L’énergie photovoltaïque a connu un essor remarquable ces dernières années, en partie grâce à sa popularisation auprès des petits producteurs (ménages, PME, …).

Plusieurs facteurs en ont favorisé le développement : la maturation de la technologie, qui offre de meilleurs rendements pour des coûts d’investissement plus faibles, une plus forte volatilité des prix de l’énergie sur fond d’instabilité politique globale, ou encore la prise de conscience sociétale des enjeux de la transition énergétique.

Les centrales photovoltaïques se sont entre-temps diversifiées, et se déclinent aujourd’hui en des centaines de modèles et agencements : centrales composées de panneaux monocristallins, polycristallins ou à couches fines, photovoltaïques ou hybrides (électricité et chaleur), installées en toiture ou au sol. Ce large choix permet à un plus grand nombre de petits producteurs de trouver la solution adaptée, d’un point de vue technique, à leurs besoins et contraintes.

Les petits producteurs correspondent le plus souvent à la catégorie de « clients actifs », définis par la Directive 2019/944[1] comme un client final (donc un consommateur), ou un groupe de clients finaux agissant conjointement, qui consomme ou stocke de l'électricité produite dans ses locaux ou qui vend l'électricité qu'il a lui-même produite, à condition que ces activités ne constituent pas son activité commerciale ou professionnelle principale.

En droit français, l’autoconsommation individuelle est prévue par l’article L315-1 du Code de l’énergie. Lorsqu’elle est totale, le producteur est simplement tenu de conclure une Convention d'autoconsommation sans injection (CACSI) avec le gestionnaire du réseau public de distribution (GRD). Puisqu’il n’y a pas d’injection sur le réseau, il n’est pas nécessaire, dans ce cas de figure, de se rattacher à un périmètre d’équilibre pour l’électricité produite.

Cependant, même pour les très petites installations, il est rare que toute la production soit autoconsommée, les périodes de forte production et de forte consommation du producteur-consommateur ne coïncidant pas forcément. Dès lors, afin de rentabiliser la centrale photovoltaïque, il devient intéressant de pouvoir revendre le surplus de production.

L’article 15 de la Directive précitée prévoit que les États membres de l’UE doivent veiller à ce que les clients actifs aient le droit de vendre l'électricité autoproduite, y compris par des accords d'achat d'électricité.

Nous pouvons d’emblée écarter la possibilité de vente par un accord d’achat direct (PPA physique), puisque si elle est théoriquement envisageable, le formalisme lourd qui l’accompagne[2] est souvent incompatible avec les attentes des petits producteurs.

Le client actif dispose dès lors principalement de trois manières de valoriser sa production d’électricité :

• -organisation en structure permettant l’autoconsommation collective,
• autoconsommation avec vente du surplus au tarif d’achat obligatoire à EDF Obligation d’Achat (« EDF OA »),
• ou vente du surplus aux nouveaux acteurs émergents du marché de l’énergie.

L’autoconsommation collective

L’autoconsommation collective permet de valoriser sa production d’énergie tout en offrant une grande flexibilité d’organisation entre le(s) producteur(s) et le(s) consommateur(s), réunis au sein d’une personne morale.

Ce mécanisme est ouvert aussi bien aux personnes physiques qu’aux entreprises, associations ou collectivités locales.

Le client actif doit, dans cette hypothèse, trouver des acteurs intéressés à proximité, afin de créer une opération d’autoconsommation collective ou d’en rejoindre une.

L’article L315-2 du Code de l’énergie fixe, en principe, la distance maximale entre les participants à 2 km. Ce périmètre peut être étendu, depuis l’arrêté du 21 novembre 2019[3], à titre dérogatoire après demande au ministère, à 10 ou à 20 km dans les cas où les participants sont situés dans des zones péri-urbaines ou rurales.

En vertu de l’article L333-1 du Code de l’énergie, il est généralement nécessaire, depuis le 1er juillet 2023 (notamment en cas d’autoconsommation collective étendue) d’obtenir une autorisation de vente aux consommateurs finaux, délivrée par l'autorité administrative, ou à défaut de désigner un producteur ou un fournisseur tiers déjà titulaire d'une telle autorisation comme délégataire (il peut s’agir du fournisseur du complément d’électricité aux participants à l’opération d’autoconsommation collective).

Il convient de noter qu’un décret précisant les modalités d’obtention de cette autorisation est en cours d’élaboration par le gouvernement[4].

Le raccordement au réseau dépendra de la puissance des installations et de la configuration du site. Par ailleurs, il est nécessaire de contracter avec un responsable d’équilibre, qui peut également être le fournisseur du complément d’électricité ou désigné par ce dernier.

La vente au tarif d’achat obligatoire (EDF OA)

EDF OA est une filiale d’EDF, établie depuis la loi du 10 février 2000[5], et qui a l’obligation légale d’acheter l’énergie photovoltaïque aux producteurs, à condition que leurs installations respectent certaines critères fixés par l’État, à des conditions et tarifs également fixés par l’État.

Les conditions de vente au tarif d’obligation d’achat sont définies par l’arrêté du 6 octobre 2021[6], dit « S21 ». L’électricité est rachetée à un prix publié par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) tous les trimestres, qui est garanti pour 20 ans, sous réserve de la révision à chaque date annuelle du contrat d’achat conformément à l’indexation détaillée dans l’arrêté. Des primes à l’autoconsommation sont également versées aux installations de puissance inférieure à 100 kWc vendant leur surplus de production.

EDF OA peut proposer un contrat unique en injection pour les installations nécessitant un raccordement de puissance souscrite égale ou inférieure à 36 kVa, ce qui facilite la procédure de raccordement et permet à l’installation de bénéficier automatiquement du rattachement au périmètre d'équilibre désigné par EDF OA.

Un schéma d’autoconsommation collective peut être couplé à une vente du surplus de production à EDF OA, ce qui permet de sécuriser en partie la rentabilité de l’installation.

L’autoconsommation avec vente du surplus à EDF OA ne convient cependant pas aux producteurs qui se trouvent dans l’une des situations suivantes :

• la centrale ne remplit pas les conditions techniques requises par l’arrêté S21 (notamment si les installations ne sont pas implantées sur bâtiment, hangar ou ombrière, ou n’ont pas été réalisées par un installateur photovoltaïque labellisé RGE[7]) ;
• le projet bénéficie d’aides locales ou régionales, le disqualifiant du bénéfice du tarif d’achat obligatoire en raison de son incompatibilité avec les aides d’État ;
• le producteur souhaite vendre à un prix supérieur au tarif de l’achat obligatoire ;
• le contrat d’achat conclu antérieurement avec EDF OA arrive à son terme (l’achat obligatoire ayant été mis en place en 2000, les premiers contrats arrivent à échéance).

Émergence de nouveaux mécanismes de vente de gré-à-gré

Une nouvelle possibilité de valorisation du surplus de production est en train de se populariser : la vente à un acheteur-revendeur ou à un fournisseur alternatif.

En effet, les acteurs proposant ce genre de contrats se multiplient ces dernières années, et, tout comme EDF OA, ils offrent l’avantage de pouvoir s’affranchir de certaines obligations et d’en simplifier certaines autres :

• l’électricité ne serait pas vendue directement à un consommateur final, ce qui permet de s’affranchir de l’obligation d’obtention de l’autorisation de l’article L333-1 du Code de l’énergie ;
• les acheteurs-revendeurs ou fournisseurs alternatifs passent le plus souvent des contrats GRD-A[8] ou GRD-F[9] avec les GRD, qui leur permettent de proposer des contrats uniques aux producteurs disposant d’installations nécessitant un raccordement de puissance souscrite égale ou inférieure à 36 kVa. Ces contrats uniques regroupent la vente d’électricité, le rattachement à un périmètre d’équilibre et le raccordement au réseau public de distribution.

Au-delà de la relative simplicité de mise en place du montage contractuel, certains acteurs proposent également des montages innovants allant de la batterie virtuelle à la possibilité de vendre, par leur intermédiaire, sur le marché ou à des personnes situées à des centaines de kilomètres, ou bien de s’organiser en communautés virtuelles de partage de production.

L’émergence de ces nouveaux acteurs, qui développent principalement des offres destinées à un segment du marché non-couvert par les schémas classiques, permet d’atteindre de nouvelles personnes potentiellement intéressées par la production d’énergies renouvelables.

Ces nouvelles offres permettent également de donner aux clients actifs un plus grand sentiment de contrôle sur la manière dont leur énergie est utilisée et vendue et in fine de les transformer en véritables acteurs des marchés de l’électricité. En ce sens, si cette tendance se confirme, nous pourrions être en train d’assister à une révolution de la prise en main de la valorisation de son énergie similaire à ce qui a été accompli dans les domaines bancaires, des crypto-monnaies ou des marchés de valeurs par l’émergence des banques en ligne.

Fanny Vellin, avocate associée CLP Cliperton

Arled Kosova, avocat au Cabinet CLP Cliperton.

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[1] Directive (UE) 2019/944 du parlement européen et du conseil du 5 juin 2019, concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 2012/27/UE [version consolidée].

[2] Le producteur devra [1] entreprendre les démarches nécessaires au raccordement de son installation auprès du GRD (CAE en cas de connexion de tension inférieure à 36 kVA ou CARD-I en cas de connexion de tension égale ou supérieure à 36 kVA), [2] obtenir l’autorisation requise par l’article L333-1 du Code de l’énergie, ou bien déléguer l’obligation à un producteur ou un fournisseur déjà titulaire d'une telle autorisation, et [3] contribuer au mécanisme d’équilibrage du réseau (il est difficilement envisageable pour un petit producteur d’endosser cette responsabilité, et il devra donc contractuellement désigner un responsable d’équilibre chargé de couvrir les écarts pour le périmètre intégrant son installation).

[3] Arrêté du 21 novembre 2019 fixant le critère de proximité géographique de l'autoconsommation collective étendue.

[4] Le projet de décret a fait l’objet d’un avis de la CRE (Délibération n°2024-03 18 janvier 2024) qui en détaille et analyse le contenu.

[5] Loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité.

[6] Arrêté du 6 octobre 2021 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations implantées sur bâtiment, hangar ou ombrière utilisant l'énergie solaire photovoltaïque, d'une puissance crête installée inférieure ou égale à 500 kilowatts telles que visées au 3° de l'article D. 314-15 du code de l'énergie et situées en métropole continentale.

[7] Le label « reconnu garant de l’environnement » est octroyé à des entreprises certifiées par divers organismes ayant passé des conventions avec l’État.

[8] Contrat GRD /Acheteur relatif à l’accès au Réseau Public de Distribution, à son utilisation et à l’échange de données pour les Points de Connexion en Contrat Unique en Injection.

[9] Contrat GRD /Fournisseur relatif à l’accès au Réseau Public de Distribution, à son utilisation et à l’échange de données pour les Points de Connexion en Contrat Unique.