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L’autoconsommation collective

Cet article est directement issu de la note sur l’autoconsommation collective écrite et publiée par HESPUL (téléchargeable en bas de page).

Les solutions présentées dans cet article (excepté le premier paragraphe sur les schémas actuels) ne sont pas généralisables actuellement en France* et nécessitent des clarifications juridiques et réglementaires. Cependant, elles peuvent être déployées dans le cadre d’expérimentations.

Elles peuvent s’appliquer à des bâtiments collectifs d’habitation, à des bâtiments collectifs de bureaux et d’une manière générale à tout site dans lequel l’électricité est distribuée par un réseau fermé ou privé.

Dans cet article, le terme "GRD" renvoie au gestionnaire de réseau de distribution ; le terme "PDL" au point de livraison.

*le cadre législatif et réglementaire se met progressivement en place avec la publication de l’ordonnance et sa ratification, un décret précisant les conditions d’application étant toujours attendu.


Sommaire :

Schémas actuels d’autoconsommation à l’échelle d’un bâtiment

Dans le cadre d’un bâtiment collectif d’habitation, il n’est a priori pas possible de réaliser une seule installation en autoconsommation pour la totalité de la consommation du bâtiment puisque les consommateurs sont des entités juridiques différentes et disposent de compteurs électriques distincts.

Autoconsommation collective des communs

La réalisation d’une installation PV raccordée en autoconsommation sur les parties communes est possible mais sa taille sera limitée par la faible consommation des équipements pendant les heures de production, ce qui revient à "tuer le gisement" en sous-exploitant la surface disponible en toiture.

Autoconsommation individuelle de chaque logement Une alternative à un raccordement sur le compteur des communs est de réaliser plusieurs installations PV de petites tailles équipées de micro-onduleurs, chacune raccordée physiquement par un câble dédié à l’un des logements de la copropriété. Cependant cette solution génère d’importants surcoûts dus à la complexité de câblage et complique la maintenance à cause de la multiplicité des équipements.

C’est ainsi que l’autoconsommation pourra être favorisée et pertinente à l’échelle d’un bâtiment dans un seul cas : celui d’une unique installation PV en toiture alimentant l’ensemble des points de consommation du bâtiment (communs et consommations par logement). Cela correspond aux trois schémas présentés ci-dessous.

Schéma de comptage virtuel

Le comptage virtuel consiste à remplacer une solution matérielle complexe de câblage par une solution logicielle qui attribue la production aux consommateurs du bâtiment selon une clé de répartition pré-définie. Les modalités de mise en oeuvre de cette solution sont en cours de définition en France dans le cadre de l’article L315-4 du code de l’énergie, mis en place par l’ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité prévoit cette possibilité en France et modifié par le projet de loi ratifiant cette ordonnance :

Lorsqu’un consommateur participant à une opération d’autoconsommation collective fait appel à un fournisseur pour compléter son alimentation en électricité, le gestionnaire du réseau public de distribution d’électricité concerné établit la consommation d’électricité relevant de ce fournisseur en prenant en compte la répartition mentionnée au premier alinéa du présent article ainsi que le comportement de chaque consommateur final concerné, selon des modalités fixées par voie réglementaire.

Un décret précisant les conditions d’application est attendu.

À noter que cette solution a été proposée par le gestionnaire de réseau de distribution de la Ville d’Amsterdam, Liander. Le cadre règlementaire en vigueur aux Pays-Bas impose aux fournisseurs d’électricité de déduire des factures de consommations d’électricité l’énergie photovoltaïque produite par ces derniers sachant que la quantité d’énergie produite prise en compte ne doit pas dépasser la quantité d’énergie consommée par an. Ainsi, pour remplir ces obligations, tout en évitant de réaliser des installations complexes, Liander a proposé cette solution de comptage innovante.

Mise en œuvre de l’installation photovoltaïque Réalisation d’une seule installation en toiture : - Raccordement direct sur le réseau public, en injection de la totalité. D’un point de vue physique, cette installation n’est pas différente des installations développées en vente de la totalité. Cette solution ne vient pas solutionner le problème de coûts de raccordement élevés le cas échéant.
Mise en œuvre de la facturation Rôle des différents acteurs :
- L’intégralité de la production de cette installation est re ?partie par le GRD selon une clé de répartition pré-définie (ex : le prorata des surfaces occupées par chaque logement) et affectée à des compteurs virtuels dans la base de données du GRD. Des conditions peuvent être mises en place, par exemple que la quantité d’énergie virtuellement produite ne dépasse pas la quantité d’énergie consommée sur une période d’un an pour chacun des consommateurs.
- Le GRD fournit les données finales (consommation mesurée – production virtuelle) de comptage au(x) fournisseur(s) qui les utilise(nt) pour établir la facture.
Financement de l’installation  Plusieurs options sont possibles, parmi lesquelles :
- les consommateurs investissent eux-mêmes dans l’installation de production ;
- un tiers financeur (bailleur, syndic, etc.) investit et se rémunère sur l’augmentation des loyers ou des charges du bâtiment.

Voici une illustration dans le cas où tous les consommateurs font partie du montage. Il est important de noter qu’il est très simple de permettre à un consommateur de ne pas faire partie du montage, en lui laissant le choix de ne pas bénéficier d’une réduction de sa consommation.

Modèle de comptage virtuel en bâtiment collectif d’habitation (colonne montante publique) - PNG - 30.1 ko
Modèle de comptage virtuel en bâtiment collectif d’habitation (colonne montante publique)
Source : HESPUL

Schéma d’après le modèle allemand Heidelberger Energiegenossenshaft (HEG)

Le modèle décrit ci-dessous est développé par Heidelberger Energiegenossenshaft eG, une coopérative allemande, pour réaliser des installations photovoltaïques en bâtiment collectif d’habitation en évitant de diviser l’installation, correspondant au cas décrit dans la loi allemande de « consommation par des tiers de l’électricité produite par des installations photovoltaïques situées à proximité géographique immédiate, sans recourir au réseau ».

Ce modèle HEG est décrit par la traduction française de la documentation de la Heidelberger Energiegenossenschaft (HEG) sur la consommation directe d’électricité photovoltaïque par des tiers, par l’Office franco-allemand des énergies renouvelables (Juin 2015).

Ce modèle consiste à raccorder une installation photovoltaïque sur un réseau privé alimentant un certain nombre de consommateurs particuliers. Cette solution nécessite donc que la colonne montante soit privée et que le bâtiment ait un point de livraison (PDL) unique.

Le gestionnaire de réseau relève le compteur de production, le compteur quatre-quadrants et le(s) compteur(s) de consommation du(des) client(s) ne souhaitant pas faire partie du dispositif. Les clients finaux faisant partie du dispositif ont un contrat unique de fourniture avec l’exploitant de la centrale PV, qui achète l’électricité soutirée au réseau (électricité complémentaire) à un autre fournisseur. En France, il semble que cet exploitant devrait avoir la qualité de fournisseur pour pouvoir acheter le complément d’électricité et le revendre aux consommateurs.

Mise en œuvre de l’installation photovoltaïque Réalisation d’une seule installation en toiture :
- Raccordement sur le réseau privé (raccordement indirect sur le réseau public), correspondant physiquement à de l’injection du surplus ou à de l’autoconsommation totale. Cette solution permet donc de déclarer une puissance de raccordement bien inférieure à la puissance maximale, voir nulle (autoconsommation totale).
- La solution de raccordement s’apparente à un raccordement en injection du surplus mais avec plusieurs consommateurs. Les sous-compteurs comptabilisent la consommation totale de chacun des consommateurs.
Mise en œuvre de la facturation Rôle des différents acteurs :
- L’exploitant de la centrale PV est le fournisseur des consommateurs. Il approvisionne ses consommateurs en électricité complémentaire en achetant de la production à un tiers.
- Le GRD fait la relève du compteur de production et du compteur quatre-quadrants au PDL, pour permettre le décompte dans le cas où un ou plusieurs clients ne font pas partie du dispositif et déterminer les taxes et contributions applicables à l’électricité photovoltaïque et à l’électricité complémentaire.
- Les sous-compteurs de consommation appartiennent à l’exploitant et sont relevés par lui uniquement. Dans le cas où un des clients ne veut pas faire partie du dispositif, un compteur appartenant au GRD et relevé par le GRD est installé et une prestation de décompte permet de recalculer les quantités injectées et soutirées au niveau contractuel en aval du compteur quatre-quadrants.
Financement de l’installation   L’exploitant PV est investisseur et se rémunère sur la vente de l’électricité aux consommateurs.

Voici l’illustration correspondante montrant le cas où l’un des consommateurs ne fait pas partie du dispositif ce qui nécessite alors la reconstitution virtuelle des flux de consommation pour l’aspect contractuel :

Modèle de comptage "HEG" - PNG - 49.6 ko
Modèle de comptage "HEG"
Source : HESPUL

Schéma de raccordement indirect

Le raccordement indirect consiste à raccorder une installation de production sur le circuit intérieur d’une autre installation (consommation ou production). Selon cette définition technique, les schémas d’autoconsommation totale et d’injection du surplus sont des cas particuliers de raccordement indirect.

En revanche, dans le jargon d’Enedis, le terme de raccordement indirect se limite aux cas où l’hébergeur (installation existante accueillant la production) et l’hébergé (installation raccordée indirectement) sont des entités juridiques distinctes. Dans la suite de ce paragraphe, le raccordement indirect s’entend au sens d’Enedis.

Habituellement, le raccordement indirect est utilisé pour valoriser l’intégralité de la production au tarif d’achat en évitant un raccordement direct au RPD pouvant engendrer des coûts de raccordement élevés (surtout dans le cas d’une installation de production basse tension voulant se raccorder sur un site de consommation HTA).

Pour en savoir plus sur le raccordement indirect tel qu’il est défini aujourd’hui, vous pouvez consulter l’article dédié de photovoltaique.info.

La décision du CoRDiS du 6/05/2015 (Valsophia c/ Enedis) relatif aux conditions de raccordement d’un projet immobilier, vient confirmer la possibilité que des consommateurs soient hébergés sur un point de livraison unique vu du réseau public, et ouvre la possibilité de raccorder indirectement consommateurs et producteurs sur un nouveau site.

Nous ne décrivons pas ici le schéma de raccordement qui découle de la décision du CoRDiS, celle-ci pouvant être interprétée de différentes manières.

Néanmoins, celle-ci permet d’imaginer deux configurations en raccordement indirect dans lesquelles :
- il n’y a non pas un consommateur mais plusieurs consommateurs ;
- la valorisation de la production se fait en autoconsommation totale ou vente du surplus - et non pas en vente de la totalité - nécessitant d’établir une règle de répartition de la production PV entre consommateurs. Les consommateurs ont un contrat avec un fournisseur pour l’électricité soutirée au réseau et un contrat avec l’exploitant PV (qui, dans ce cas, ne doit pas avoir la qualité de fournisseur).

Cas d’un consommateur hébergeur, des consommateurs hébergés, une production hébergée

Modèle de comptage en raccordement indirect avec un producteur hébergé - PNG - 37.7 ko
Modèle de comptage en raccordement indirect avec un producteur hébergé
Source : HESPUL

Dans ce cas, le GRD relève les compteurs en installation intérieure (production et consommation des hébergés) et le compteur quatre-quadrants au PDL. Le GRD effectue une reconstitution des flux qui permet d’attribuer à l’hébergeur une courbe de charge correspondant à sa consommation totale.

Cas d’un producteur hébergeur, des consommateurs hébergés

Modèle de comptage en raccordement indirect avec un producteur hébergeur - PNG - 35.7 ko
Modèle de comptage en raccordement indirect avec un producteur hébergeur
Source : HESPUL

Dans ce cas, le GRD relève les compteurs de consommation de tous les consommateurs (tous hébergés) dans l’installation intérieure et le compteur quatre-quadrants au PDL. Le GRD effectue une reconstitution des flux qui permet d’attribuer à l’hébergeur une courbe de charge correspondant à sa production totale.



Dans tous les cas, le raccordement indirect en autoconsommation totale ou en vente du surplus permettrait donc de valoriser économiquement l’autoconsommation en soustrayant la production à la consommation, sous réserve d’identifier un fournisseur intéressé par un tel montage. Dans le cas d’installations existantes, la mise en œuvre de ces configurations nécessite la privatisation de la colonne montante.

Raccordement des consommateurs Raccordement de plusieurs consommateurs sur l’installation de consommation de l’hébergeur (consommateur ou producteur).
Mise en œuvre de l’installation photovoltaïque Réalisation d’une seule installation en toiture :
- Raccordement sur le réseau privé (raccordement indirect au réseau public), correspondant physiquement à de l’injection du surplus ou d’autoconsommation totale. Cette solution permet donc de déclarer une puissance de raccordement en production bien inférieure à la puissance maximale (sortie onduleurs), voir nulle (dans le cas où la production est consommée intégralement sur site toute l’année). Dans le cas de bâtiments collectifs d’habitation où la consommation est importante tout au long de l’année et se situant dans des zones urbaines denses, l’impact sur les coûts de raccordement ne sera pas forcément visible.
Mise en œuvre de la facturation Rôle des différents acteurs :
- soit l’exploitant de la centrale PV est l’un des deux fournisseurs des consommateurs (sans avoir besoin de la qualité de fournisseur puisqu’il n’y a pas d’achat pour revente mais uniquement production pour vente) ; dans ce premier cas, la production de cette installation est re ?partie par le GRD selon une clé de répartition pré-définie et soustraite aux compteurs des consommateurs.
- soit l’exploitant de la centrale PV vend sa production au fournisseur des consommateurs  ; dans ce second cas, le fournisseur conçoit un tarif adapté pour prendre en compte l’achat de production locale.

Les coûts et taxes qui s’appliquent dans ces deux cas peuvent différer.

- Le GRD fait la relève du compteur de production (sauf si le producteur est hébergeur), des compteurs des consommateurs hébergés et du compteur quatre-quadrants au PDL pour permettre la reconstitution des flux de l’hébergeur. Le monopole de comptage est donc maintenu et ce schéma ne met pas en œuvre de rétrocession d’énergie.

Financement de l’installation L’exploitant est investisseur et se rémunère sur la vente de l’électricité aux consommateurs.

Conclusions

Les trois modèles sont équivalents dans ce qu’ils permettent d’atteindre un développement d’installations de production sur des bâtiments collectifs d’habitation ou de bureaux, ou groupe d’habitations. En cela ces modèles sont prometteurs pour la transition énergétique.

Ces schémas n’ont pas encore été mis concrètement en place en France et leur montage nécessite l’évolution des lois, de la réglementation et/ou de la documentation technique de référence d’Enedis. Les points d’évolution sont brièvement listés ci-dessous avec entre parenthèses les modèles affectés :

  • Contractuel :
    • Définition d’une règle de répartition de la production et de ses conditions (tous)
    • Création d’index de production virtuels pour chaque consommateur (Comptage virtuel et Raccordement indirect) 
    • Responsabilité d’équilibre pour le surplus injecté (HEG, Raccordement indirect)
  • Juridique et réglementaire
    • Monopole des GRD sur les activités de comptage, mis à part certaines prestations (HEG) (cf. article 19 du cahier des charges du contrat de concession et l’article L322-8 du code de l’énergie)
    • Nécessité de détenir la qualité de fournisseur pour pouvoir acheter le complément d’électricité et le revendre aux consommateurs (HEG) (cf. article L333-1 du code de l’énergie) et son pendant, l’interdiction de la rétrocession d’énergie (HEG – comptage et facturation effectué par l’exploitant PV) (cf. contrat de concession entre GRD et AODE)
    • Atteinte au droit de choisir librement son fournisseur (HEG) (cf. article L331-1 du Code de l’énergie) (le modèle HEG envisage déjà la possibilité pour un ou plusieurs consommateurs de refuser d’intégrer le dispositif ou d’en sortir)

De plus, ces schémas peuvent induire une augmentation des coûts de comptage et de gestion par rapport à un schéma classique de raccordement direct ou un schéma d’autoconsommation totale (donc avec même entité juridique).

Cependant, le raccordement de plusieurs consommateurs sur un seul PDL est déjà utilisé en France, en dépit de l’interdiction de rétrocession d’énergie, principalement sous deux formes :

  • Regroupement de plusieurs entités dans une SCI (figure 5) (alternative : regroupement de sociétaires dans une coopérative) qui dispose d’un seul PDL – le regroupement en SCI ou coopérative permettrait également de s’accorder sur le choix du fournisseur pour ne pas porter atteinte au droit reconnu par l’article L331-1 du Code de l’énergie.
Modèle de comptage dans le cadre d’une SCI - PNG - 30.1 ko
Modèle de comptage dans le cadre d’une SCI
Source : HESPUL
  • Hébergement d’un consommateur (ou plus) sur un consommateur hébergeur qui répartit le montant de la facture entre les deux entités et qui est la seule entité connue du GRD et du fournisseur.

Ce second modèle est fréquemment utilisé dans les centres commerciaux, sites industriels, hôtels, résidences universitaires, etc, où la facturation par l’hébergeur aux hébergés s’effectue sur la base d’un forfait ou à l’aide de sous-compteurs. Rien ne justifie que ces cas ne puissent pas être utilisés sur un site comportant une installation de production. En effet, dans les deux configurations, il est aisé d’imaginer raccorder une installation de production sur l’installation intérieure dont la production serait de facto répartie également entre les différentes entités regroupées sous un même PDL.

Ces nombreux cas dérogeant au principe d’interdiction de rétrocession remettent en question la supposée rigidité du cadre juridique et réglementaire. De plus, certains éléments permettent d’envisager un assouplissement des barrières à la mise en place des différents montages décrits dans la présente note, parmi lesquels :

  • La décision du CoRDiS du 6/05/2015 (Valsophia c/ ERDF) semble indiquer que le principe de prohibition de rétrocession d’énergie serait limité au cas d’un consommateur ayant contracté à un tarif réglementé de vente. En dehors de ce cas, la rétrocession semble possible mais à condition que celui qui rétrocède ait la qualité de fournisseur.
  • Dans ses recommandations sur les smart grids, la CRÉ envisage une simplification des schémas de comptage pour les bornes de recharge de véhicules électriques permettant un sous-comptage privé de chacune des bornes avec un raccordement indirect sur l’installation de consommation existante ou un raccordement direct mutualisé :
    Modèle de comptage de bornes de véhicule de recharge - raccordement indirect et sous-comptage - PNG - 40.8 ko
    Modèle de comptage de bornes de véhicule de recharge - raccordement indirect et sous-comptage
    Source : Commission de Régulation de l’Energie (CRE)
Modèle de comptage de bornes de véhicule de recharge - raccordement direct et sous-comptage - PNG - 45.4 ko
Modèle de comptage de bornes de véhicule de recharge - raccordement direct et sous-comptage
Source : Commission de Régulation de l’Energie (CRE)





Une adaptation de ce schéma de comptage à notre problématique serait de réaliser le montage HEG avec une coopérative fournissant un ensemble de services à ses sociétaires, parmi lesquels la réduction de leur consommation soutirée au réseau grâce à la production PV sur site, ensemble permettant de ne pas considérer la répartition des consommations comme une activité de fourniture.

  • Plusieurs projets de démonstrateurs réseaux intelligents envisagent des architectures de comptage dans l’objectif de permettre l’autoconsommation collective.

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Dernière mise à jour : 20 février 2017
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