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1. Le système d’acteurs de l’ACCE
p. 23-34
Texte intégral
1Avant d’en venir à l’étude du processus de structuration de l’ACCE, il nous semble important de nous arrêter, dans un premier temps, sur le système d’acteurs impliqués dans le déploiement de cet outil. Il s’agit de mieux identifier le rôle des différentes parties prenantes et, partant, les principaux enjeux autour desquels elles sont susceptibles de s’opposer, eu égard à la diversité de leurs logiques et intérêts.
1.1. Fédérer et agencer de nombreuses parties prenantes
2L’ACCE fait intervenir une forme d’organisation complexe qui peut être résumée à travers le schéma de la figure n° 3.
Figure n° 3. Schéma simplifié du système d’acteurs d’une opération d’ACCE

3Si l’on s’en tient, à ce stade, aux seuls acteurs participant à la mise en place et au fonctionnement opérationnel du dispositif, six principaux types de protagonistes peuvent être distingués. On trouve tout d’abord, évidemment, les porteurs de projets, au profil hétérogène, de par leur statut (collectivités territoriales, bailleurs sociaux, petits entrepreneurs constituant leur propre société, entreprises du secteur de l’aménagement, associations environnementales, citoyens, etc.) et leurs motivations à agir (purement économiques, dimension environnementale forte, etc.). Étant à l’initiative des opérations, ils doivent créer un collectif d’acteurs constitué à la fois de producteur(s) et de consommateur(s). Les premiers accueilleront, souvent sur leur toiture, les centrales photovoltaïques (PV) qui fourniront l’électricité produite. Les seconds, qui peuvent être aussi des producteurs, s’engageront à consommer l’énergie produite, partiellement ou en totalité selon la nature et l’étendue de l’opération. Comme nous le verrons par la suite, ce collectif est incarné par la PMO, ou « Personne morale organisatrice », entité chargée de mettre en place les règles qui encadrent les décisions et échanges entre producteur(s) et consommateur(s). Il s’agit notamment de définir les grands principes de répartition des flux, à chaque pas de mesure21, suivant trois cas de figure principaux22 : un coefficient de répartition dit dynamique, pouvant varier pour chaque pas de mesure de chaque journée de chaque semaine d’un mois donné ; un coefficient de répartition statique, pour lequel, à chaque pas de mesure, le coefficient de répartition de la production autoconsommée affectée à un site de consommation est fixe ; un coefficient de répartition par défaut, pour lequel, à chaque pas de mesure, le flux est affecté au prorata de la consommation de chacun des sites de consommation, dans la limite de leur quantité d’électricité consommée.
4D’autres acteurs interviennent à l’appui de l’opération. Parmi eux figurent tout d’abord les entreprises de la filière PV (fabricants de panneaux, installateurs, etc.) chargées de fournir le matériel produisant l’électricité. Elles sont organisées sous forme de syndicats professionnels. En France, Enerplan (plutôt composé d’entreprises de petite et moyenne tailles) et le Syndicat des énergies renouvelables (avec une plus forte présence d’opérateurs plus importants) sont les deux principaux représentants de la filière auprès des pouvoirs publics. S’y ajoutent des bureaux d’études ou des prestataires de services spécialisés (Cohérence Énergies, Enogrid, Hespul, Sunchain, Tecsol, etc.), qui interviennent pour réaliser des études de faisabilité technico-économique et/ou apporter une assistance dans le montage voire le fonctionnement des opérations (en réalisant des prestations de service pour la PMO), lorsque les porteurs de projet estiment n’avoir ni les moyens ni l’expertise nécessaires pour le faire.
5Dans la mesure où l’opération d’ACCE ne permet pas, faute de capacité de stockage, de fournir l’intégralité de l’électricité dont les participant.e.s ont besoin, les acteurs du projet doivent faire appel à un ou plusieurs fournisseur(s) de complément. Ceux-ci (Direct Énergie, EDF, Enercoop, Engie, etc.) leur vendent l’énergie manquante, sous forme de contrats individuels (chaque autoconsommateur peut conserver son ancien fournisseur ou en changer à sa guise, conformément à la législation en vigueur). Ils sont destinataires des données de consommation de l’opération d’ACCE, afin de défalquer des factures l’énergie autoconsommée et de facturer les taxes correspondant aux flux alloconsommés (TURPE, TICFE - CSPE23 etc.).
6Le dernier protagoniste important est le gestionnaire du réseau de distribution (GRD), à savoir Enedis (dans 95 % du territoire) ou les entreprises locales de distribution (5 % restants). Il est partie prenante des projets dans la mesure où les acteurs qui échangent les flux d’électricité empruntent le réseau public de distribution d’électricité dont il a la charge (figure n° 4). Sa première tâche est d’acheminer les flux d’électricité nécessaires au bon fonctionnement de l’opération, dans son périmètre propre (échanges d’électrons empruntant le réseau public de distribution) et en relation avec le réseau national (apport d’électricité venant d’autres sources de production et commercialisée par les fournisseurs de complément). Son rôle est, par ailleurs, d’adresser les données nécessaires à la facturation de l’électricité consommée aux gestionnaires de l’opération d’ACCE (pour qu’ils puissent ensuite répartir les flux économiques entre chacun des participants) et aux fournisseurs de complément (pour qu’ils éditent des factures tenant compte de la différence entre les flux autoproduits, i.e. les flux de consommation identifiés comme provenant du/des producteur(s) membre(s) (de l’ACCE), et les flux alloproduits, i.e. les flux de consommation identifiés comme fournis par ledit fournisseur de complément).
Figure n° 4. Schéma du périmètre d’une opération d’autoconsommation collective vue du réseau

1.2. Une attractivité de l’ACCE indexée à trois principaux paramètres
7Comme dans tout système d’échange, ces acteurs doivent s’entendre pour stabiliser des règles du jeu (in) formelles, en vue d’assurer le fonctionnement concret de l’opération et la stabilité des transactions. Ces règles sont multiples : statut de la PMO (pour pérenniser le nombre des participants et le processus de prise de décision), convention de mise à disposition d’une toiture ou du foncier (pour garantir, dans la durée, la production PV), convention d’autoconsommation signée entre la PMO et le GRD (afin de fournir à ce dernier des informations telles que l’identité des sites de production et de consommation membres de l’ACCE, la quantité d’énergie échangée entre les participants, la quantité d’énergie apportée par les fournisseurs tiers ou la clef de répartition des flux), modification (éventuelle) du contrat des autoconsommateurs avec leurs fournisseurs de complément, etc.
8Ces règles du jeu ne sont pas simplement définies à un niveau opérationnel et local, dans le cadre des interactions existant entre les parties prenantes de chacun des projets. Elles renvoient également, et surtout, à des accords de nature plus « macro », noués au niveau national, dans la mesure où l’ACCE est susceptible d’avoir un effet sur l’organisation et la régulation du système électrique dans son ensemble. Comme le montre notre enquête, trois principaux types de paramètres font l’objet de controverses et de négociations, que le schéma de la figure n° 5 permet de visualiser. De la nature des accords qui sont trouvés dépend en large part l’attractivité de l’ACCE, au regard des outils qui existent par ailleurs (ACI24, revente directe, contrat de vente directe appelé aussi power purchase agreement, etc.), et, partant, son déploiement en France.
Figure n° 5. Des controverses qui tournent autour de trois principaux paramètres

9Le premier paramètre concerne la gouvernance des projets d’ACCE. Contrairement à l’ACI, qui repose sur un schéma simple (un acteur produit lui-même son électricité, l’autoconsomme en partie et injecte l’éventuel surplus dans le réseau de distribution), l’ACCE nécessite une organisation plus complexe, du fait de l’existence d’acteurs aux statuts et fonctions multiples. Ce premier paramètre, organisationnel, soulève deux types de questions, qui nécessitent des arbitrages nationaux. La première porte sur l’acteur sur lequel doit reposer la prise en charge des coûts d’organisation et de transaction nécessaires à la bonne marche de l’opération (allocation des flux autoproduits aux participants, émissions des bilans de production et de consommation, organisation des délibérations et des décisions, etc.). Faut-il la confier aux seuls porteurs de projets ou aux GRD et fournisseurs d’énergie ? Faut-il inclure les consommateurs ? Quelle représentativité assigner à chacun ? Au regard des différentes expériences en Europe, la réponse n’est pas simple et plusieurs formules peuvent être envisagées par les pouvoirs publics (encadré n° 1).
Encadré n° 1. L’exemple allemand : une organisation purement contractuelle
En Allemagne, l’autoconsommation a longtemps été limitée à l’échelle du bâtiment, impliquant des relations contractuelles entre le producteur et les occupants (le Mieterstrommodell) auxquelles n’a été adossé aucun mode de gouvernance spécifique. Au 3 juillet 2019, le registre de l’Agence fédérale des réseaux avait enregistré 677 installations électriques photovoltaïques locataires, pour un total d’environ 13,9 MW. La réforme de la Loi sur les sources d’énergie renouvelables en 2021 a modifié ce cadre.
Ainsi, outre les opérations d’ACCE au sein d’un bâtiment, il est désormais possible de développer des projets à l’échelle d’un quartier, sans qu’un périmètre fixe ne soit déterminé. Afin de respecter le droit des consommateurs finals à choisir leurs fournisseurs, la loi sur le secteur de l’énergie prévoit des dispositions spécifiques pour les contrats d’ACCE à destination des occupants des logements, dans la mesure où le contrat est qualifié de contrat de fourniture. Des règles propres à l’activité de fourniture dans le cadre d’une ACCE s’appliquent au producteur, telles que celles liées à l’obligation de comptage permettant de déterminer l’assiette fiscale. La législation allemande procède par énumération d’obligations spécifiques : le contrat ne peut pas faire partie intégrante d’un contrat de location de locaux d’habitation sous peine de nullité ; il doit prévoir la fourniture totale d’électricité au consommateur final, même en cas d’impossibilité de fournir l’électricité locale ; en cas de déménagement, le contrat prend fin automatiquement à la restitution du logement ; la durée du contrat est d’un an, avec renouvellement tacite possible etc. Le producteur est alors fournisseur. Toutefois, rien n’interdit à la relation contractuelle qui sous-tend l’autoconsommation collective de se développer au sein d’une coopérative énergétique (Energiegenossenschaft) ou d’un partenariat de droit civil (Gesellschaft bürgerlichen Rechts). Mais ce ne sont pas des formes imposées par le législateur allemand et, depuis 2021, la relation contractuelle peut désormais être tripartite, le producteur vendant son électricité à un intermédiaire en charge de fournir par la suite l’électricité aux consommateurs. Le producteur n’est alors plus soumis aux règles contractuelles spécifiques relatives à la commercialisation de cette électricité « locale ».
D’après Lormeteau, 2022 ; Rossetto, Verde, Bauwens, 2022.
10La seconde question concerne le caractère plus ou moins uniforme de la solution apportée : faut-il prévoir une seule « formule » ou différencier le cadre réglementaire pour l’adapter à la variété des porteurs de projets ? Elle fait écho à la forte hétérogénéité des porteurs de projets, qui peut militer en faveur de configurations de gouvernance distinctes selon qu’il s’agit de bailleurs sociaux (qui doivent faire face à de nombreux locataires, dont certains sont susceptibles de déménager et donc de quitter le projet d’ACCE) ou des collectivités locales (qui sont soumises aux règles de la comptabilité et de la commande publiques, ce qui induit des contraintes, notamment en termes facturation et de mise en concurrence régulière des fournisseurs d’électricité, ce que n’ont pas d’autres porteurs de projets), pour ne prendre que deux cas très spécifiques, majoritaires nous le verrons (cf. partie II). Sur ce point, les tensions feront écho à des considérations d’ordre réglementaire (aménager certaines législations, si l’on pense, par exemple, aux acteurs publics) ou politiques (donner davantage de pouvoirs aux collectivités locales, accepter une certaine différenciation dans la gouvernance du système énergétique).
11Le deuxième paramètre touche au périmètre des opérations d’ACCE. Il s’agit là d’une autre conséquence de la dimension collective de l’outil, en lien cette fois-ci avec les notions de « proximité » et de « circuits courts25 » qui lui sont souvent associés, particulièrement par les porteurs locaux. Quel contenu opérationnel donner à ces deux termes ? Comment les traduire spatialement ? Faut-il imposer un périmètre maximal ? Si oui, comment le fixer ? Là-encore, des intérêts contradictoires peuvent apparaître entre, d’une part, les porteurs de projets (ou leurs représentants), qui ont intérêt à ce que ce périmètre soit le plus étendu possible, afin d’améliorer leur modèle économique (en bénéficiant d’économies d’échelle et d’effets de foisonnement26) et, d’autre part, des acteurs cherchant à le circonscrire. Le GRD peut ainsi faire valoir des arguments d’ordre technique, liés notamment à ses contraintes d’exploitation du réseau ou de gestion des données. Mais d’autres considérations interviennent aussi, de nature politique. Un large périmètre peut être ainsi perçu, par certains acteurs, comme étant de nature à remettre en question le modèle centralisé, en introduisant une différenciation accrue des modes de gestion du système électrique.
12Enfin, le troisième et dernier paramètre est la question du soutien public. Il s’agit de définir quels instruments peuvent être mobilisés en appui au développement de l’ACCE dans les territoires. En théorie, les porteurs de projet peuvent utiliser quatre principaux types de leviers : les aides à l’investissement, le TURPE (tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité), les taxes qui pèsent sur les factures (TVA, TICFE - CSPE) et les dispositifs de subventions étatiques qui ont succédé aux tarifs d’achat (appels d’offres et arrêtés tarifaires).
13Intervenant au moment du démarrage des projets pour prendre en charge une partie du coût des études de préfiguration voire l’achat de certains équipements, les premières, financées par les Régions et/ou l’ADEME dans le cadre d’appels à projet, ne font pas véritablement l’objet de controverses. L’enjeu est plutôt de savoir comment soutenir l’ACCE dans sa phase de fonctionnement « ordinaire », une fois les installations réalisées, afin d’en faire un outil attractif au regard d’autres dispositifs.
14Conservant un souvenir très mitigé des anciens tarifs d’achat et craignant les politiques de stop and go de l’État en la matière, les acteurs de la filière PV (fabricants, installateurs, bureaux d’études, syndicats professionnels) et certains porteurs de projet cherchent, dans une volonté de s’autonomiser vis-à-vis des soutiens publics classiques, à privilégier un allègement des charges pesant sur la facture globale. Ils ciblent ainsi le TURPE et les taxes fiscales, qui représentent chacun 30 % environ du montant total de la facture. Leur stratégie consiste à demander des exonérations partielles ou totales sur chacun de ces postes, afin d’améliorer « l’économie de facture que permet la consommation de sa propre production » (Fonteneau, 2021, 52), à l’heure où le PV atteint, dans certains cas, la parité réseau par rapport aux tarifs de vente d’électricité voire, très récemment, la dépasse en sa faveur. Ce type de demande sera considéré avec circonspection par d’autres acteurs. Certains porteurs de projets, comme les communes rurales, et leurs relais nationaux (FNCCR) accueillent avec réserve l’action sur le TURPE, au nom du maintien de la péréquation tarifaire (Poupeau, 2007). Pour le GRD, qui est rémunéré par le biais de ce tarif, une baisse du TURPE représentera un manque à gagner. Même si ce dernier reste, somme toute, peu important au regard des volumes représentés par l’ACCE, une telle décision peut constituer un précédent susceptible d’ouvrir la voie à d’autres demandes de différenciation, possiblement plus problématiques, dans un contexte où l’entreprise doit réaliser de nombreux investissements sur le réseau pour faire face aux enjeux de la transition énergétique (raccordement des énergies renouvelables, développement de l’électromobilité, etc.).
1.3. Un État en ordre dispersé ?
15Ces trois paramètres font donc l’objet de visions concurrentes entre les acteurs qui sont parties prenantes du déploiement de l’ACCE, donnant lieu à plusieurs controverses, dont certaines – autour du TURPE ou du périmètre – ont déjà été bien documentées (Fonteneau, 2021). Elles suscitent des réflexions et arbitrages faisant intervenir l’État, dans ses différentes composantes administratives. Trois principaux acteurs sont impliqués dans ce processus décisionnel : la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC, Ministère de la transition écologique27), la Commission de régulation de l’énergie et, enfin, le Ministère des finances28. C’est entre ces acteurs et ceux mentionnés précédemment que se définit le modèle de l’ACCE (figure n° 6).
1.3.1. Un soutien sous contrainte : le positionnement de la DGEC
16En tant qu’administration ayant pour mission de définir et mener les politiques énergétiques, la DGEC est un protagoniste essentiel du développement de l’ACCE. Chargée de mettre en œuvre les ambitions de la loi TECV de 2015, elle définit le contenu opérationnel du nouvel instrument (paramètres « gouvernance » et « périmètre »), à travers la fixation de textes réglementaires résultant de concertations avec les parties prenantes. Elle peut agir également sur les aides étatiques apportées (paramètre « soutien public »). Des différents entretiens réalisés, il ressort qu’elle se trouve dans une position pour le moins compliquée, celle d’un acteur soutenant l’instrument mais qui doit faire face à un champ de contraintes assez important.
17De manière générale, la DGEC adopte une attitude favorable à la mise en œuvre de l’ACCE. Même si son impact quantitatif reste faible au regard des autres instruments existants (ACI, revente directe, etc.), celle-ci est considérée comme un outil utile pour territorialiser les politiques publiques de développement des EnR (domaine qui accuse un retard chronique) et d’efficacité énergétique (chantier qui reste largement à poursuivre). Pour la DGEC, l’ACCE acculture un peu plus la population à la présence d’installations PV, en montrant qu’elles peuvent s’insérer dans les territoires dans le cadre de projets à gouvernance locale, et non pas simplement portés par de grosses entreprises. Elle mobilise les collectivités territoriales, qui peuvent initier des opérations ou les soutenir de manière indirecte. Elle transforme le rôle des participants, en matière de production mais aussi de consommation, en en faisant des consomm’acteurs (prosumers) dont on présume qu’ils seront plus sensibles aux questions d’efficacité, voire de sobriété énergétique, et qu’ils pourront, à moyen terme, se faire les ambassadeurs de comportements jugés plus vertueux.
Figure n° 6. Le système d’acteurs impliqués dans la construction du modèle de l’ACCE

18Mais cette posture ne doit pas occulter le fait que la DGEC n’a guère les coudées franches pour porter l’ACCE. Dans un contexte de forte réduction des dépenses publiques, elle souffre d’un manque structurel de moyens humains pour traiter ce dossier. Elle pâtit également d’un turnover chronique, ce qui rend difficile l’appropriation, dans la longue durée, du sujet et des enjeux qu’il soulève. Dans ce contexte, elle préfère consacrer en priorité son temps et ses efforts à des outils qui contribuent davantage, selon elle, à une plus grande « massification » du développement des EnR, tels que les appels d’offres, qui engagent des volumes d’électricité produite autrement plus importants que l’ACCE.
19Cette difficulté est renforcée par une autre, relative aux leviers d’action qu’elle peut activer. Les plus aisés à mobiliser concernent les paramètres de la gouvernance et du périmètre. S’agissant de la gouvernance, la DGEC peut essayer d’agir sur la définition de la PMO, qu’elle peut adapter à certains types de porteurs de projets, comme l’illustre le cas des bailleurs sociaux, sur lequel nous reviendrons. S’agissant du périmètre, elle peut également s’appuyer sur les retours d’expérience et remontées de terrain, via les syndicats professionnels (Enerplan, SER), les bureaux d’études et prestataires de services (Cohérence Énergies, Tecsol) ou d’autres directions de son ministère, comme la Direction de l’habitat, de l’urbanisme et des paysages (DHUP) (Fonteneau, 2021) ou le service interministériel incitatif de recherche et d’expérimentation Plan Urbanisme Construction Architecture (PUCA), afin d’assouplir quelque peu le cadre réglementaire et attirer de nouveaux porteurs de projets. En revanche, concernant les trois mesures de soutien public que sont ou pourraient être la fiscalité (taxes pesant sur l’ACCE), les subventions (arrêtés tarifaires et appels d’offres) et le TURPE, ses marges de manœuvre apparaissent bien plus contraintes, la DGEC devant partager son pouvoir décisionnel avec deux autres acteurs : le Ministère des finances et la Commission de régulation de l’énergie (CRE).
1.3.2. Le Ministère des finances
20Le Ministère des finances est un interlocuteur classique pour toute administration cherchant à soutenir un secteur économique. Il est donc peu surprenant qu’il intervienne dans l’écosystème institutionnel de l’ACCE. Les échanges et débats avec la DGEC portent sur la fiscalité applicable à l’outil et sur les subventions qui peuvent lui être accordées. Dans le premier cas, le dossier échoit à la Direction de la législation fiscale (DLF) de la Direction générale des finances publiques (DGFIP). Dans le second, c’est la Direction du budget (DB) qui est mobilisée, les mesures d’aides étant supportées par la TICFE-CSPE, qui dépend, depuis le 1er janvier 2016, soit du budget général de l’État (programme 345 de la LOLF), soit du Compte d’affectation spéciale « Soutien à la transition énergétique » pour les programmes 764 et 765 (Poupeau, 2023).
21Or il s’agit de deux interlocuteurs difficiles à convaincre, dans un contexte tendu au niveau budgétaire, soumis, en outre, à une surveillance de l’Union européenne sur les aides d’État. Par ailleurs, mobiliser ces deux acteurs renvoie à ce que nous avons évoqué précédemment sur le caractère très marginal de l’ACCE au regard d’autres outils, ce qui n’incite guère, de part et d’autre, à dépenser du temps et de l’énergie pour défendre ce dossier. Enfin, les réticences du Ministère des finances renvoient à ce qui constitue un « tropisme » assez fort de la Direction du budget : sa préférence pour soutenir les « gros projets », jugés moins coûteux et plus efficaces pour atteindre les objectifs étatiques, via notamment l’instrument de l’appel d’offres. Chargée de défendre les intérêts des industriels du solaire en France, la Direction générale des entreprises (DGE), qui pourrait constituer une alliée pour la DGEC et les acteurs de la filière PV, n’est guère en mesure de faire entendre sa voix au sein de son Ministère. Sa faible audience renvoie à la position assez marginale qu’elle occupe au sein de cette administration sur beaucoup de dossiers relevant d’enjeux industriels, dont la prise en compte reste alors faible au regard des impératifs budgétaires (Poupeau, 2023).
1.3.3. La Commission de régulation de l’énergie (CRE)
22Dans ce contexte, il peut être assez logique pour la DGEC d’être tentée de mobiliser un autre instrument de soutien public : le TURPE. Il s’agit là, nous le verrons par la suite, d’une revendication forte d’Enerplan et d’un bureau d’études comme Tecsol (tous deux très liés), qui mettent en avant le fait que les consommateurs faisant partie d’une opération d’ACCE sollicite (raie) nt moins le réseau public de distribution que leurs homologues traités dans le cas d’une fourniture classique. Partant, ils devraient bénéficier, selon eux, d’allègements sur le tarif d’acheminement (TURPE) dont ils doivent s’acquitter. Cette option est également défendue par Ségolène Royal lors de son passage au Ministère de la transition écologique et se traduit, lors des débats parlementaires de 2015 qui vont porter l’ACCE sur les fonts baptismaux (cf. infra), par la mise en place d’un « TURPE spécifique » possiblement compris comme un « micro-TURPE ».
23Sur ce dossier, comme sur les deux leviers précédents, les marges de manœuvre de la DGEC sont limitées. Elles se heurtent au fait que la méthodologie de fixation du TURPE est du ressort de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Or celle-ci considère d’emblée avec beaucoup de réticence, si ce n’est d’hostilité, la mise en place d’un tarif dédié à l’ACCE, à des fins d’incitation économique. La CRE défend en effet l’idée que le TURPE ne doit pas devenir un outil de politique publique mais conserver sa mission première : permettre aux consommateurs de bénéficier d’un tarif national péréqué, maîtrisé, qui reflète autant que faire se peut les coûts, tout en assurant les investissements nécessaires au bon fonctionnement du système électrique. Dans ce cadre, l’ACCE ne saurait, pour elle, donner lieu à un traitement spécifique, au risque sinon de multiplier des dérogations mettant à mal le principe d’un tarif d’utilisation des réseaux unique.
24À travers ce dossier se joue aussi un rapport de force de nature institutionnelle entre la DGEC et la CRE, sur lequel nous reviendrons plus en détail. Il tourne autour de l’interprétation du Code de l’énergie et des responsabilités respectives entre ces deux acteurs administratifs. Où s’arrête la fonction de la CRE ? Comment doit-elle s’articuler avec les ambitions portées par la DGEC ? Cette zone de flou, née d’une interprétation différenciée de l’article L.134-1 du Code de l’énergie qui fixe les compétences de la CRE en matière de TURPE (cf. infra 3), autorise des prises de position fortes de la part de la CRE sur l’autoconsommation en général. Dans une tribune publiée dans la presse économique29, Jean-François Carenco, tout juste nommé Président de la CRE, use de termes très clairs, et quelque peu péjoratifs, pour évoquer le sujet. Il dénonce le risque de « communautarisme énergétique » que pourrait faire encourir, en France, le développement trop important de l’autoconsommation, individuelle et collective. Cette déclaration inaugure une phase durant laquelle la CRE occupe une place de plus en plus importante sur ce dossier, quelque peu en concurrence avec la DGEC. Elle fait d’ailleurs écho à une tendance pointée par la Cour des comptes, dans un référé datant de 2021, à l’occasion duquel la juridiction financière constate
« l’élargissement progressif du champ d’intervention de la CRE au-delà de ses missions prévues par la loi. Ce faisant, le régulateur a parfois cherché à assumer des responsabilités délaissées par l’administration centrale. (…) La CRE se donne plus globalement pour objectif de jouer le rôle de « maison de l’énergie » en France, qui n’est pas celui que lui confère la loi30 ».
25C’est donc au sein de ce système d’acteurs que se développe l’ACCE en France, à partir de sa création. Après avoir présenté les positions des uns et des autres de manière quelque peu statique, afin de bien mettre en avant les acteurs et leurs enjeux, nous nous proposons à présent d’aborder les dossiers de manière plus dynamique, en montrant comment ces visions et intérêts s’articulent et s’enchaînent dans le temps et selon les sujets. Ce mode de présentation sera l’occasion aussi de mettre en évidence les formes d’apprentissage qui se font jour entre les acteurs, en fonction des remontées de terrain.
Notes de bas de page
21 C’est-à-dire toutes les 30 minutes.
22 Art. D.315-6 du Code de l’énergie.
23 La TICFE, taxe intérieure de consommation finale sur l’électricité, également dénommée CSPE (Contribution au service public de l’électricité), est une taxe sur la consommation d’électricité instaurée en 2003 pour compenser les obligations de service public (péréquation tarifaire, tarifs sociaux, tarifs d’achat des énergies renouvelables, etc.) qui incombent aux opérateurs. Elle est renommée droit d’accise sur l’électricité depuis le 1er janvier 2022, art. L. 312-1 du Code des impositions sur les biens et services. Par souci d’adéquation avec les termes utilisés par les acteurs et les documents officiels consultés, nous conserverons le terme TICFE-CSPE.
24 Autoconsommation individuelle.
25 En droit, la notion de circuit-court est comprise en référence au droit de la commande publique, et plus précisément aux enjeux liés à la création de circuits courts dans l’alimentation, sous l’effet de l’inclusion des considérations environnementales et climatiques. Limitée par l’interdiction des conditions d’exécution liées à l’implantation géographique des candidats – l’interdiction des clauses de localisme –, la doctrine administrative autorise des clauses fondées sur le circuit de fourniture et non sur le lieu d’implantation. Dès lors, le circuit court est caractérisé par le nombre d’acteurs inclus dans la fourniture du bien ou du service, et non par rapport à la localisation de ces acteurs. À cette dimension, l’ACCE ajoute, de par son périmètre, un ancrage territorial comme clef de détermination de la capacité à créer une relation entre deux acteurs, à la différence des contrats de vente directe (art. L333-1 du Code de l’énergie).
26 Les économies d’échelle permettent de réduire les coûts en augmentant les volumes produits. Les effets de foisonnement jouent sur la diversité des profils des consommateurs pour essayer d’obtenir une courbe de charge qui soit la plus en adéquation avec les caractéristiques de la production.
27 Le nom de ce ministère a changé plusieurs fois entre le début et la fin du processus que nous décrivons. Par commodité, nous utiliserons le terme de « ministère de la transition écologique » pour le désigner.
28 Les éléments fournis dans cette sous-partie proviennent d’entretiens menés avec plusieurs acteurs de l’ACCE et de notre connaissance préalable de ces entités administratives.
29 Jean-François Carenco, « L’autoconsommation ne doit pas nuire à nos réseaux d’électricité », Les Échos, 2 juillet 2017.
30 Cour des comptes, « Référé S2020-2201. Commission de régulation de l’énergie (CRE) », 15 janvier 2021, page 5.
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L’autoconsommation collective d’électricité en France
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