Si le nombre de foyers autoconsommateur d’énergie électrique se situe aujourd’hui autour de 20 000, il pourrait atteindre les 600 000 en 2023 et les 4 millions en 2030.

En effet, après le lancement des offres d’autoconsommation aux foyers, l’année 2018 pourrait voir se multiplier les expérimentations d’autoconsommateur collectif. La blockchain s’invite également dans le sujet, contribuant à son essor. Très attendues par la filière, la Commission de régulation de l’énergie a rendu publiques fin janvier une partie de ses décisions en matière de tarifs.

Autoconsommateur collectif Yvelines
Autoconsommateur Yvelines 7

Sujet phare de ces dernières années, l’autoconsommateur pourrait contribuer à transformer le système électrique jusqu’alors très centralisé. Fin 2017, 20 000 foyers produisaient eux-mêmes leur énergie pour une partie de leur consommation (autour de 20 %), selon Enedis. Ils étaient seulement 8 000 en début d’année. Le nombre de foyers ayant opté pour l’autoconsommation est attendu de doubler tous les ans pour atteindre les 600 000 en 2023, selon Nicolas Couderc, l’un des directeurs d’EDF Énergies nouvelles.

C’est à l’occasion d’un séminaire sur l’autoconsommation d’électricité renouvelable organisé par la CRE, que Xavier Piechaczyk, membre du directoire RTE a tracé la perspective : « A l’horizon 2030, il pourrait y avoir 4 millions d’autoconsommateur en France. Cela représenterait une production annuelle comprise entre 9 et 20 TWh, soit au maximum environ 4 % de la consommation électrique française ». Une estimation confirmée par le Président d’Enedis et de Think SmartGrids, Philippe Monloubou, qui voit, à moyen terme, 10 % des consommateurs produire tout ou partie de l’électricité qu’ils consommeront. A titre de comparaison, il y aurait déjà 1,5 millions d’autoconsommateur en Allemagne.

« Les foyers concernés économiseraient en moyenne 100 euros par an sur leur facture d’énergie », selon RTE. « Si c’est un point positif pour les consommateurs, ce n’est pas « neutre » pour le système électrique, notamment pour les gestionnaires du réseau qui sont rémunérés en fonction de la quantité de courant qu’ils transportent ».

Un cadre réglementaire et tarifaire en cours d’évolution
Une vaste concertation

Pour anticiper cette évolution « inéluctable et souhaitable », la CRE a lancé le 12 septembre, lors d’une conférence-débat qui a rassemblé plus de 600 acteurs, une vaste concertation de toutes les parties concernées : industriels, collectivités, autoconsommateur  , gestionnaires de réseaux, parlementaires, énergéticiens.

Les cinq thèmes retenus pour ces ateliers étaient l’autoconsommation individuelle, l’autoconsommation collective, les mécanismes actuels de soutien, le cadre contractuel (complexe dans le cas de l’autoconsommation collective) et les offres de fourniture.

Suite aux ateliers, trois appels à contributions ont été lancés sur les sujets suivants : tarifs & offres de fourniture, cadre contractuel et mécanismes de soutien. En parallèle, la CRE a également sollicité ses homologues européens, pour recueillir des données sur le développement de l’autoconsommation chez nos voisins européens et comparer les différents mécanismes de soutien et cadres de régulation mis en place.

La CRE présentera dans les prochaines semaines ses recommandations sur le cadre à donner à l’autoconsommation.

Une décision sur les tarifs attendus au premier semestre

Un des enjeux les plus sensibles est celui de la tarification. L’autoconsommation entraîne, en effet, des transferts de charge entre les autoconsommateur et les autres consommateurs qui pourraient devenir significatifs si ce modèle se développait massivement et qui pourraient donc nécessiter de modifier certains dispositifs.

« Dans le système actuel, 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’autres taxes, notamment locales. Par ailleurs, s’agissant du Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité (TURPE), l’autoconsommation / autoproduction implique des transferts de charges des autoconsommateur vers les autres utilisateurs des réseaux, liés à la diminution de la part variable de leur facture, sans pour autant que cela n’induise une diminution du dimensionnement des réseaux. Ceci pose ainsi la question de l’évolution de la structure du TURPE en prévision du possible développement de l’autoconsommation / autoproduction, au regard notamment de l’équilibre entre la part assise sur la puissance et celle assise sur l’énergie », selon le Ministère de l’Ecologie.

Le gouvernement précédent avait exonéré l’autoconsommation du paiement de la CSPE – qui finance les tarifs d’achat, la péréquation et les tarifs sociaux -, de la taxe sur la consommation finale d’électricité (perçue par les collectivités) et de la TVA. L’impact financier est aujourd’hui modeste mais pourrait atteindre millions 650 millions d’euros si les 4 millions d’autoconsommateurs prévus étaient exonérés de taxes.

Ultime étape de la concertation, la CRE vient de lancer une consultation publique sur les sujets tarifaires. Une décision sur la TURPE autoconsommation individuelle et collective est désormais attendue pour le 1er semestre 2018.

Une amorce de réponse apportée par la CRE dès le mois de février

Dans sa délibération N° 2018-027, datée du 15 février 2018, la CRE dévoile une partie de ces intentions en terme de mécanismes d’encadrement et de soutien à l’autoconsommation. L’objectif est de permettre « une rentabilité raisonnable et proportionnée aux bénéfices qu’elle apporte au système électrique dans son ensemble ». C’est principalement le cadre individuel pour lequel les éléments formulés sont les plus précis. L’autoconsommation collective devra quant à elle attendre la fin de la consultation en cours, prévue pour le 23 mars prochain.

Sur le TURPE, le régulateur reconnait que « dans le cadre actuel, les exonérations de taxes et de contributions pour l’énergie autoconsommée permettent à plusieurs catégories d’installation photovoltaïque en autoconsommation d’être rentables sans soutien direct complémentaire », après avoir préalablement précisé que « les pouvoirs publics accompagnent et encouragent le développement de l’autoconsommation ». Laissant alors présager qu’il n’y aura pas « à ce stade une évolution complémentaire » du tarif de réseau pour l’autoconsommateur individuelle. En parallèle de quoi, une indemnisation de CSPE est clairement précisée dans la recommandation n°7.

D’autres préconisations d’ordre organisationnel viennent compléter le dispositif prévu, comme l’installation prioritaire de compteurs intelligents par les gestionnaires de réseau au autoconsommateur , la mise en place d’une plateforme dématérialisée pour l’enregistrement des nouveaux sites de productions ou la mise en perspective des dispositifs d’incitation prévus avec ceux prévus pour l’ensemble de la filière photovoltaïque.

Les offres des opérateurs
EDF Énergies Nouvelles avait lancé en juin 2016 une offre dédiée aux particuliers : Mon soleil et moi. Un an plus tard, plus de 1 700 clients avaient déjà choisi cette offre. Leur taux moyen d’autoconsommation naturelle est de 60 % pour une installation solaire d’une puissance moyenne de 3 kWc. EDF ENR affirmait en juin dernier détenir environ 12 % de parts de marché de l’autoconsommation en habitat individuel. EDF ENR a lancé, en juin 2017, une offre d’autoconsommation collective, à destination des copropriétés, bailleurs sociaux et de tous types de logements verticaux qui souhaitent produire et consommer leur propre électricité.

Engie, pour sa part, propose, depuis mars 2017, le dispositif My Power, destiné aux propriétaires de maisons individuelles du sud de la France chauffées au tout-électrique.

Enercoop, le fournisseur d’électricité coopératif d’énergies renouvelables propose une offre autoconsommation à ses mille sociétaires dans la région Occitanie. L’opérateur accompagne ses clients dans la valorisation de leur surplus et finalise également une offre avec batterie de stockage.

Sur le même créneau, le fournisseur ekWateur a obtenu une licenceautorisant le rachat de l’électricité sous Obligation d’Achat (OA). Les clients ekWateur disposant de moyens de production pourront donc revendre leur électricité verte directement à ekWateur. Si leur installation répond aux critères fixés par le Ministère de l’Energie, ils pourront bénéficier du tarif de rachat, autrefois réservé à EDF. La prise en charge logistique de l’installation des panneaux solaires est possible, grâce au partenariat entre ekWateur et la start-up In Sun We Trust.

Les attentes des consommateurs
Un sondage Opinionway, réalisé en 2016, pour le syndicat de l’énergie solaire Enerplan, révélait en 2016 que 47 % des Français se disent prêts à investir.

Deux sondages apportent un éclairage sur les attentes des consommateurs.

Selon une enquête commandée par Enedis à Harris, 48 % des Français « font preuve d’une appétence pour la production d’électricité à domicile et plus particulièrement les hommes (56 %), les plus jeunes (66 %) et les cadres et professions libérales (56 %). Si les motivations avancées sont autant économiques qu’écologiques, le souhait d’être « énergiquement indépendants » constitue une motivation presque aussi importante. 85 % d’entre eux estiment qu’un meilleur raccordement des foyers producteurs d’énergie renouvelable est un sujet important, voire prioritaire pour les prochaines années. Cette attente s’avère ainsi davantage citée que l’installation, au sein des foyers, de prises spécifiques permettant de recharger les véhicules électriques (importante pour 77 % des Français) et de compteurs connectés (56 %).

Selon une enquête réalisée par le même institut, à la demande de la Fondation Heinrich Böll et de la Fabrique Ecologique, 91 % des Français se disent favorables au fait de « favoriser l’autoconsommation de l’énergie produite de manière autonome par les particuliers, les communes et les Régions ».

Les collectivités forces motrices de l’autoconsommation collective
La Halle Pajol à Paris – Crédit photo Médiathèque Enedis

Parallèlement à l’autoconsommation individuelle émerge un autre modèle : l’autoconsommation collective. Celle-ci rassemble plusieurs consommateurs (particuliers, immeubles, bâtiments tertiaires, entreprises, etc.) qui se partagent l’électricité qu’ils produisent grâce à des panneaux solaires ou des éoliennes. « Au lieu d’être injectée dans le réseau, le surplus d’énergie produit alimente le voisin, dans une logique de partage qui s’avère intéressante pour de grands complexes ou des bâtiments publics », pouvait-on lire dans le magazine Localtis tenu par la Caisse des Dépôts et Consignations.

« Possible administrativement, viable économiquement et simple techniquement l’autoconsommation conviendrait également bien aux piscines, hôpitaux, Epahd, cuisines centrales et bâtiments municipaux », selon le groupe de travail dédié au sujet des Assises Européenne de la Transition Energétique.

La Région Aquitaine a été pionnière dans ce domaine, avec un premier appel à projets lancé en mars 2013 auprès des entreprises, bailleurs sociaux et collectivités pour inciter à l’autoconsommation des bâtiments. La Région Nouvelle Aquitaine affiche un premier bilan : 100 installations, 10 MWc installés, avec des projets de 12 à 500 kWc, pour une production de 12 GWh (l’équivalent de la consommation de 1500 foyers). Cette démarche inspire désormais d’autres Régions comme le Grand Est et l’Occitanie.

Le syndicat départemental d’énergies du Morbihan, pour sa part, travaille depuis 2013 avec des entreprises et des chercheurs autour du projet Kergrid : un bâtiment qui autoconsomme une partie de l’énergie qu’il produit et en cède le surplus à Enedis. Kergrid fait partie des projets du démonstrateur régional Smile.

Le département des Pyrénées-Orientales, berceau de l’énergie solaire, se positionne à son tour comme l’un des pionniers du « circuit court énergétique », avec 110 logements à Perpignan et à Rivesaltes. La technologie de la blockchain développée par la start-up Sunchain « permet de certifier les échanges entre les participants. Associés à cette solution, les compteurs électriques de chaque foyer peuvent dès lors relever ce que l’on consomme et ce que l’on injecte ».

A Perpignan, le projet Digisol va expérimenter l’autoconsommation collective à l’échelle d’un quartier, sur trois ans. D’ici trois ans, mille logements – en immeuble collectif social ainsi qu’en résidence pavillonnaire -, pourront consommer et partager l’énergie solaire produite par leur installation solaire. Ce projet qui est lauréat de l’appel à projet organisé par l’Ademe « Système électrique intelligent » est porté par le bureau d’études Tecsol à Perpignan, la start-up Sunchain ainsi que la SEM Roussillon Aménagement.

Bordeaux, pour sa part, a conclu un partenariat avec Enedis, Inelia (entreprise spécialisée dans le développement de projets photovoltaïques) et Gironde Habitat, pour expérimenter l’autoconsommation dans une résidence de 60 logementséquipée de panneaux solaires.

Enedis accompagne les projets d’autoconsommation collective d’électricité

Le cadre réglementaire de cette pratique a été finalisé début 2017.

Afin de faciliter les opérations d’autoconsommation, notamment en raccordant les installations électriques et en installant les compteurs intelligents Linky chez les clients concernés, Enedis a mis au point une « solution » qu’elle va expérimenter sur « une dizaine » de projets cette année, et « quelques dizaines » en 2018. « Le rôle d’Enedis est de mesurer, calculer et communiquer aux clients les quantités d’électricité produites et à répartir entre eux. Le gestionnaire du réseau garantit également l’alimentation en courant si la production locale est insuffisante ».

La rencontre de la blockchain et de l’autoconsommation
La blockchain est aujourd’hui présentée par de nombreux observateurs comme une des ruptures technologiques majeures de notre début de siècle. Une blockchain, ou chaîne de blocs, est un registre distribué sur un nombre important d’ordinateurs au travers d’un réseau pair à pair. Elle exploite des techniques de cryptologie avancées qui lui confère la propriété d’être intraçable et infalsifiable. La publicité des transactions effectuées entre les utilisateurs d’une blockchain permet à tout un chacun d’en vérifier la validité.

Cette technologie fonctionne à la manière d’un grand registre distribué dans lequel chaque transaction d’un réseau pair à pair est enregistrée dans une multitude de serveurs grâce à la réalisation d’opérations cryptographiques. Cette architecture garantit un haut niveau de sécurité grâce à un grand nombre de nœuds, en lieu et place d’un seul serveur.

Ces propriétés de la blockchain sont prometteuses pour le déploiement de boucles énergétiques locales. En effet, pour qu’un particulier puisse revendre l’électricité qu’il produit au sein d’un réseau local réunissant plusieurs acteurs, pour réaliser une facturation à la volée, il faut pouvoir tracer, quantifier et comptabiliser ces flux d’échange d’énergie.

Les premières expérimentations ont été initiées par des startups et concernaient essentiellement des systèmes locaux d’échange d’énergie solaire. Les industriels n’ont pas tardé à percevoir les potentialités de cette technologie et de lancer leurs propres initiatives.

Les expérimentations en cours chez Engie, Bouygues Immobilier et GE

Engie expérimente deux types de blockchain dans le cadre du projet européen Smart Energy Aware System (SEAS). Selon Raphaël Schoentgen, directeur de la recherche et technologie, Engie travaille avec les collectivités « pour leur permettre de comprendre ce qui se passe sur le réseau électrique. Par exemple repérer là où il y a un flux important d’électricité, pour augmenter la capacité de la ligne. La blockchain permet d’enregistrer les informations pour que tout le monde y ait accès sans risques d’erreurs ». Engie expérimente également, dans l’Yonne, une infrastructure blockchain sur un réseau de compteurs d’eau connectés.

Bouygues Immobilier, de son côté, explore l’échange pair à pair d’énergie solaire à l’échelle d’un quartier. Selon Olivier Sellès, responsable innovation énergie et Smart Grids chez Bouygues Immobilier, « il existe des procédés fournissant la proportion d’énergie verte dans l’électricité livrée au consommateur, mais rien jusqu’ici pour en identifier l’origine de production. » A cette fin, le groupe s’appuie sur l’expertise des startups Energisme et Stratumn. Le déploiement d’un pilote est annoncé en 2017 dans un immeuble du quartier de Lyon Confluence. Si le test se révèle concluant, le système pourrait être étendu à d’autres éco-quartiers en France.

Un des cinq défis du concours Digital Industry, organisé en septembre dernier par GE Digital, l’entité de GE dédiée aux solutions logicielles et à l’analyse de données, portait sur la conception d’un « système local et pair à pair d’échange d’électricité à base de blockchains ». « Le défi consiste à explorer l’application des blockchains afin de permettre aux consommateurs-producteurs qui ont investi dans la production d’énergie renouvelable (tel que les toits solaires) de revendre à leurs voisins ou à l’échelle d’un quartier, leurs capacités excédentaires, sans intermédiaire. Pour garantir la sécurité des transactions malgré l’absence de centralisation, il faut maintenir un historique fiable et transparent des transactions ». La société française Evolution Energie a été retenue pour avoir relevé ce défi.

GreenFlex (Total) annonce un démonstrateur blockchain pour les boucles énergétiques locales

GreenFlex, spécialisée dans le développement durable, filiale depuis septembre dernier du groupe Total s’est rapprochée du cabinet Blockchain Partner pour bâtir un démonstrateur de blockchain dédié aux boucles énergétiques locales. La blockchain serait mobilisée pour tracer la provenance de l’énergie afin de faciliter le marché entre particuliers. Les deux partenaires espèrent fédérer collectivités territoriales, acteurs privés et industriels de la filière énergétique pour dépasser le stade des projets de R&D. Greenflex et blockchain Partner entendent donc modéliser et simuler ces échanges pour bâtir un démonstrateur numérique avant la fin de l’année. « Cette première version doit jouer le rôle de déclencheur et fédérer autour de nous collectivités territoriales et acteurs privés tout en leur permettant de s’emparer du sujet de la boucle énergétique locale et de celui de la blockchain ».

Le démonstrateur doit aussi permettre d’imaginer collectivement les futurs business models possibles autour de ces nouveaux schémas de production et de distribution, condition sine qua non pour aller au-delà des quelques expérimentations qui, même si bel et bien opérationnelles et donc louables, restent encore cantonnées au stade de la R&D.

Des startups se positionnent sur le marché de l’autoconsommation
Un hangar immeuble équipé de panneaux solaires au Canada – Crédit photo Scott Webb en CC

Evolution Energie, spécialisée dans la gestion des achats d’énergie, travaille sur une solution blockchain à destination des collectivités et préparant l’autoconsommation collective et la gestion des énergies distribuées. La société est l’un des cinq lauréats du concours Digital Industry Europe de GE.

Elle est partie prenante de deux pilotesen cours qui font appel à la blockchain : à Rueil-Malmaison, pour le traçage de l’électricité verte produite par la centrale à biomasse et des panneaux photovoltaïques de la commune et au Perray-en-Yvelines, pour la gestion des transactions et des infrastructures d’électricité à l’échelle d’un éco-quartier.

Elle est aussi, avec Dotvision et Clem’ à l’origine d’une solution à base de blockchain pour géolocaliser et optimiser la consommation d’électricité des véhicules électriques mis en autopartage.

Energisme, spécialisée dans l’intelligence énergétique, lauréate 2017 du prix Bpifrance de l’innovation numérique, est l’un des partenaires techniques de Bouygues Immobilier pour le démonstrateur d’un réseau local décentralisé de supervision des échanges d’énergie dans la ville de Lyon.

Sunchain, une spin-off du bureau d’études catalan Tecsol, expérimente dans les Pyrénées-Orientales de nouveaux schémas de production et de consommation de l’énergie solaire grâce à la blockchain.

La société MyLight Sytems a retenu la technologie du courant porteur en ligne (CPL) pour sa facilité de déploiement par des installateurs électriciens et pour sa portée supérieure à celle des ondes radio classiquement employées en domotique. Le MyLight Systems serait ainsi compatible avec 100 % des installations. MyLight Systems, qui comptait déjà 2 000 clients à la fin de 2016 (dont certains en Suisse et en Belgique), entendait doubler ce chiffre en 2017, en se concentrant sur le seul marché français. La solution a notamment été primée au cours du salon BePositive.

La société Armorgreen lance une nouvelle solution de financement pour l’autoconsommation solaire. Le développeur propose de financer directement les installations et d’être fournisseur d’énergie pour ses clients, sur le marché des professionnels, des copropriétés et des collectivités locales.

Le fournisseur d’énergie verte Apex Énergies développe des solutions clés en main pour autoconsommateur , avec ou sans stockage. Il est lauréat de l’appel à projets Autoconsommation en Occitanie 2017 de la Région Occitanie et de l’appel d’offres CRE4 aux côtés d’Eco Green Développement. Le démonstrateur proposé par la société sera accompagné d’une offre à destination des sociétés occupant le bâtiment, pour acheter l’électricité ainsi produite. Il intégrera un système de blockchain qui permettra de répartir automatiquement l’énergie produite par la centrale, suivant une part déterminée à l’avance pour chacun des autoconsommateur

La société Comwatt a développé un boîtier électrique qui suit la production solaire en temps réel et déclenche, en conséquence, le fonctionnement des appareils gros consommateurs d’électricité.

Full Home Energy, créée en 2012, a également développé une box pour optimiser l autoconsommateur photovoltaïque.

Valenergies, promoteur du solaire en autoconsommation, vient d’associer sa solution Ellybox au stockage d’énergie Powerpack de Tesla Energy, en équipant une entreprise de menuiserie industrielle. Cette solution permet non seulement de produire et de consommer mais également de stocker l’énergie dans des batteries.

Le volume des appels d’offres solaires passe à 2,45 GW par an
Plusieurs appels d’offres avaient été lancés fin 2016 afin de favoriser le développement d’installations solaires au sol comme sur bâtiments. Ces appels d’offres pluriannuels portaient sur des volumes de 1,45 GW par an sur une durée de 3 ans. Depuis leur lancement, ces appels d’offres ont d’ores et déjà permis l’attribution de 1 GW de projets solaires au sol et de 300 MW d’installations sur bâtiment.

Afin d’accélérer le développement du photovoltaïque, le ministre de la transition écologique, Nicolas Hulot a annoncé sa volonté de porter le volume des appels d’offres solaires à 2,45 GW par an.

145 projets lauréats pour développer des installations renouvelables en autoconsommation

Lancé en 2017 pour un volume total de 150 MW par an, l’appel d’offres pour installations de production d’électricité d’origine renouvelable en autoconsommation comportait 9 périodes de candidature réparties sur 3 ans. Cet appel d’offres est ouvert aux consommateurs des secteurs industriels, tertiaires et agricoles, notamment les centres commerciaux.

Nicolas Hulot observe « qu’en une année seulement, le besoin de soutien public à l’émergence de projets en autoconsommation a été divisé par 4 ».Les projets lauréats de cette première période, d’un volume de 50 MW, bénéficieront, en effet, d’une prime à un prix pondéré de 7,90 €/MWh, soit une baisse de plus de 70 % par rapport à l’appel d’offres précédent de 2016. La valeur de la prime sera d’autant plus élevée que la part d’électricité autoconsommée sera importante et que la conception de l’installation permettra une bonne intégration au réseau électrique. Le taux d’autoconsommation moyen des lauréats de l’appel d’offres est d’ailleurs extrêmement élevé, supérieur à 98 %, ce qui traduit une réelle volonté d’utiliser sa propre électricité.

Le même jour, la CRE actualisait le cahier des charges qu’elle avait lancé en août 2016. Il porte désormais sur les centrales au sol de puissance comprise entre 500 kW et 30 MW, contre 17 MW initialement, tout en augmentant les puissances appelées jusqu’en juin 2019.