pour les utilisateurs. Cette évolution, que les acteurs du secteur appellent de leurs vœux depuis 2015, devrait aboutir dans les meilleurs délais, de façon à lever les freins qui s’opposent au déploiement de l’autoconsommation.

En particulier, les démarches relatives au Contrat de Raccordement, d’Accès au réseau et d’Exploitation (CRAE) doivent être simplifiées pour les installations de production dont la puissance est inférieure à 36 kVA, avec pour objectif de réduire notablement les délais de traitement. Les ménages particuliers ayant investi dans une solution d’autoconsommation ne comprennent pas la nécessité d’attendre parfois plus de 3 mois pour que leur démarche aboutisse.

Par ailleurs, ENGIE souhaite l’adoption d’un mode déclaratif permettant à ENEDIS d’être dûment informée (à l’instar de la Convention d’Autoconsommation Sans Injection (CACSI)) et de donner son approbation tacite à l’issue d’un délai de deux semaines suivant la notification de déclaration. Ce processus par notification serait cohérent avec les dispositions de l’article 17 de la proposition de refonte de la directive européenne relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, qui introduit une notification simple des projets à petite échelle aux gestionnaires de réseaux de distribution (sous le seuil de 50 kW).

Concernant le cadre contractuel, ENGIE préconise de le simplifier fortement, en permettant aux autoconsommateurs dont les installations de production ont une puissance d’injection allant jusqu’à 36 kVA compris, de conclure un contrat unique regroupant le contrat unique de soutirage et le CRAE, auquel pourrait être adjoint le contrat d’achat et l’accord RE pour l’injection, sous la forme d’une option détachable.

Enfin, toute évolution du schéma contractuel consistant à prévoir une possibilité nouvelle de conclure un ou plusieurs contrats uniques devra se traduire pour chacun de ces types de contrat par une rémunération des prestations de gestion réalisées par les acteurs concernés pour le compte des GRD dans le cadre des contrats « GRD-F » et « GRD-A ».

SER

Il est supposé que les clients préfèreront n’avoir qu’un interlocuteur pour leur fourniture d’énergie. La création du modèle avec un seul contrat unique sera de nature à améliorer la visibilité des offres. Cependant, il est également nécessaire que les clients conservent une liberté effective de changer de fournisseur, ce qui est plus aisé dans le modèle offrant deux contrats uniques.

Le SER est donc favorable à coexistence des deux modèles proposés (deux contrats uniques et un seul contrat unique), pour conserver une totale liberté de choix de fournisseur et tenir compte de la diversité des situations, tout en permettant une meilleure lisibilité des offres.

EDF

EDF partage le souhait de proposer des structures contractuelles simplifiées pour répondre à une attente des clients. Il est important de souligner que les questions contractuelles couvrent en fait 3 objets distincts&nbp;:

  • L’énergie : celle injectée sur le réseau en cas de production supérieur au besoin du producteur-consommateur (achetée par un acheteur) et celle soutirée depuis le réseau par le producteur-consommateur lorsque sa propre production est insuffisante (vendue par un fournisseur),
  • L’accès aux réseaux : celui lié à l’énergie injectée sur le réseau (CARD I, CACSI….) et celui lié à l’énergie soutirée du réseau,
  • Le soutien public reçu par le producteur dont les formes et les objets varient (obligation d’achat de l’énergie injectée (OA), complément de rémunération (CR), versement de prime…).

Ces objets sont couverts par des réglementations plus ou moins compatibles avec une contractualisation « mutualisée » :

  • La fourniture et l’achat sans soutien sont ouverts et dérèglementés,
  • Les services réseaux sont monopolistiques et réglementés,
  • Le soutien de type OA est ouvert en gestion, monopolistique en signature sur le même périmètre que les réseaux et réglementé,
  • Le soutien en CR est monopolistique sur un périmètre plus large que celui des réseaux et réglementé.

Le code de l’énergie impose aux gestionnaires de l’OA des conditions de confidentialité qui restreignent le rapprochement opérationnel avec les services non OA d’une même entreprise (art. R. 314-13). Ce dernier point est d’ailleurs ce qui induit la mention dans la question posée indiquant qu’un seul contrat unique n’est pas envisageable lorsqu’il y a soutien.

La solution « deux contrats uniques » répond à cet objectif de simplification. Elle permet notamment de répondre à des conditions de changement de fournisseur/co-contractant très différentes entre le contrat de fourniture et le contrat d’achat, quand celui-ci relève de l’Obligation d’Achat, même si il a été transféré à un organisme agréé pour gérer l’OA par un acheteur obligé (EDF-OA ou ELD).

Concernant le contrat unique « rachat du surplus d’énergie + accès réseau + soutien » (impossible dans les cas de complément de rémunération car acheteur de surplus et gestionnaire du soutien ne sont pas les mêmes acteurs), il est important de noter que, pour les petites installations photovoltaïques inférieures à 100kWc soutenues par l’arrêté du 9 mai 2017, la pratique actuelle mise en place pour faciliter les démarches des petits producteurs est celle d’un « guichet unique » géré par le gestionnaire de réseau de distribution auquel les producteurs s’adressent pour demander et l’accès au réseau et le contrat d’OA (même si une fois l’installation mise en service ce sont deux contrats distincts pour le réseau et pour l’OA que les producteurs sont amenés à gérer). Aussi, la création d’un contrat unique, géré naturellement par l’acheteur (le producteur ayant le droit de changer d’acheteur) va changer profondément la pratique en inversant les responsabilités existantes aujourd’hui. Si ce changement est effectivement décidé, il est alors indispensable de prévoir un délai minimal avant mise en œuvre par les acheteurs obligés afin que ces derniers gréent les équipes nécessaires à la reprise de cette activité, les forment aux spécificités liées aux questions réseaux en plus des connaissances OA qu’ils ont déjà (ainsi que la gestion des question réseau tout au long des 20 ans de durée des contrats d’OA) et créent les outils informatiques support nécessaires à cette mise en œuvre.

Dans ce cadre, il est également intéressant de noter que la mise en œuvre du contrat unique avec portage par l’acheteur envisagé pour les auto-consommateurs pourrait naturellement poser la question de son extension aux autres producteurs vendant leur production en totalité, voire aux autres filières que le photovoltaïque. L’impact du changement de pratique serait alors d’autant plus conséquent.

Par ailleurs, si le fournisseur du client concerné intervient en délégataire du contrat signé avec EDF-OA, la solution « deux contrats uniques » est compatible avec une facturation regroupée (net billing).

Enfin, les coûts associés à la gestion clientèle pour le GRD devront être couverts à travers le niveau de commissionnement sur chacun des contrats uniques.

Enerplan

La liberté de choix du fournisseur d’électricité doit être respectée. Celle-ci peut s’exercer aussi bien au travers d’un contrat unique que de deux contrats uniques tels que présentés ici. En revanche, l’État ayant fait le choix de permettre à d’autres organismes qu’EDF OA d’être agréé au titre des obligations d’achat, il ne nous semble pas justifié d’exclure par principe du contrat unique les organismes régulièrement agréés. Il est par ailleurs nécessaire de fluidifier le passage d’EDF OA à un organisme agréé pour l’ensemble des contrats sous OA en supprimant la règle selon laquelle le contrat ne peut être cédé que dans des conditions restrictives de temps, et il faut permettre à ces organismes agréés de signer le contrat initial en obligation d’achat avec un producteur, qu’il soit autoconsommateur ou non.

Du point de vue du producteur/autoconsommateur, il est nécessaire de rechercher la simplicité.

Un modèle double, permettant le recours à un ou deux contrats uniques pour la fourniture et la vente sur le réseau du surplus en OA ou non répond à l’ensemble des problématiques. Il est important de permettre que le producteur ait le choix de contractualiser de manière simple avec un ou deux acteurs pour ces deux opérations de soutirage et d’injection pour respecter à la fois les impératifs de simplicité et de libre choix du fournisseur.

Bouygues Énergie & Services

Le modèle avec deux contrats uniques, l’un pour l’achat et l’autre pour la vente d’électricité, permet de traiter l’ensemble des cas tout en sensibilisant les clients à l’autoconsommation et en étant davantage en accord avec la libéralisation des marchés de l’énergie.

La simplification pourrait porter également sur une dématérialisation, la mise à disposition de contrats pré-remplis et d’un accompagnement.

FNCCR

La FNCCR est favorable à la mise en place de deux « contrats uniques », l’un avec le fournisseur « vendeur », l’autre avec le fournisseur « acheteur ». Ces deux contrats uniques lui paraissent être un bon compromis entre la préservation des droits des consommateurs, la protection des locataires vis-à-vis des propriétaires et un niveau de complexité des démarches administratives acceptable et compréhensible par tout un chacun.

Morbihan Énergies

Le modèle des deux contrats uniques permet de traiter l’ensemble des cas et simplifie effectivement le schéma contractuel.

ADEeF

L'ADEeF soutient la mise en place d'un système contractuel le plus simple possible pour l'ensemble des acteurs.

La solution d'un contrat unique "autoconsommation" quel que soit l'offre souscrite par l'autoconsommateur, est soutenue par l'ADEeF. La partie accès au réseau de ce contrat devra impérativement intégrer les spécificités liées à la sécurité des réseaux pour l'injection d'énergie.

Toutefois, le maintien de deux contrats distincts entre l'injection et le soutirage peut être envisagé pour répondre à des besoins spécifiques de certains clients.

L’ADEeF souhaite toutefois préciser que ce contrat unique ne pourra être mis en œuvre que si le fournisseur se voit aussi confier le rôle d’acheteur de l’énergie en surplus. Dans tous les autres cas, deux contrats séparés seront à prévoir.

GPPEP

Pour l’aspect consommation/fourniture, les autoconsommateurs restent avant tout des consommateurs comme les autres et restent éligibles au TRV classique. Les fournisseurs alternatifs pourront élaborer des propositions spécifiques à l’autoconsommation mais le TRV doit rester la référence commune pour tous les consommateurs en BT.

Depuis l’Arrêté de mai 2017 les conditions d'achat des surplus ne sont pas suffisantes pour amortir les petites installations < 9 kWc, malgré les primes (qui au final servent en partie à payer le Turpe ou d’éventuels frais de raccordement). Ce sont principalement les économies d'énergie qui financent le projet. Les installations qui n'ont pas un bon taux d'autoconsommation sont difficiles à amortir la vente des surplus aux conditions actuelles n'aura que rarement un intérêt économique pour le particulier.

Actuellement, l’un des problèmes est le délai de traitement des demandes et leur complexité. En dématérialisant les demandes le processus sera accéléré et les mises en service simplifiées. Un contrat unique d’injection/vente auprès des fournisseurs pourrait simplifier les démarches. De plus cela aurait le mérite de libérer Enedis du processus de collecte d’informations qui ne le concernent pas dans le cadre de la gestion du réseau.

Les autoconsommateurs-producteurs pourraient avoir la possibilité de changer de contrat pour vendre leurs surplus à leur fournisseur selon les conditions proposées par leur fournisseur d’électricité. De la même manière que pour le tarif réglementé de consommation qui peut être abandonné librement pour un autre contrat, au choix du consommateur. Comme pour le tarif réglementé de consommation il serait possible de revenir si besoin au contrat OA d’achat des surplus. Le producteur devrait aussi avoir le choix de sortir de la vente de ses surplus s’il considère qu’il n’a plus de raison de vendre ses surplus. Ces nouvelles possibilités de sortir volontairement du cadre OA d’achat des surplus permettraient de diminuer la charge de la CSPE pour la collectivité.

Les autoconsommateurs-simples, disposant d’une CAC ou d’un CRAE gratuit sans vente de surplus ne pourront pas valoriser leurs quelques surplus auprès de leur fournisseur d’énergie. S’ils veulent le faire il faudra qu’ils passent par un CRAE « vente » qui permettra de financer la prestation réseau de comptage nécessaire.

Hespul

Nous sommes favorables à cette évolution du cadre contractuel et à maintenir les deux modèles en parallèle. En effet, de nombreux montages sont possibles et il est important de laisser le choix aux consommateurs de la solution qui leur sied le mieux (vente au même fournisseur auquel il achète son électricité ou à un autre acteur).

De manière générale, l’objectif de cette évolution du cadre contractuel doit être un gain pour la collectivité en termes de coûts de gestion par les fournisseurs et distributeurs, et de frais de transaction bancaires. Il faut que l’évolution du cadre contractuel se fasse de manière lisible pour l’autoproducteur et qu’elle lui facilite les choses (amélioration du suivi dans le cadre d’un seul contrat parce que les factures sont rassemblées, facilitation de paiement des factures d’électricité qui sont réduites de la quantité d’électricité produite vendue au même fournisseur, etc.). En effet, le concept de facturation nette (« net billing ») consiste à rassembler dans une même facturation ce que doit le consommateur au titre de son soutirage et ce que le fournisseur lui doit au titre de la vente de sa production, pour que seule la somme nette fasse l’objet d’une transaction entre le consommateur et le fournisseur.

Dans tous les cas, il est nécessaire de simplifier aussi les contrats accès réseau (réduction nombre de pages, etc.). De plus, pour les > 36 kVA, la forme du contrat (contrat unique ou CARD) ne doit pas être pénalisante financièrement et pour accéder à des schémas de raccordement (type de raccordement indirect). En effet, actuellement, par exemple, pour accéder au raccordement indirect, si l’hébergeur a un contrat unique, le producteur doit le convaincre de modifier ce contrat pour un CARD-S. Or, cette modification a un coût pour tous les acteurs et parfois risque de faire échouer le projet parce que le consommateur ne veut pas renégocier un contrat avec son fournisseur.

URM

Cas général :

Nous sommes favorables à la mise en œuvre d’un contrat unique mixte, portant les caractéristiques suivantes :

  • Le contrat intègre la fourniture de l’énergie soutirée et l’achat du surplus de l’énergie injectée ;
  • Le contrat intègre l’acheminement de l’énergie soutirée et de l’énergie injectée ;
  • Le client signe un unique contrat auprès d’un fournisseur/acheteur ;
  • Ce fournisseur/acheteur gère la relation avec le gestionnaire de réseau ;
  • Le client final reçoit une unique facture intégrant la fourniture d’énergie, l’achat du surplus de production, l’acheminement.
  • L’installation d’autoconsommation est gérée par un unique PRM équipé d’un unique compteur Linky mesurant le flux de soutirage et le flux d’injection. L’utilisation d’un unique compteur Linky est ici possible du fait de l’unicité du contrat et du fait de l’unicité de la facture.

Cas particulier où le client souhaite vendre son surplus à un acheteur différent de son fournisseur :

Dans ce cas, le client final possède nécessairement deux contrats :

  • Un contrat unique de fourniture (le schéma contractuel existant sur le marché de masse) ;
  • Un contrat unique d’achat de production portant l’achat et l’acheminement de l’injection ;

Dans ce cas, l’installation est nécessairement gérée par deux PRM, équipés de deux compteurs Linky, ces deux compteurs mesurant respectivement le flux de soutirage et le flux d’injection. Nous expliquons en annexe les raisons pour lesquels l’installation ne peut être gérée par un unique compteur.

Union sociale pour l’habitat

Les autoconsommateurs individuels doivent être dispensés de conclure et de gérer eux-mêmes un contrat d’accès au réseau avec le gestionnaire de réseaux publics de distribution (GRD) pour l’injection de leurs excédents sur ces réseaux. Il est nécessaire par ailleurs de conserver la possibilité, pour ces autoconsommateurs individuels, de disposer de deux contrats uniques, l’un pour l’énergie soutirée du réseau et l’autre pour les surplus non consommés, le fournisseur et l’acheteur pouvant être, bien entendu, un seul et même acteur. Les modèles de contrats entre les gestionnaires et les acteurs de marché (fournisseurs, acheteurs), dits contrats « GRD-Fournisseurs » (GRD-F) et « GRD-Acheteurs » (GRD-A) devront évoluer en conséquence.

Médiateur national de l'énergie

Une simplification du cadre contractuel apparaît nécessaire. Mettre en place un contrat unique (combinant fourniture et achat en obligation d’achat) aurait à cet égard le mérite de la simplicité vis-à-vis de l’autoconsommateur. Toutefois, avoir un seul contrat aurait pour résultat d’empêcher le marché de fonctionner de manière fluide. C’est pourquoi le médiateur national de l’énergie est favorable à deux contrats, l’un en soutirage, l’autre en injection. Il y aura des points d’attention à avoir, et notamment veiller à ce que la durée des contrats d’achat ne soit pas excessive. Il conviendra aussi de réfléchir à l’articulation de ces contrats, qui devront être distincts mais coordonnés (notamment dans des cas bien spécifiques, tels que par exemple : le changement de fournisseur ; les déménagements/résiliations ; ou encore les coupures).
Plus généralement, le cadre contractuel devra être conçu pour que le bénéfice tiré de la simplification ne se fasse pas au détriment des droits des consommateurs.

Terre Solaire

Le cadre contractuel doit évoluer vers plus de simplicité. Dans le cadre actuel, malgré des explications claires, il n’est pas rare que les clients confondent les différents acteurs : la confusion la plus fréquente reste entre ENEDIS et EDF-OA.
A priori, le modèle avec deux contrats uniques permet de traiter l’ensemble des cas. Au contraire, le modèle à un seul contrat unique serait plutôt à rejeter : il limiterait en effet la possibilité pour un client de choisir son fournisseur et son acheteur en toute liberté. Le fait d’avoir deux contrats uniques ne limite en rien la possibilité pour les fournisseurs de proposer des offres jumelées. A cet effet, dans le cadre de deux contrats uniques, il faudra simplifier l’accès à l’obligation d’achat à un nombre plus large de fournisseurs en simplifiant également la possibilité pour un vendeur de changer d’acheteur au cours de son contrat s’il souhaite bénéficier d’une offre jumelée par exemple : le même fournisseur vend de l’électricité selon un offre libre et achète le surplus selon le tarif d’obligation d’achat. Il faut ouvrir ces possibilités avec un système de compensation du tarif d’obligation d’achat par fournisseur. Cela allègera la charge actuellement supportée par EDF et engendra de la créativité dans les offres. Cela donnera aussi la possibilité aux fournisseurs d’acheter de l’électricité réellement « verte » pour fournir leurs offres estampillées « renouvelable » alors qu’il achètent aujourd’hui des garanties d’origine, le plus souvent à l’étranger.

Question 3 : Quels coefficients pour l’affectation des flux autoconsommés au sein des opérations d’autoconsommation collective ?

Direct Energie

Direct Energie considère que la possibilité pour les PMO de transmettre des coefficients de répartition des flux autoconsommés ex post doit être maintenue, sous réserve d’une interdiction pour les PMO de réaliser a posteriori des arbitrages entre l’affectation de la production aux consommateurs et sa revente sur les marchés.

Direct Energie est par ailleurs opposée à toute restriction pour les PMO dans le choix des règles d’affectation des flux. Ainsi, même si Direct Energie est favorable à la mise en place d’un jeu de modèles de règles d’affectation standardisés, qui devra être établi en concertation avec les acteurs concernés, ce jeu de modèles ne peut pas être imposé et exclusif de règles établies par chaque PMO. Direct Energie est cependant favorable à la définition d’un format standardisé pour la transmission de ces règles d’affectation par la PMO au GRD.

Engie

ENGIE ne voit pas d’inconvénient à ce que les GRD fournissent aux PMO un jeu de modèles de règles d’affectation (répartition) des flux d’autoconsommation, pour autant qu’il s’agisse d’une suggestion et non d’une obligation.

ENGIE estime que la PMO doit pouvoir décider librement des modalités de répartition qu’elle retient car cette répartition constitue l’outil majeur de caractérisation et de différenciation d’une communauté. Il est donc essentiel que la PMO puisse la fixer en concertation avec les membres de l’opération d’autoconsommation collective.

Selon les configurations, des clés de répartition intégreront des critères différents (par exemple : la surface des logements, le nombre d’occupants, l’apport en capital pour l’installation PV, etc.) et la définition de ces règles à l’avance pourrait y contrevenir.

Enfin, le cadre règlementaire précise bien que c’est la PMO qui doit définir la répartition des flux. Cette souplesse doit être préservée pour répondre au mieux à l’ensemble des situations d’autoconsommation collective, alors même qu’elle supporte aujourd’hui de nombreuses contraintes : CSPE, BT, TVA.

Dans une communauté comprenant une installation de production, des consommations pilotables (telles que les ballons d’eau chaude ou les véhicules électriques) et éventuellement une batterie de stockage, la répartition des consommations sera gérée en temps réel par un algorithme spécifique à chaque PMO qui devra prendre en compte les données instantanées de production et de consommation, ainsi que celles du marché de l’électricité. Dès lors, les coefficients calculés par un tel algorithme ne pourront pas être transmis ex ante. Seule la transmission ex-post doit être envisagée. La PMO aura la propriété intellectuelle de la méthode de calcul et le GRD n’a pas vocation à la connaître. Celui-ci devra, en revanche, s’assurer que les coefficients transmis correspondent aux règles de répartition répondant aux critères fixés par le décret du 28 avril 2017.

SER

En premier lieu, il semble indispensable que les autoconsommateurs restent libres dans le choix de la méthode de répartition des flux entre membres d’une même opération d’autoconsommation, qu’elle soit basée sur des coefficients fixes ou au prorata des consommations conformément aux dispositions du code de l’énergie.

Pour que les fournisseurs soient en mesure de proposer des offres compétitives intégrant l’autoconsommation, il est préférable que soient connus à l’avance les profils de consommation. La création de profils par le GRD permettra davantage de concurrence, limitera les surcoûts liés aux écarts et reviendra moins cher au fournisseur, et in fine au client, que l’établissement de la courbe de charge. Pour ce faire, dans le cas d’une autoconsommation collective, la clé de répartition, qu’elle que soit la méthodologie retenue, fixe ou au prorata des consommations, doit être déterminée ex ante.

Néanmoins, le SER est également favorable au passage du système de clés de répartition fixes, actuellement imposé dans les dispositions contractuelles avec Enedis, à un système de clés de répartition au prorata des consommations des consommateurs de l’opération, permettant d’affecter la production aux consommateurs qui en ont besoin plutôt que l’injecter sur le réseau lorsque certains consommateurs consomment pas l’entièreté de la production qui leur est affecté suivant la clé de répartition fixée par défaut. Ce mécanisme est en effet prévu par l’article D. 315-6 du code de l’énergie, qui dispose qu’à défaut de coefficients de répartition de la production associés à chaque consommateur final participant à l’opération, « la répartition de la production affectée entre les consommateurs finals participant à l’opération se fait, à chaque pas de mesure, au prorata de leur consommation, dans la limite de leur quantité d’électricité consommée ».

Afin de conjuguer ces deux besoins, il semble pertinent que soient communiqués aux fournisseurs, ex ante, les profils de l’ensemble des participants à l’opération d’autoconsommation et la clé de répartition définie au sein de la PMO.

EDF

Il est souhaitable que le GRD propose un jeu de modèles de règles d’affectation que les PMO pourront utiliser si elles le souhaitent. Cela permettra aussi d’encadrer l’article du décret (art. D. 315-6) qui prévoit que « la personne morale organisatrice indique au GRD le ou les coefficients de répartition de la production ou le cas échéant leur méthode de calcul » en n’obligeant pas le GRD à mobiliser des ressources pour faire des développements pour toute formule de calcul spécifique demandée par une PMO.

La PMO doit conserver la possibilité de choisir une règle de calcul dans ce catalogue ou de retenir sa propre règle d’affectation et de transmettre alors directement les coefficients de répartition sur chaque pas de mesure correspondant. En effet les coefficients de répartition résulteront des accords qui se seront conclus au sein de la PMO, reflétant des situations et des relations entre acteurs, producteurs et consommateurs qui peuvent être très diversifiées : en n’imposant aucune forme juridique à la PMO, le législateur a marqué son intention de laisser une ouverture forte en la matière aux acteurs locaux pour trouver les accords qui leur conviennent.

Afin de limiter les arbitrages, la transmission des coefficients de répartition ou des règles doit se faire ex ante avec un délai minimum imposé par le GRD. En effet, comme la CRE l’a souligné en atelier, cela permet d’éviter les arbitrages :

  • entre autoconsommation et vente du surplus, le prix de marché ayant été déjà révélé,
  • entre participants à l’opération d’autoconsommation collective avec des offres à prix dynamiques. En effet, la possibilité de répartir l’autoproduction entre les participants d’une opération d’autoconsommation collective différemment au cours de l’année, permet de réaliser des arbitrages en fonction des découpages de prix horosaisonniers des différentes offres de fourniture.

Cependant, cette solution ne règle pas le problème des arbitrages possibles entre les offres de fourniture à prix non dynamiques, ce risque devrait être intégré par les fournisseurs dans leurs offres.

Enerplan

La loi prévoit que les autoconsommateurs collectifs s’associent en personne morale pour une simplicité des relations entre GRD et autoconsommateurs. Elle laisse cependant libre la forme de cette organisation. Il est important de préserver cette liberté existant entre les acteurs (ménages et entreprises) qui participent à l’opération d’autoconsommation collective en se gardant de vouloir imposer des modèles.

La transmission des données au GRD pour l’établissement des factures de consommations soutirées du réseau par les fournisseurs est la seule nécessité. En ce sens, les factures étant établies ex post, la transmission ex post des coefficients d’affectation, si la PMO a fait le choix d’une affectation dynamique, est suffisante.

La question ne se pose pas pour les PMO qui feraient le choix d’une répartition fixe entre ses composantes, la donnée de production permettant l’affectation étant seule nécessaire.

Il convient aujourd’hui, dans le cadre d’un marché à peine débutant, de ne pas encadrer outre mesure les initiatives en les enserrant dans des modèles figés qui pourront ne pas être appropriés aux opérations. Il sera temps, une fois qu’un nombre significatif d’opérations collectives auront vu le jour, de travailler à un retour d’expérience qui permettra de dégager, si cela est possible et souhaitable, des modèles.

Bouygues Énergie & Services

Le décret prévoit que, par défaut, la répartition de la production affectée entre les consommateurs finals participant à l’opération se fasse, à chaque pas de mesure, au prorata de leur consommation, dans la limite de leur quantité d’électricité consommée.

Les règles d’affectation sont un sujet de discussion important dans un projet immobilier car elles fixent les règles d’utilisation de l’électricité produite localement. Pour une installation PV sans stockage, la production à un temps t peut être répartie entre les consommateurs de différentes manières et ainsi servir différents objectifs, tels que :

  • garantir une quantité autoconsommée proportionnelle à la consommation de chacun des consommateurs&nbp;;
  • garantir une quantité autoconsommée égale pour tous les consommateurs&nbp;;
  • favoriser les consommateurs qui consomment au bon moment.

Le choix des PMO s’orientera dans chaque cas de figure vers la configuration permettant un optimum économique global.

Ces enjeux ne sont pas du ressort du GRD. En revanche, l’application des évolutions réglementaires serait facilitée si elle était davantage accompagnée. Des modèles de règles d’affectation ainsi qu’un contrat pré-rempli pourraient être mis à disposition des PMO.

De manière générale, de premières opérations d’autoconsommation collective doivent être mises en place afin de bénéficier des retours d’expérience qui permettront de définir un cadre plus précis concernant les règles d’affectation et de transmission.

FNCCR

La FNCCR considère qu’un soutien de la puissance publique à l’autoconsommation passe, en plus de dispositions économiques, par des procédures simplifiées, notamment dans le cas précis de l’autoconsommation collective où l’équilibre offre demande entre le producteur et le consommateur sont d’une complexité du même ordre que pour l’équilibre offre demande au niveau national, même si les quantités en jeu sont sans commune mesure. Ainsi, la FNCCR considère acceptable de mettre quelques contraintes sur la forme ou la structure de l’affectation des flux, de façon à concilier les attentes des porteurs de projet et la maîtrise des coûts de gestion des GRD.

Par ailleurs, pour éviter toute rétroaction des prix de marché de l’électricité sur les modalités d’affectation de la production entre les autoconsommateurs, la FNCCR est favorable à une transmission ex ante des coefficients d’affectation.

Morbihan Énergies

L’article L315-4 du code de l’énergie donne la compétence à la personne morale organisatrice d’indiquer au GRD la répartition de la « production autoconsommée entre les consommateurs finals concernés ». Il ne relève donc pas de la responsabilité du GRD de proposer des modèles contraignants de règles d’affectation des flux autoconsommés.

Cette répartition doit être définie en fonction de chaque opération d’autoconsommation collective, selon que les enjeux économiques propres à chaque montage. La répartition statique ou dynamique est donc une question d’opportunité et est relative à la liberté contractuelle.

La solution à privilégier semble toutefois la répartition ex post, encourageant ainsi les consommateurs de l’opération d’autoconsommation collective à appréhender au mieux leur consommation. Cette solution devra être associée avec un signal économique attractif fondé sur une exonération du TURPE ou au moins un TURPE incluant une composante horo-journalière.

ADEeF

L'ADEeF rappelle que la répartition de la production pour les opérations d'autoconsommation collective est de la responsabilité de la PMO.

Cependant, le GRD peut lui proposer des solutions basées, soit sur la répartition au prorata des consommations (solution par défaut prévue par le décret 2017-676), soit sur d’autres méthodes comme par exemple des taux fixes.

L'ADEeF souhaite attirer l'attention sur les répartitions ex post qui viseraient à arbitrer entre la vente sur les marchés et la consommation des membres de la PMO. Une règle simple d'obligation de consommation de la production par les membres de la PMO serait utile.

Enfin, il est indispensable que, quelle que soit la solution retenue, les coefficients soient à disposition du GRD préalablement à tout calcul (pas de correction suite à des calculs estimés).

GPPEP

Si les règles d’affectation des coefficients ne sont pas standardisées cela pourra provoquer un déphase dans le traitement des clients entre plusieurs sites d’autoconsommation collective. On peut envisager qu’un client consomme moins, pendant plusieurs pas de temps que le quota d’énergie qui lui est alloué. Ce client sera donc en déficit de la quantité d’énergie autoproduite qui lui est allouée. Il n’y aura pas forcément de surplus injecté en dehors du site mais certains clients auront consommé plus que leur part d’autoproduction théorique.

Si les quotas sont établis ex ante, il faudrait que la période de référence soit large, indépendante du pas de temps de 30 minutes pour éviter que les quotas théoriques ne soient supérieurs aux consommations réelles de certains clients.

En cas d’affectation ex-post le PMO pourra corriger les quotas en fonction des flux réels constatés mais le suivi des facturations sera très complexe pour les clients. La variabilité des quotas pouvant être en outre une source de litiges.

Nous préférons que les coefficients soient fixes, établis ex ante mais avec une période de référence correspondant à celle de la facturation. Le cas où la consommation du client serait inférieure à son quota (absence…) devra être envisagé dans les règles de gestion et dans les CGV.

Annexe : cliquez ici pour télécharger le document complet de réponses du GPPEP.

Hespul

Aujourd’hui, un dispositif transitoire est en cours de mise en place. Actuellement, beaucoup de choses sont dites ou écrites sur le sujet, sans que des réalisations concrètes aient vu le jour. Il est essentiel de laisser le plus possible le choix des configurations (dans le respect de la réglementation) dans cette période de recherche et de calage, pour ensuite faire un retour d’expérience et constater quelles sont les pratiques des développeurs de projets, leurs intérêts et limites.

Tecsol

L’autoconsommation collective repose sur la mutualisation de la production et de la consommation entre des profils d’usage différents. La maximisation du foisonnement ainsi obtenue est l’une des principales valeurs ajoutées de l’autoconsommation collective par rapport à l’autoconsommation individuelle. C’est notamment ce qui peut contribuer à faire de l’autoconsommation collective un instrument efficace de lutte contre la précarité énergétique dans les logements sociaux. La densité de population au sein d’un même bâtiment combinée à l’incitation à consommer en phase avec la production solaire incite à la maîtrise de la demande d’énergie aux heures de pointe sur les réseaux et maximise les économies à faire par effacement d’une part importante de la facture d’électricité.

Une transmission ex-ante des coefficients d’affectation des flux autoconsommés priverait les participants de la possibilité de générer tout supplément de foisonnement. Une telle limitation serait donc contraire à l’essence même de l’autoconsommation collective et, au-delà, aux principes d’économie d’énergie qui régissent la politique publique des énergies renouvelables.

Par ailleurs, il n’est pas recommandé de restreindre davantage les prérogatives de la personne morale organisatrice telles que définies à l’article D. 315-6 du code de l’énergie. La recherche de la simplicité des procédures à court terme ne doit pas constituer l’unique critère de mise en œuvre des opérations. Dans ce sens, la PMO doit pouvoir, si les producteurs et les consommateurs qui la composent le souhaitent, être responsable des coefficients de répartition de l’énergie.

Il ne faut préjuger de la capacité de la PMO à créer des modèles de règles adéquates. Des outils innovants, tels que la technologie de la blockchain, sont à la disposition de la PMO pour organiser et certifier les échanges d’énergie de manière dynamique. La PMO saura donc gérer la complexité. On notera que plusieurs initiatives, y compris dans le cadre du réseau d’incubateurs de la GreenTech Verte, visent à créer de la valeur économique par le développement de services spécifiques à l’affectation de l’énergie au sein de la PMO. Les pays voisins (Suisse, Espagne) commencent déjà à s’intéresser au savoir-faire de la France dans ce domaine.

Les fournisseurs et les GRD évoluent vers une industrialisation des systèmes d’information adaptée au contexte de digitalisation croissante du secteur de l’énergie. La multiplication des opérations d’autoconsommation collective risque d’être difficile à absorber au démarrage mais elle va certainement les inciter à progresser dans leur stratégie numérique. Enedis est déjà engagé dans cette voie avec sa politique de démonstrateurs « smart grids », ce qui peut être salué.

Une cohabitation des deux types de coefficients, statique et dynamique, peut être souhaitable par mesure de résilience, afin de pouvoir basculer sur des coefficients statiques en cas de secours. Mais signalons qu’en situation de répartition statique, si un autoconsommateur ne consomme pas sa part d’électricité, celle-ci est perdue pour lui comme pour les autres participants, ce qui n’est pas souhaitable, ni pour les individus concernés ni pour la collectivité.

Enfin, les retours d’expérience des premières opérations d’autoconsommation collective seront clé pour avancer dans cette réflexion sur les modalités contractuelles.

URM

Nous souhaitons préalablement indiquer que les données d’autoconsommation et de complément de fourniture d’un autoconsommateur sont intégrées à la relève de consommation (flux R) de sorte que le fournisseur reçoive un unique relevé, et qu’il dispose ainsi de l’ensemble des informations lui permettant d’émettre une unique facture au client final. Cette disposition est nécessaire pour la mise en œuvre d’un système efficient, et ainsi favoriser l’émergence du modèle d’autoconsommation collective.

Le gestionnaire de réseaux peut proposer des coefficients d’affectation types. La Personne Morale Organisatrice fait son choix lors de la création du regroupement d’autoconsommation collective et lors de la modification du périmètre des consommateurs. Le gestionnaire de réseaux peut également prendre en compte des coefficients d’affectation communiqués par la Personne Morale Organisatrice. Ces coefficients doivent alors être transmis :

  • Dans le cas de coefficients statiques : lors de la création du regroupement d’autoconsommation collective ou leur de la modification du périmètre des consommateurs ;
  • Dans le cas de coefficients dynamiques : quotidiennement pour les consommations de la veille pour permettre le calcul et la publication au fil de l’eau des relevés évènementiels ou récurrents. Le gestionnaire de réseau doit également disposer de coefficients d’affectation par défaut qui seront appliqués en cas de manquement à la transmission. Cette publication quotidienne est très importante pour fluidifier les processus de marché, tout particulièrement pour les demandes de résiliation/mise en service et de changement de fournisseur, lors desquelles le gestionnaire de réseau publie au fournisseur un flux de contractuel contenant la relève.

Annexe : cliquez ici pour télécharger le document complet de réponses d'URM

Union sociale pour l’habitat

Les données nécessaires à l’application du contrat entre la personne morale (PMO) et le GRD doivent être transmises aux fournisseurs et responsables d’équilibre des participants à l’opération.

Un jeu de modèle de règles d’affectation des flux autoconsommés est souhaitable, à la condition qu’il soit suffisamment diversifié afin de permettre à chaque PMO de trouver une réponse appropriée à sa situation. L’imposition d’un jeu de modèle doit s’accompagner d’une acceptation de la transmission ex post permettant aux personnes morales de bien apprécier le modèle à retenir.

Terre Solaire

L’autoconsommation collective est balbutiante à ce jour. Elle n’est pas rentable, ou très rarement et restera un phénomène marginal en l’absence de soutien explicite ou temps que la part d’électricité autoconsommée devra encore supporter la CSPE ou un TURPE variable trop élevé.

Ceci étant dit, on comprend aisément qu’il n’est pas envisageable de donner une liberté totale aux PMO sur le choix des clefs de répartition : tout simplement irréaliste d’un point de vue des systèmes d’information. Il serait donc plutôt sain d’avoir une liste de règles simples à appliquer.

S’agissant de la transmission ex-ante ou ex-post, il ne faut pas imposer de choix et il faudrait que les règles proposées aux PMO autorisent plusieurs solutions. Si l’on doit absolument choisir, il est préférable d’opter pour des coefficients ex-post. En effet, avec des coefficients ex-ante qui s’appliqueraient sur la production, on ne peut pas éviter que dans certain cas, il y ait du surplus qui soit comptabilisé alors que la somme des consommations individuelles des participants à l’autoconsommation collective est supérieure à la production. Il est nécessaire que les règles de répartition soient conçues de telle sorte d’éviter au maximum le surplus. Si la somme des consommations individuelles est toujours supérieure à production, il n’y a pas de raison d’affecter du surplus : d’un point de vue de la simplicité contractuelle et de la rentabilité des opérations d’autoconsommation collective, cela ne fait aucun doute. Par exemple, il serait préférable que le coefficient de répartition s’exprime en % de l’énergie finale consommée plutôt qu’en % de la production. Cela répondrait au moins partiellement à l’objectif de limiter le surplus en autoconsommation collective.

Nota bene : la limitation du surplus ne doit pas être une fin en soi dans l’autoconsommation qu’elle soit individuelle ou collective. Cette limitation n’a aucun sens du point de vue physique. En revanche, dans le cas de l’autoconsommation collective, il serait pour le moins paradoxal de comptabiliser du surplus alors qu’au même moment certains participants à l’autoconsommation collective seraient en situation de soutirage. C’est avant tout une question économique.

En autoconsommation collective, la répartition de la production par les coefficients doit être organisée de telle sorte qu’il y ait surplus si et seulement si la production à un instant t est strictement supérieure à la somme des consommations individuelles au même instant.
Dans tous les autres cas, il ne doit pas y avoir de surplus et la production doit être répartie sur les consommations individuelles (le plus simple étant le prorata a priori).