Les propriétaires d’installations renouvelables ont-ils vocation à autoconsommer une partie de leur production ? Oui. L’affirmer revient à enfoncer une porte ouverte. Mais la plupart des investisseurs continuent de miser sur le modèle historique, qui consiste à injecter la totalité de sa production à un prix réglementé par les pouvoirs publics. Quitte à racheter des électrons pour les consommer quelques minutes plus tard, en les payant moins cher. Ce mécanisme a un grand mérite : il a permis aux renouvelables de sortir de l’anonymat. Mais perdurera-t-il longtemps ? Même s’il est prématuré d’annoncer qu’une transition vers un nouveau modèle est en cours, un changement est en train de s’opérer. Tant d’un point de vue réglementaire que sur le plan économique. Cela concerne au premier chef les installations photovoltaïques.« Autoconsommer est toujours une forme d’engagement ou un pari à long terme », estime Richard Loyen, délégué général du syndicat des professionnels de l’énergie solaire Enerplan. Alors que la hausse des prix de l’électricité est inéluctable, « posséder ses propres panneaux garantit des coûts constants. C’est une opportunité pour sécuriser son approvisionnement », abonde Grégoire Papion, responsable opérationnel chez Arkolia. En outre, selon le coût de l’installation, la durée de son amortissement et l’ensoleillement du site, il est parfois possible d’atteindre la parité réseau, c’est-à-dire de produire d’ores et déjà un électron moins cher que celui qu’on achèterait à un fournisseur. L’équation reste toutefois assez fragile, y compris dans l’industrie et la grande distribution. Si les surfaces disponibles en toitures y sont plus étendues, générant des économies d’échelle, les structures sont souvent plus légères et nécessitent des renforcements pour supporter le poids d’une centrale solaire.Parité réseau ou non, il sera toujours plus rentable de miser sur la vente d’électricité tant que le prix d’achat réglementé sera suffisamment élevé. Mais cela ne durera pas. Pour les ménages, « on est parti d’un tarif d’achat de 60 centimes le kilowattheure et on est aujourd’hui à 24. La descente va se poursuivre », prévient David Duculty, directeur commercial du fabricant IRFTS. Surtout, l’autoconsommation offre l’occasion de s’écarter des règles imposées en cas de vente de l’électricité. En particulier de l’intégration au bâti, qui coûte cher et qui effraie certains porteurs de projet inquiets pour l’étanchéité de leur toiture. L’éviter réduit les coûts et peut rentabiliser le projet. IRFTS croit beaucoup, par exemple, à un modèle associant des panneaux photovoltaïques à des ombrières brise-soleil, très en vogue dans le sud de la France. « Une installation de 3 kW coûte environ 10?000 euros et dégage une économie de 450 euros par an sur sa facture. Elle est donc rentabilisée en vingt ans, tout en apportant à l’usager une fonction nouvelle », calcule David Duculty.Les bâtiments collectifs sont un autre cas intéressant. « Leurs besoins énergétiques sont les plus importants en journée ; ils devraient être les premiers à généraliser l’autoconsommation », analyse Damien Mathon, délégué général du Syndicat des énergies renouvelables. En Alsace, le magasin Super U de Wittelsheim a inauguré en octobre deux ombrières photovoltaïques de 70 mètres de long et de 6 mètres de large sur son parking. Ses clients y sont désormais abrités, un atout en cas de forte chaleur ou d’intempéries. « Au-delà des aspects économiques et écologiques, c’est une manière de se démarquer par rapport aux supermarchés concurrents », valorise Pascal Tran, cogérant d’Électro Concept Énergie, qui a fourni la solution.Attention toutefois aux malentendus. Derrière le nom générique « autoconsommation », se cachent des réalités bien différentes. Un ménage, comme une entreprise, peut consommer l’intégralité de leur production. Ils peuvent aussi injecter leur excédent dans le réseau. Selon les calculs d’Enedis, le gestionnaire dudit réseau, cette option a séduit deux fois plus de porteurs de projets en 2015 qu’en 2014. Et le nombre d’installations aurait encore doublé cette année. La tendance devrait se poursuivre, puisque les nouveaux raccordements ne nécessitent plus deux compteurs comme auparavant. Pour les toitures dont la puissance est inférieure à 36 kVA, Enedis installe désormais un compteur Linky en priorité. Comme cet appareil communique dans les deux directions, vers et en provenance du réseau, il devient possible d’injecter son surplus sans poser un deuxième compteur. Pour les installations de plus de 36 kVA, les frais de raccordements restent en revanche conséquents. À moins d’acheter des batteries de stockage, dont le coût demeure dissuasif, mieux vaut donc parfois passer son surplus par pertes et profits. Deux possibilités s’offrent à ceux qui font ce choix : soit investir dans des équipements qui brident la production quand il n’y a plus de besoins, soit céder gratuitement son surplus à Enedis. « Ces injections sont affectées aux pertes techniques du réseau », précise l’ordonnance du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité. Cela nécessite néanmoins la signature d’une convention simple avec l’opérateur, qui entend s’assurer que l’installation fonctionne en totale sécurité.Dans tout ce dédale technique, un bon installateur doit être capable de trouver la solution optimale qui limite le manque à gagner. Il va devoir commencer par « étudier les données de consommation du porteur de projet en anticipant leur évolution », préconise Grégoire Papion, d’Arkolia. À noter : quand il s’agit d’une entreprise, les fournisseurs d’électricité peuvent généralement délivrer à leurs clients des index de consommation pour les deux années précédentes avec un pas de temps de dix minutes.Il faudra ensuite se décider ou non pour l’autoconsommation. Celle-ci se justifie dès lors que le besoin en électricité est régulier. Si nécessaire, des marges de manœuvre pour lisser la consommation existent. Par exemple, basculer en journée des opérations menées la nuit, comme le fonctionnement des ballons d’eau chaude ou la recharge des véhicules électriques. L’installation devra être dimensionnée pour que les pics de production dépassent le moins possible la demande. Ceci a des conséquences sur l’installation et c’est la deuxième grande différence avec un parc qui injecte la totalité de sa production dans le réseau. Si l’on opte pour l’autoconsommation, l’enjeu ne consiste pas à générer le maximum d’électrons, mais à être approvisionné dès le petit matin et jusqu’à tard dans l’après-midi. De fait, à Wittelsheim, « nous avons misé sur une double orientation : est-ouest », témoigne Pascal Tran. Avec une puissance de 268 kWc, le magasin Super U devrait consommer 98 % des 268?000 kWh produits chaque année. Son taux d’autoproduction (voir encadré ci-contre) oscillera, quant à lui, autour de 17 %.Plusieurs appels à projets encouragent l’autoconsommation. Au plan national, deux ont été lancés au milieu de l’été pour financer 40 MW de projets. Ils sont plutôt destinés aux secteurs industriel, tertiaire et agricole prêts à déployer entre 100 et 500 kWc de panneaux photovoltaïques. Ils sont ouverts à d’autres sources d’énergie, qui devraient néanmoins être minoritaires parmi les lauréats. Les dossiers sélectionnés bénéficieront d’une rémunération bonifiée pour les électrons autoconsommés, qui doivent représenter au moins la moitié de la production. En supplément, un volume 10 MW devrait être réservé à des projets en outre-mer. Du côté d’Enerplan, Richard Loyen applaudit… avec retenue. « Nous regrettons que cet appel d’offres soit ultralibéral. Il n’y a aucun critère sur la maîtrise du foncier par exemple », soupire-t-il.À cela, s’ajoutent des appels d’offres régionaux. Notamment en Nouvelle-Aquitaine, en Provence-Alpes-Côte d’Azur, en Occitanie et dans le Grand Est. Certains avaient été lancés avant la démarche nationale. D’autres s’en distinguent en stimulant les projets plus petits, comme de 10 à 100 kW en Paca. L’aide prend généralement la forme d’un soutien à l’investissement, mais les critères sont divers. En Alsace, les deux principales exigences sont un taux d’autoconsommation d’au moins 70 % et une couverture des besoins supérieure à 15 %. « Elles ont été renforcées à plusieurs reprises », note Pascal Tran, pas mécontent néanmoins que son nouveau client ait été choisi parmi les lauréats. Le projet de Super U a coûté 580?000 euros, dont 125?000 euros d’aides fournies par l’Ademe et la Région. L’économie d’énergie d’environ 30?000 euros par an laisse à espérer un retour sur investissement de quinze ans.À l’image du syndicat Morbihan Énergies avec son siège social, certains porteurs de projets voient déjà plus loin. Plutôt qu’ajuster leur production à leurs propres besoins, ils s’intéressent à ceux de leurs voisins. Il ne s’agit pas d’en revenir à un modèle d’injection, qui conduit à arroser le réseau sans compter, mais bien de « passer de l’autonomie du bâtiment à celle du territoire », présente Marc Aubry, directeur général des services du syndicat. Ce modèle pourrait être utile pour des immeubles collectifs dont chaque ménage aimerait consommer la production locale, y compris quand l’investissement n’est porté que par quelques propriétaires. « Le problème, c’est que les électrons transitent par le réseau collectif, décrypte Richard Loyen. Même s’il ne s’agit que de la colonne montante d’habitation. » En conséquence, le producteur-fournisseur doit facturer à son voisin, qui sera alors son client, un tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (Turpe). Celui-ci représente aux alentours de 6 centimes, comme si l’électron traversait la France d’un bout à l’autre et pesait sur les charges de l’opérateur du réseau de transport RTE.En lui-même, ce principe est analogue à celui du timbre poste. La péréquation tarifaire et l’indépendance à la distance parcourue sont deux principes fondateurs du Turpe. Mais cela ne milite pas en faveur des projets de territoire. Les pouvoirs publics se sont saisis du sujet avec l’ordonnance du 27 juillet. Elle devrait déboucher sur la création d’un « micro-Turpe », une option qui n’est pas sans rappeler le mécanisme créé en Allemagne. Outre-Rhin, il a permis aux producteurs préférant la livraison directe d’être exemptés d’une partie de la contribution dite EEG dès lors qu’ils n’avaient pas recours au réseau. La réforme EEG 2014 a ensuite différencié les installations selon leur puissance. En France, « ce nouveau tarif sera proposé par Enedis et validé par la Commission de régulation de l’énergie. Mais il ne devrait pas être disponible avant la fin 2017 », estime Richard Loyen.Sans attendre, Bouygues Immobilier entend explorer la voie de la « blockchain ». Cette technologie enregistre des transactions de façon totalement décentralisée. Par exemple, pour donner aux occupants d’un immeuble des informations sur l’origine de l’électricité qu’ils consomment ou sur les débouchés de celle qu’ils produisent. Concrètement, Bouygues va équiper les compteurs d’un bâtiment du quartier de Lyon Confluence de modules communicants de type Lora, une technologie sans fil qui présente l’intérêt d’être très bon marché. Ces appareils seront reliés à un serveur, puis à une plateforme blockchain qui restituera aux usagers les valeurs les concernant. Sans que l’information soit fournie à un quelconque intermédiaire. « À l’instar des appellations d’origine protégées, la valeur locale compte de plus en plus en France. Notre idée n’est pas d’apporter un nouvel outil financier pour répartir les charges, mais de donner de l’information pour sensibiliser les usagers à l’énergie verte et locale », promeut Olivier Sellès, responsable innovation, énergie et smart city de Bouygues Immobilier. Si le système est apprécié à Lyon et fonctionne correctement, il pourrait être industrialisé en 2018.Olivier Descamps