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2. La gestation de l’ACCE (2015-2017) : un outil sous contrôle
p. 34-51
Texte intégral
1Bien qu’elle trouve, en France, ses origines dès le début de la décennie 1990, notamment avec l’expérience Phébus31, l’autoconsommation d’électricité ne prend véritablement son essor qu’à partir des années 2010, peu après le « choc » que constitue le moratoire sur les tarifs d’achat de l’électricité photovoltaïque (Debourdeau, 2011 ; Cointe, 2015). Portée essentiellement par la filière du solaire photovoltaïque (PV), qui est alors en grande souffrance, elle se développe autour de deux outils : l’autoconsommation individuelle (ACI) et collective (ACCE).
2.1. Aux origines de l’ACCE : une demande collective d’expérimentation
2Le déploiement de l’ACCE s’inscrit dans le contexte d’une évolution des activités entrant en lien direct avec le réseau public de distribution, suite à l’ouverture à la concurrence des marchés de l’énergie. Ainsi, si le projet Phébus, qui constituait la première opération d’ACI en France, avait pu être lancé dès le début des années 1990, l’injection du surplus de production dans le réseau ne commence à se développer qu’après la fin du monopole sur la production et la fourniture d’électricité, en 200432. Se crée alors tout un nouvel écosystème autour de l’usage du réseau public de distribution, dont les règles du jeu se dessinent progressivement, au gré des rapports de force entre les acteurs, particulièrement perceptibles lors des différentes actions contentieuses.
2.1.1. Une ligne rouge à ne pas franchir : développer les nouvelles activités sur le réseau
3Plusieurs principes fondateurs du droit moderne de l’électricité posent le cadre des discussions sur la faisabilité économique, technique et juridique de l’ACCE. Deux d’entre eux interviennent plus précisément dans ce cas. Le premier est l’interdiction de la rétrocession d’électricité. Il traduit le fait qu’il est impossible pour un acteur de revendre l’électricité achetée à un fournisseur à un ou plusieurs autres clients finals sans disposer lui-même de la qualité de fournisseur. Seul peut être reconnu comme tel, en droit français, l’opérateur qui dispose d’une autorisation délivrée par l’autorité administrative pour réaliser l’activité d’achat d’électricité pour revente33. Le second principe est le libre choix du fournisseur par le consommateur34. Corollaire de l’ouverture à la concurrence, il se définit comme le fait que tous les clients sont éligibles et bénéficient du droit de choisir librement leur fournisseur. Ces deux principes encadrent les relations des producteurs, fournisseurs et consommateurs par rapport au réseau et sont au cœur des questionnements dès lors qu’une nouvelle activité intervient dans le système énergétique (Sablière, 2015), telle l’ACCE.
4Ainsi, dans un premier temps, c’est l’intégration des activités de production, et à travers elle les règles liées à l’injection de l’électricité dans le réseau, qui focalise l’attention, plus particulièrement dans le cas de raccordements indirects au réseau de distribution. Les affaires Tembec Tarascon et Bionerg de 200935 puis Cogestar de 201136 portées devant le CoRDIS (Comité de règlement des différends et sanctions de la CRE) aboutissent à ce que le juge prononce, d’une part, la possibilité de procéder au raccordement indirect d’installations de production et, d’autre part, l’obligation faite au gestionnaire d’offrir une prestation de comptage auxdits producteurs37.
5Dans un second temps, les acteurs du secteur commencent à proposer des montages techniques et juridiques mobilisant une alimentation en décompte d’installations de consommation38. Dans le contentieux Valsophia amorcé en 2015 (Rubio, Barthélemy, 2017), la société éponyme a développé un programme immobilier à énergie positive comprenant des bâtiments dont l’alimentation en électricité devait être assurée directement par des installations photovoltaïques situées sur le même périmètre foncier. La société a alors sollicité auprès d’ERDF (devenue par la suite Enedis) la réalisation d’un seul point de raccordement au réseau public pour l’ensemble des sites de production et de consommation, indiquant qu’une partie de la production est injectée dans le réseau et l’autre autoconsommée. Sont alors directement interrogés les deux principes que nous avons évoqués plus haut, à savoir le libre choix du fournisseur pour les bâtiments consommateurs et l’interdiction d’une rétrocession pour la part de l’électricité soutirée au réseau public par l’unique point de raccordement. Assimilant ce montage à de la rétrocession d’électricité et, ce faisant, le considérant comme une atteinte au monopole de la distribution publique d’électricité, Enedis refuse cette solution technique et la société Valsophia saisit le CoRDIS. En 2015, ce comité, dans la droite ligne de la position de principe adoptée par la CRE dès 200339, estime qu’« aucun texte n’impose de raccordement direct au réseau public de distribution » et que « la notion de raccordement indirect a été admise par la Cour de cassation, pour les installations de production »40. Il précise que, dès lors, « il n’existe aucun obstacle juridique au raccordement indirect d’une installation de consommation au réseau public de distribution », la condition de la légalité de ces montages reposant sur l’existence d’une prestation de comptage en décompte assurée par le gestionnaire pour la consommation41. Cette décision ne sera pas suivie par le juge, la Cour d’appel de Paris en 201742 puis la Cour de cassation en 201843 accédant à la requête d’Enedis. Toutefois le raisonnement des juges ne porte pas sur le lien producteur-consommateur stricto sensu mais sur la possibilité – déniée en l’espèce – pour un opérateur privé de devenir en quelque sorte le gestionnaire d’un réseau fermé de distribution lui-même raccordé au réseau public44.
6Il faudra donc attendre l’intervention du législateur et l’organisation du cadre juridique de l’ACCE pour franchir un nouveau pas. En effet, l’affaire Valsophia n’est pas exactement du même ressort que les futures opérations d’ACCE puisque, pour ces dernières, les sites de production et de consommation sont raccordés au réseau public de distribution. Mais cette jurisprudence montre bien l’existence d’une vraie « ligne rouge » pour le gestionnaire de réseau face à ces nouveaux usages : s’il doit y avoir des conventions liant directement producteur(s) et consommateur(s), les flux physiques doivent passer par le réseau public de distribution.
7C’est donc dans ce contexte de forte tension entre les acteurs du système électrique et, plus généralement, d’évolution de l’articulation des activités de production et de consommation par rapport au réseau de distribution que l’ACCE va émerger dans différents cercles, préfigurant l’adoption de la loi de transition énergétique pour la croissance verte (TECV).
2.1.2. L’autoconsommation comme « planche de salut » pour les acteurs de la filière PV
8Confronté à l’urgence de massifier les énergies renouvelables, l’État organise à partir de 2012 plusieurs débats, consultations et groupes de travail pour tenter de trouver des solutions. Ces espaces de discussions sont relativement cloisonnés et les enjeux ne sont donc pas abordés de concert. On trouve trace, par exemple, d’une consultation sur les pistes d’évolution des mécanismes de soutien aux EnR lancée en décembre 2012, aux côtés d’un groupe de travail dédié à l’autoconsommation. De même, la synthèse du Débat National sur la Transition énergétique (DNTE) fait état d’un engagement à « encourager, à l’échelle pertinente de rapprochement de la production et de la consommation, l’autoconsommation des énergies renouvelables par les ménages, les collectivités et les entreprises »45, sans être assorti de propositions ni actions plus précises.
9En fin de compte, c’est essentiellement dans le cadre du groupe de travail sur l’autoconsommation et l’autoproduction de l’électricité renouvelable lancé fin 2013 et piloté par la DGEC que les termes des débats à venir sont fixés46. Composé de représentants des pouvoirs publics (dont la CRE et le Ministère des finances), de gestionnaires des réseaux et des acheteurs obligés (dont Enedis), d’acteurs des énergies renouvelables (dont le CLER, Enerplan, Hespul et le SER), du stockage de l’électricité, d’organismes de recherches, de pôles de compétitivité, d’acteurs du financement et des collectivités territoriales (dont Amorce et la FNCCR), il aboutit à la rédaction d’un rapport constituant la « charpente » du futur cadre législatif et posant les premières pierres de l’ACCE.
10Ce document porte essentiellement sur l’ACI et s’inscrit dans un contexte de reconstruction de la filière PV, suite au moratoire sur les tarifs d’achats photovoltaïques de décembre 2010 (Fonteneau, 2021), véritable « traumatisme » (entretien avec un membre d’Hespul) pour la filière, et à la suppression de la réfaction47 sur le raccordement au réseau pour les producteurs48, laissant ainsi à leur charge les coûts de raccordement. Comme le souligne cet interlocuteur d’Hespul : « donc il n’y a plus de tarifs d’achat, le réseau ne veut plus de nous, donc on se replie et on fait notre petite autoconsommation dans notre maison ». Dans ce nouveau contexte, l’ACI est alors perçue par les acteurs du secteur comme une « planche de salut » (entretien avec un membre d’Hespul) pour continuer à développer des projets PV, tout en s’émancipant de la variabilité du soutien public. Comme l’indique alors le bureau d’études Tecsol, « nous devons nous défaire des subventions, d’autant que le système de tarifs d’achat pèse aujourd’hui sur la CSPE et sur les tarifs d’électricité. Si ce schéma doit continuer à exister pour booster certaines installations, nous devons développer un autre schéma, basé sur un nouveau modèle »49. Allant dans ce sens, M. Thierry Mueth, président d’Enerplan, déclare lors d’une table ronde organisée en octobre 2012 par la Commission du développement durable et de l’aménagement du territoire (CDDAT) de l’Assemblée nationale, que « l’autoconsommation (…), jusqu’à ce jour, a été très clairement pilotée par les coûts. (…) Légiférer sur ce point serait à mon avis une bonne démarche, sachant qu’un certain nombre de projets ont d’ores et déjà été engagés. C’est le cas à Perpignan, où un projet a été lancé pour le marché Saint-Charles dont les chambres froides consomment beaucoup d’énergie. Ce dossier avait été lancé avec un tarif d’achat ; avec la disparition de ce dernier, il va se poursuivre avec un système d’autoconsommation50 ». La CDDAT conclut d’ailleurs sur ce point que « pour pleinement faire sentir leurs effets sur le système énergétique, les énergies renouvelables devront voir évoluer le soutien public dont elles bénéficient à travers les tarifs d’achat. Le droit actuel incite le possesseur d’un équipement de production d’énergie à injecter sur le réseau l’intégralité de l’électricité produite, achetée à bon prix, et à satisfaire ses propres besoins par une énergie achetée moins cher – sur le marché ou au tarif régulé. Ce fonctionnement aura eu l’avantage de populariser les énergies renouvelables et de les faire entrer dans le quotidien des Français. Mais il a fait la preuve des dangers qu’il suscite en provoquant la bulle du marché du photovoltaïque de 2010. Coûteux pour les finances publiques et peu avantageux pour l’architecture des réseaux puisqu’il implique des dessertes renforcées, il est d’autant plus préjudiciable que le prix modéré de l’électricité française – par rapport aux autres États européens – accroît le bénéfice tiré d’une revente intégrale. La transition écologique devra encourager l’autoconsommation de l’électricité produite et la seule revente du surplus non consommé, prévoir un cadre juridique en ce sens et moduler les tarifs de rachat en conséquence51 ».
11Plus largement, le lancement du groupe de travail de la DGEC s’inscrit dans un contexte d’atteinte annoncée de la parité réseau52 en 2017 et de la naissance d’un nouveau marché venant d’une « aspiration de certains consommateurs à un modèle de développement économique local de production d’électricité « verte » qui permette de répondre à leurs propres besoins53 ».
2.1.3. Une approche essentiellement « technique » de l’autoconsommation
12Menées sans représentants des consommateurs, malgré la contribution du GPPEP (Groupement des particuliers producteurs d’électricité photovoltaïque), les discussions du groupe de travail vont aboutir à un rapport se concentrant principalement sur les liens entre l’autoconsommation et le réseau, à la fois sur les bénéfices et les impacts potentiels par rapport au réseau, sur la possibilité de développer la flexibilité du système électrique, sur les conséquences économiques en termes de financement du soutien aux énergies renouvelables et sur les dispositifs de soutien pouvant être mis en œuvre. À ce propos, il est utile de rappeler que ce rapport de la DGEC est la suite directe de la consultation lancée par la CRE en 2013 sur le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension, qui avait fait émerger la volonté coordonnée des acteurs de voir l’autoconsommation dotée d’un cadre réglementaire et d’un soutien financier54. L’autoconsommation, quelles que soient ses modalités, est donc pensée dans le cadre d’une réflexion sur l’évolution des activités du réseau de distribution.
13L’approche de l’autoconsommation se polarise alors sur une dimension très « technique », à savoir son lien avec le réseau, en adéquation avec le cadre juridique existant du système énergétique (respect des principes de libre choix du fournisseur et d’interdiction de la rétrocession d’électricité). Comme le précise le rapport de la DGEC, « si l’autoconsommation/autoproduction pose évidemment des questions d’ordre juridique, contractuel ou encore régulatoire, ces dernières se devaient d’être examinées dans le cadre du groupe de travail en lien avec la réalité technique sous-jacente55 ». Il s’agit donc pour les acteurs, en 2014, de construire un consensus autour de la définition de l’activité d’autoconsommation par rapport au réseau, en vue d’anticiper son déploiement annoncé en raison de l’atteinte à la parité réseau mais également de l’évolution du droit de l’Union européenne, davantage tourné vers le prosumer (encadré n° 2 ; Fonteneau, 2022).
Encadré n° 2. La consécration de la notion de prosumer
Le prosumerisme désigne l’actuelle altération de la distinction sur le marché entre les modes de production et de consommation en raison de l’engagement des acteurs, individuels ou collectifs, à la satisfaction de l’ensemble des composantes du cycle énergétique. Dès 2014, l’Agence internationale de l’énergie publiait une recherche sur les enjeux et bénéfices de la prosummation de l’électricité photovoltaïque dans un contexte de lutte contre le changement climatique. L’étude soulignait que « the rise of the solar photovoltaic “prosumer” has the potential to transform the centralized electric utility model that has served the world for over 100 years into a more decentralized and interactive system. In some areas of the world it is now more cost-effective for households to produce their own power from PV [photovoltaic] than to purchase electricity from the grid56 ».
La politique européenne de l’énergie a également intégré cette nouvelle conception du consommateur. Le Comité économique et social européen indique en 2016 que « la prosummation d’énergie peut être considérée comme un élément important de l’évolution vers une production décentralisée, représentant un schéma globalement souhaitable sous l’angle de la sécurité énergétique, ainsi que du point de vue environnemental et social57». Les prosommateurs sont définis comme « des personnes, des groupes de citoyens, des ménages ou des exploitations agricoles qui ont la capacité d’agir selon des structures organisées, par exemple une association, une fondation ou une coopérative, et sont tout à la fois producteurs et consommateurs d’une énergie qui est produite dans de petites installations, implantées dans des dépendances de leur domicile ou dans des bâtiments à usage résidentiel et économique. (…) Les petites entreprises, y compris sociales, ainsi que les collectivités locales, peuvent-elles aussi être des prosommateurs58 ».
La directive de 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité adopte cette notion, en reconnaissant, outre le droit à l’autoconsommation, l’existence de « client actif ». Celui-ci est défini comme « un client final, ou un groupe de clients finals agissant conjointement, qui consomme ou stocke de l’électricité produite dans ses locaux situés à l’intérieur d’une zone limitée ou, lorsqu’un État membre l’autorise, dans d’autres locaux, ou qui vend l’électricité qu’il a lui-même produite ou participe à des programmes de flexibilité ou d’efficacité énergétique, à condition que ces activités ne constituent pas son activité commerciale ou professionnelle principale59 » (art. 2 § 8, dir. 2019/944). L’article vise notamment les membres des opérations d’autoconsommation collective tels que compris en droit français.
Le prosumer est donc un « client actif » qui participe au bon fonctionnement du marché de l’énergie et peut agir dans le cadre de relations collectives. L’autoconsommation collective en est l’un des exemples types.
2.1.4. L’ACI face au réseau : des questions qui préfigurent celles de l’ACCE
14Durant cette période, l’ACCE ne figure pas au cœur des préoccupations de l’État et des professionnels du secteur, à l’exception de l’association Hespul60. Mais il est intéressant de s’arrêter sur les questions et réflexions que soulève alors l’ACI, dans la mesure où elles préfigurent celles qui seront à venir pour l’ACCE. La lecture du rapport cadre sur l’autoconsommation de la DGEC, éclairée par la synthèse de la consultation de la CRE sur le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension de 201461, nous livre en effet quelques éléments sur la teneur des futurs échanges.
15La première question est la suivante : comment faire évoluer les mécanismes de couverture des coûts du système électrique et des recettes sur certaines contributions et taxes ? L’ACI aboutit mécaniquement à une réduction de l’assiette de prélèvement de la TICFE, du TURPE mais aussi de la TVA puisqu’elle s’appuie sur une réduction de la quantité d’électricité soutirée au réseau. Se pose alors, notamment pour le TURPE, la question d’une évolution de la méthodologie de sa fixation, et notamment des rapports entre la part fixe (l’abonnement) et la part puissance (la quantité soutirée), cette dernière diminuant avec l’ACI. Cet enjeu cristallisera plus tard les tensions lors des premiers pas de l’ACCE.
16La deuxième question concerne le dispositif de soutien public à adopter face aux effets potentiellement négatifs de l’ACI. Celle-ci – mais le cas vaudra plus tard pour l’ACCE – laisse craindre deux effets pervers. Le premier est un risque de sous-dimensionnement volontaire des installations PV, afin de satisfaire les critères de soutien public (tarif d’achat, appels d’offres), ce qui peut entraîner une perte du « gisement exploitable », notamment en milieu urbain. Pour le dire autrement, et en des termes plus concrets, les autoconsommateurs ne pourraient équiper qu’une petite partie de leur toiture en panneaux PV pour répondre aux exigences de l’État (qui peut aider des projets n’excédant par une certaine taille), alors qu’il pourrait être plus rationnel, du point de vue de la bonne utilisation des ressources solaires potentielles, de couvrir l’intégralité de l’espace disponible. L’autre effet concerne l’absence d’incitation à développer et maintenir les efforts sur la maîtrise de la demande en énergie62. Sur ce point, la crainte est que le prix de l’électricité autoconsommée (voir l’absence de prix pour l’ACI) étant potentiellement inférieur à celui de l’électricité achetée sur le marché, les autoconsommateurs ne soient plus incités à adopter des comportements de sobriété énergétique. Nous le verrons, cette recherche de la sobriété est pourtant le fil conducteur des opérations d’ACCE étudiées (cf. infra, partie II).
17La troisième question porte sur les services que l’ACI peut rendre au réseau. Est mise plus particulièrement en évidence la possibilité d’« offr[ir] l’opportunité de réduire les contraintes induites sur le réseau de par le couplage des installations de consommation et de production par rapport à une situation où elles sont traitées séparément », et donc de réduire les pointes d’injection63. Comme nous le verrons, c’est dans une même logique de moindre utilisation du réseau par les flux d’ACCE que certains des acteurs développent un plaidoyer en faveur d’un TURPE réduit.
2.1.5. L’émergence timide de la notion d’ACCE : un dispositif expérimental
18Durant cette période, l’ACCE n’émerge pas en tant que telle, le terme n’étant d’ailleurs utilisé ni dans les travaux de la CRE ni dans ceux de la DGEC. Elle représente plutôt un palliatif aux inconvénients potentiels identifiés pour l’ACI. Elle apparaît, en fait, sous la notion d’« îlot urbain » utilisée par la DGEC dans son rapport de 2014 et est conçue comme devant permettre de maximiser le foisonnement des consommations, lui-même qualifié de « bien collectif » afin de « permettre naturellement une meilleure synchronisation des courbes de demande et de production des installations renouvelables décentralisées64 ». Les fondements du soutien public sont alors discutés sur cette base, le document de la DGEC précisant que « seules des opérations à valeur ajoutée pour la collectivité conduisant à une meilleure intégration au système électrique (écrêtage des pointes, etc.), mériteraient de faire l’objet d’un soutien spécifique, sous réserve que le bilan global coûts (coût de mise en œuvre)/bénéfices (réduction des investissements réseaux) de ces mesures de flexibilité locale soit positif pour la collectivité65 ». Certains des grands principes organisationnels sont également évoqués, comme la nécessité de structurer un « organe de contrôle-commande66 », préfiguration de la future « personne morale organisatrice » (PMO), en charge du pilotage de la demande en vue d’améliorer l’adéquation entre les profils de consommation et de production.
19Parmi les acteurs parties prenantes des discussions, l’association Hespul joue un rôle important dans l’identification de l’ACCE, en faveur de laquelle elle prend position dès 2013. En marge des débats au sein du groupe de travail de la DGEC, elle la préfère à l’ACI, qu’elle estime être « complètement contradictoire avec une vision du développement massif du PV » (entretien avec un membre d’Hespul). Pour l’association, l’ACI a plusieurs défauts. D’une part, elle « renferme chez soi ». D’autre part, elle encourage une perte de gisement de toiture. Face à ces risques, l’idéal est plutôt un couplage entre autoconsommation et autoproduction, comme Hespul le souligne dans un document datant de 2013 : « il convient (…) de favoriser les démarches répondant à une logique d’autoconsommation collective plutôt qu’individuelle, le cas échéant en adaptant la réglementation et en formalisant une procédure facilitatrice, à travers par exemple une réflexion autour de la notion d’“agrégateur” pour gérer la production diffuse répartie sur chaque boucle locale de distribution67 ». La fonction d’« agrégateur » ici évoquée fait écho à ce qui deviendra plus tard la future PMO.
20Malgré ce plaidoyer, et contrairement à l’ACI, aucun cadre juridique n’est formellement identifié pour l’ACCE. Le rapport de la DGEC (2014) et la synthèse de la contribution publique de la CRE (2014) préconisent que cet outil fasse l’objet d’expérimentations locales, en lien direct avec celles qui sont menées autour du déploiement du service de flexibilité locale68 et, plus largement, du « droit à l’expérimentation » proposé par la CRE69. Ces préconisations restent cependant lettre morte, alors que se profile le projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte (TECV).
2.2. De la loi TECV à l’ordonnance de 2016 : la définition de l’ACCE
21L’ACCE tire son existence de la loi TECV du 17 août 2015. C’est en effet dans ce cadre législatif que l’autoconsommation est intégrée dans l’arsenal des instruments d’action publique. Mais il s’agit d’une apparition encore timide, peu formalisée, le législateur ne se prononçant pas directement sur le contenu de l’ACCE, qui n’est pas formellement distinguée de l’ACI. La définition de cet outil est renvoyée à un texte ultérieur, sous forme d’ordonnance.
2.2.1. La loi TECV : une occasion manquée d’un débat sur l’ACCE
22Alors que le rapport de la DGEC n’est pas encore rendu public, l’exécutif présente le 30 juillet 2014 le projet de ce qui va devenir, près d’un an plus tard, la loi TECV70. Il ne s’attaque pas directement à la définition de l’ACCE, annonçant un passage par voie d’ordonnance pour l’adoption des « mesures nécessaires à un développement maîtrisé et sécurisé des installations destinées à consommer tout ou partie de leur production électrique (autoproduction), comportant notamment la définition du régime de l’autoproduction et de l’autoconsommation et le recours à des expérimentations71 ». Le recours à l’expérimentation, pourtant préconisé par la DGEC et surtout la CRE, qui y voit l’occasion d’affirmer un peu plus son rôle, devient secondaire, le gouvernement proposant d’emblée l’adoption d’un cadre juridique dédié par voie d’ordonnance. Pour certains, cette décision est l’aveu même d’une certaine défiance envers l’autoconsommation, l’option choisie permettant de contraindre les opérations et de les contenir dans un cadre législatif unique (entretien avec un membre de la CRE).
23Ce passage par voie d’ordonnance, procédure qui permet au gouvernement de prendre des mesures relevant traditionnellement du domaine de la loi72, ne permet pas l’expression d’un dialogue entre les pouvoirs législatifs et exécutifs. L’exécutif justifie son choix par le caractère « technique » du sujet73. À l’occasion des débats parlementaires préparatoires à la loi, des précisions sur l’objet de cette future ordonnance sont apportées. De nouveau, c’est le lien avec le réseau qui est mis sur le devant de la scène lors des échanges. On peut ainsi relever la proposition de la Commission spéciale, qui demande : « dans les douze mois qui suivent la promulgation de la présente loi, le Gouvernement remet au Parlement un rapport portant sur les conditions d’utilisation du réseau de distribution d’électricité par les installations destinées à consommer tout ou partie de leur production électrique, dites d’autoproduction d’électricité. Ce rapport porte notamment sur les conditions d’assujettissement de ces installations au tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité74 ». Supprimé lors du passage devant la Commission des affaires économiques du Sénat en première lecture pour des raisons juridiques75, cet article a pour objet de « clarifier les relations que ces exploitations en autoproduction (hormis celles en sites isolés) vont entretenir avec le réseau de distribution auquel elles sont raccordées. La question de la participation à l’entretien du réseau via le TURPE se pose particulièrement76 ». Surtout, la Commission spéciale pour l’examen du projet de loi77 propose une nouvelle rédaction de l’habilitation, en ouvrant le champ de l’ordonnance aux dispositions relatives à l’accès au réseau public de distribution et au TURPE. Il s’agit « de mettre en place les mesures nécessaires à un développement maîtrisé et sécurisé des installations destinées à consommer tout ou partie de leur production électrique, comportant notamment la définition du régime de l’autoproduction et de l’autoconsommation, les conditions d’assujettissement de ces installations au tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution d’électricité, et le recours à des expérimentations78 ». Toutefois, la rédaction du texte législatif ne précise pas si les installations visées sont en ACCE ou en ACI. Cette habilitation ne sera, par la suite, plus discutée. On peut y voir en germe les futures tensions, sur lesquelles nous reviendrons, autour du TURPE comme levier de soutien public potentiel, le gouvernement pouvant être tenté de l’utiliser, alors qu’il s’agit d’un paramètre qui reste de la compétence de la CRE (cf. infra 3.).
2.2.2. L’abandon du cadre expérimental au profit d’une définition confuse de l’ACCE
24L’article 119 3° de la loi TECV donne donc compétence au gouvernement pour légiférer par voie d’ordonnance sur le cadre juridique de l’autoconsommation. L’ordonnance est adoptée le 27 juillet 201679 et distingue l’autoconsommation collective de l’autoconsommation individuelle80 en fonction du nombre de participants et du périmètre81. Tout comme le rapport au Président82, elle ne fait plus état d’un éventuel cadre expérimental, sauf pour la vente du surplus dans le cadre de l’autoconsommation individuelle (ACI). C’est donc sur le fondement de ce texte que se développent les premiers projets. Les échanges autour de l’adoption de l’ordonnance n’étant pas publics, seule conserve la trace des débats la délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 juillet 2016 portant avis sur le projet d’ordonnance relative à l’autoconsommation d’électricité83. Elle suggère que les discussions s’organisent autour de quatre principaux types d’enjeux : la définition de l’activité d’ACCE, la notion de « personne morale organisatrice » (PMO), la détermination du périmètre et la fixation d’un éventuel « micro-TURPE ».
• Entre vente et/ou fourniture : la définition incertaine de l’activité d’ACCE
25La définition de l’activité menée dans le cadre de l’ACCE est un point central. Le projet d’ordonnance prévoit, sur ce sujet, que l’autoconsommation « peut être collective lorsqu’une vente d’électricité s’effectue entre un ou plusieurs consommateurs finals et un ou plusieurs producteurs ». Dans sa délibération de 2016, la CRE rappelle les principes fondateurs du droit moderne de l’électricité et leurs articulations nécessaires avec l’ACCE, en particulier la qualification de l’activité comme de la vente ou de la fourniture, ce qui, d’un point de vue juridique, est équivalent. En 2016, l’article L. 332-1 du Code de l’énergie dispose en effet que « tout client qui achète de l’électricité pour sa propre consommation ou qui achète de l’électricité pour la revendre a le droit de choisir son fournisseur d’électricité. Il peut conclure un contrat d’achat d’électricité avec un producteur ou un fournisseur d’électricité de son choix installé sur le territoire d’un État membre de l’Union européenne ou, dans le cadre de l’exécution d’accords internationaux, sur le territoire d’un autre État ». L’article fixe ainsi deux principales règles dont l’exécutif doit tenir compte lors de l’élaboration du cadre s’appliquant à l’ACCE : le principe de liberté du choix du fournisseur par le client et le fait que le contrat d’achat d’électricité puisse être signé entre un client et un producteur ou un client et un fournisseur.
26L’une des difficultés initiales soulignée par la Commission est que, s’il est juridiquement possible, le contrat entre le client et le producteur n’est alors pas organisé. Les articles L.332-1 et suivants du Code de l’énergie prévoient la soumission au Code de la consommation des contrats conclus entre les fournisseurs d’électricité et les consommateurs. Mais le code reste muet quant au contrat d’achat conclu entre un producteur et un client final. La question est donc de savoir si le producteur membre d’une opération d’ACCE peut vendre directement l’électricité au client final ou s’il est assimilé à un fournisseur, sans être pour autant assujetti aux contraintes qui pèsent sur lui, particulièrement l’obtention préalable d’une autorisation administrative. Il s’agit dans tous les cas d’un contrat ad hoc unissant le producteur au consommateur, membres d’une même opération d’autoconsommation collective.
27À ce sujet, la CRE recommande à l’exécutif que « le projet d’ordonnance précise, dans son projet d’article L. 315-2, que le régime des fournisseurs souhaitant réaliser de l’achat pour revente et des contrats de fourniture correspondants [ne soit] pas applicable aux utilisateurs participant à une opération d’autoconsommation collective84 ». Cette proposition n’est pas suivie. Suite à l’adoption de l’ordonnance, et jusqu’à la loi de ratification de 2017, l’autoconsommation est collective « lorsque la fourniture d’électricité est effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals85 ». Dès lors, l’activité passe d’une qualification de vente à celle d’une fourniture, ce qui aurait dû la soumettre à l’obligation d’obtention préalable d’une autorisation administrative (Lormeteau, Molinero, 2018). Mais cela ne sera pas le cas.
• L’incertitude partielle du rôle dévolu à la PMO : une souplesse
28Le principe de la constitution d’un organe chargé de s’assurer de la répartition des flux, qui avait été identifié lors des échanges menés par la DGEC (cf. supra 2.) sous le vocable d’un « organe de contrôle-commande », est repris par le projet d’ordonnance. Il est désormais qualifié par le terme de « personne morale organisatrice » (PMO), qui a pour mission principale de servir d’interface entre les membres de l’ACCE et le gestionnaire du réseau public de distribution, afin de fournir à ce dernier les informations nécessaires à la conduite de l’opération86. Le projet d’ordonnance énumère les formes juridiques possibles : association, coopérative ou syndicat de copropriété. Pour la CRE, cette définition est trop restrictive, notamment dans une perspective de développement de l’outil. Elle propose de rédiger l’article comme suit : « un ou plusieurs consommateurs finals et un ou plusieurs producteurs, liés entre eux notamment sous forme d’association, de coopérative, de syndicat de copropriétaires ou par toutes autres formes de relations contractuelles87 ». Cette proposition est partiellement satisfaite. L’ordonnance adopte la formule « lorsque la fourniture d’électricité est effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals liés entre eux au sein d’une personne morale88», ne spécifiant ni la forme ni la nature contractuelle de la relation. Le rapport au président de la République relatif à l’ordonnance du 27 juillet 2016 précise quant à lui que : « ces personnes doivent dans ce cas se regrouper au sein d’une entité juridique (association, coopérative…) créée spécifiquement à cet effet89 ». Si la formule est plus générique, permettant une certaine liberté de choix quant aux montages juridiques pouvant supporter l’ACCE, la conception de la PMO comme une enveloppe de relations contractuelles entre producteur(s) et consommateur(s) l’enferme dans une conception « relationnelle », laissant supposer que les membres doivent conclure entre eux des conventions, et donc que les consommateurs et les producteurs devraient être des personnes physiques ou morales distinctes.
29Nous le verrons, sur ce point, le lancement des premiers projets – servant in fine d’expérimentations du cadre législatif – permet de faire évoluer ce référentiel et cette compréhension de ce que peut être une PMO (cf. infra 4.).
• L’incompréhension du périmètre initial
30Le périmètre est l’un des éléments clefs de l’ACCE car de sa définition dépend en grande partie l’attractivité de l’outil. S’il est étendu, il peut permettre de jouer au mieux sur les effets de foisonnement entre producteurs et consommateurs, en facilitant une large autoconsommation journalière et en réduisant le risque de perte en gisement de toiture (reproche formulé à l’encontre de l’ACI). S’il est plus réduit, cette possibilité est bien moindre.
31Faute de retours de terrain, du fait de l’absence d’expérimentations préalables, la définition du périmètre ne crée pas encore, à cette époque, de tensions par rapport au modèle économique lié à la valorisation du foisonnement. Elle se concentre surtout sur le rapport entre ACCE et réseau, ce qui ne surprendra guère, eu égard au rôle majeur que ce dernier joue alors dans les débats (cf. infra). Le projet d’ordonnance fixe l’ACCE comme une opération « dont les points de soutirage et d’injection sont situés sur une même antenne basse tension90 du réseau public de distribution ». Dans sa délibération du 13 juillet 2016, la CRE qualifie la notion d’« antenne basse tension » comme indéterminée « dans les textes réglementaires » et ne faisant « pas partie de la terminologie communément utilisée par les gestionnaires de réseaux ». Elle invite alors l’exécutif à adopter le vocable de « départ basse tension91 ». Une nouvelle fois, la CRE n’est pas suivie sur ce point, l’article 315-2 du Code de l’énergie dans sa version alors en vigueur disposant que « l’opération d’autoconsommation est collective lorsque la fourniture d’électricité est effectuée entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals liés entre eux au sein d’une personne morale et dont les points de soutirage et d’injection sont situés sur une même antenne basse tension du réseau public de distribution ». Cette définition limite de facto le foisonnement des consommations et éloigne l’ACCE de la notion d’îlot urbain tel que l’avaient identifié les acteurs (cf. supra 2.).
32Nous verrons par la suite que la mise en œuvre des premiers projets et les réflexions du Groupe verrou « Mutualisation locale de l’énergie et réseaux d’électricité », qui regroupe les lauréats de l’appel à projet « Démonstrateurs industriels pour la ville durable » (DIVD) copiloté à partir de 2016 par la DHUP et le PUCA, permet de faire évoluer fondamentalement ce paramètre afin de développer un modèle économique plus viable (cf. infra 4.).
• Quel TURPE pour l’ACCE ?
33Le TURPE constitue un élément central des crispations autour du développement de l’ACCE, dont Thibaut Fonteneau (2021, 2022) s’est fait l’écho. Mais elles n’apparaissent pas encore au grand jour lors des discussions autour de l’ordonnance de 2016, qui se contente de relayer les demandes formulées par les parlementaires lors de l’adoption de la loi TECV. Le texte donne compétence à la CRE pour établir un TURPE « spécifique » à l’ACCE. En cela, elle ne suit pas une délibération prise par le régulateur quelque temps plus tôt, en 2016, qui excluait toute forme de différenciation possible92. La préparation de l’ordonnance montre que l’exécutif n’est pas insensible à la question des coûts induits pour le réseau par l’ACCE. La fiche d’impact de ce texte évoque en effet un possible surcoût pour le gestionnaire du réseau, ce qui va dans le sens des thèses défendues par la CRE93. Dans sa délibération de 2016, celle-ci estime en effet que les soutirages sur le réseau public entrant dans le cadre d’une ACCE « pourraient engendrer une moindre sollicitation des réseaux en amont, qui nécessitera d’être prise en compte » et demande donc l’intégration de cet usage particulier du réseau dans la tarification. Elle s’oppose ainsi à un TURPE spécial dédié à l’ACCE car « la création de catégories tarifaires spécifiques (…) pourraient à terme figer la structure des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité », et plaide pour que cet usage soit pris en compte dans le TURPE général. La fiche d’impact de l’ordonnance reprend en grande partie cet argumentaire. Elle précise en effet que l’ACCE oblige le gestionnaire du réseau public de distribution à adapter ses règles de comptages car « il a été décidé, pour des raisons de simplification et de coûts, de ne pas imposer à ces consommateurs la création d’un réseau spécifique et la pose d’un second compteur ». Dès lors, le gestionnaire doit prendre en charge lesdits coûts en assurant la répartition des index de consommation, qu’ils relèvent de l’opération d’ACCE ou du fournisseur tiers, l’adaptation des règles de comptage permettant de « dégager ainsi toute responsabilité du GRD dans l’affectation des flux94 ».
34Ces réserves initiales auraient pu mener à plaider pour fixer un TURPE spécifique intégrant des surcoûts pour le réseau (et donc défavorable à cet outil), et non l’inverse. Il n’en est rien puisque le texte de l’ordonnance ne fait plus référence à cet argumentaire. En témoigne le rapport au Président, qui souligne plutôt la nécessité pour la CRE de prendre en compte la réduction des coûts du réseau afin de déterminer un TURPE spécifique. L’absence de publicité des débats autour de l’ordonnance ne permet pas d’expliquer ce revirement. Le rapport au président de la République accompagnant l’ordonnance précise ainsi que « le fait pour un consommateur de participer à une opération d’autoconsommation (…) collective modifie son profil de consommation et peut engendrer des réductions de coûts de réseau, dans la mesure où les injections et les soutirages s’effectuent au même niveau de tension. Pour tenir compte de ces deux aspects, l’ordonnance prévoit l’élaboration, par la Commission de régulation de l’énergie, de tarifs spécifiques d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution pour les consommateurs participants à des opérations d’autoconsommation individuelle ou collective95 ». Ainsi, si le terme de « micro » n’est pas présent dans l’ordonnance, le TURPE spécifique devrait offrir une contrepartie financière aux autoconsommateurs pour les services qu’ils rendent au réseau. On retrouve là, sous la plume de l’exécutif, les arguments développés par les acteurs du secteur PV (cf. supra 2.).
35L’adoption de l’ordonnance est finalement saluée par les représentants de la filière, même si ceux-ci auraient souhaité qu’elle soit précédée par une série d’expérimentations locales permettant de mieux anticiper la nature de certains problèmes opérationnels. Syndicat professionnel très actif sur le PV, Enerplan se réjouit du cadre qui vient d’être posé, estimant que « de nouveau horizons s’annoncent pour la filière photovoltaïque, un verrou a sauté. Ce nouveau terrain de jeu va redynamiser le marché et ouvrir de nouveaux business models96 ». Le Syndicat des énergies renouvelables se montre lui aussi positif, déclarant que « le texte adopté (…) par le Conseil est important et va permettre d’initier l’émergence d’un nouveau marché du photovoltaïque, que l’on pourrait qualifier de « marché de proximité »97 ».
Notes de bas de page
31 Qui a donné ensuite naissance à l’association Hespul (Fonteneau, 2021, 54 ; entretien avec Hespul).
32 Loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières (JORF n° 185 du 11 août 2004).
33 Art. L.331-1 du Code de l’énergie.
34 Art. L.331-1 du Code de l’énergie ; Cour d’appel, Paris, Pôle 5, chambre 7, 15 septembre 2022 – n° 21/10311.
35 Décision du CoRDiS en date du 2 octobre 2009 sur le différend qui oppose les sociétés Tembec Tarascon et Bioenerg à la société Électricité Réseau Distribution France (ERDF), relatif au comptage de l’électricité injectée par les installations de production des sociétés Tembec Tarascon et Bioenerg.
36 Décision du CoRDiS en date du 12 décembre 2011 sur le différend qui oppose la société Cogestar 2 à la société Électricité Réseau distribution France (ERDF) relatif aux conditions de raccordement d’une installation de cogénération.
37 Paris, 7 avril 2011, n° 2009/22783, Société ERDF ; Com., 12 juin 2012, n° 11-17.344, Société ERDF ; Paris, 12 décembre 2013, n° 2012/18.468, Société ERDF ; Paris, 18 avril 2013, n° 2012/02114, Société ERDF. Une solution similaire avait été rendue quant au réseau public de transport, Paris, 30 juin 2011, n° 2010/17039, Société RTE.
38 C’est-à-dire des sites de consommation disposant de sous-compteurs raccordés indirectement au réseau public de distribution par un seul et même point de raccordement.
39 Communication de la CRE sur le traitement des sites éligibles indirectement raccordés aux réseaux électriques publics, du 22 mai 2003 ; Décision de la CRE en date du 27 mars 2003 sur un différend qui oppose Papeterie de Bègles à Électricité de France (EDF) sur les conditions de réalisation du raccordement d’une installation de cogénération au réseau public de distribution et sur la conclusion d’un contrat d’achat d’électricité.
40 Faisant référence à Com., 12 juin 2012, n° 11-17.344, Société ERDF.
41 Décision du CoRDiS du 6 mai 2015 sur le différend qui oppose la société Valsophia et la société Électricité Réseau distribution France (ERDF) relatif aux conditions de raccordement d’un projet immobilier, page 15.
42 Paris, pôle 5, ch. 5-7, 12 janvier 2017, n° 2015/15157, Enedis.
43 Cass. Com., 4 septembre 2018, 17-13.015, Inédit.
44 Les réseaux fermés disposent depuis d’un cadre juridique, avec l’ordonnance n° 2016-1725 du 15 décembre 2016 relative aux réseaux fermés de distribution. Cependant, l’absence des différents textes réglementaires afférents empêche leur développement.
45 DNTE, Synthèse des travaux du débat national sur la transition énergétique de la France, juillet 2013, page 30.
46 DGEC, Rapport sur l’autoconsommation et l’autoproduction de l’électricité renouvelable, 2014 [En ligne].
47 La réfaction est la réduction du coût de raccordement d’une installation au réseau public d’électricité. Elle est prise en charge par le TURPE.
48 Art. 11, loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité. Initialement, depuis la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité, le TURPE comprenait une partie des coûts de raccordement au réseau public de distribution (art. 4, II al. 3 et 4) et l’arrêté du 17 juillet 2008 fixant les taux de réfaction (JORF n° 270 du 20 novembre 2008) fixait ce dernier à 40 %.
49 Tecsol, « Photovoltaïque : l’autoconsommation à l’échelle de l’entreprise », Actu-environnement [En ligne], 25 septembre 2012.
50 CDDAT, Contribution au débat sur le volet énergétique de la transition énergétique, Rapport d’information déposé en application de l’article 145 du règlement, n° 1122, 2013, présenté par Jean-Paul Chanteguet.
51 CDDAT, Contribution au débat…, opus cité.
52 Rappelons que la parité réseau traduit le fait que produire de l’électricité renouvelable n’est pas plus onéreux que de l’acheter à un fournisseur sur le marché de détail ou au tarif réglementé de vente d’électricité.
53 DGEC, Rapport sur l’autoconsommation, 2014, opus cité, page 7.
54 Consultation publique de la CRE sur le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension, du 4 novembre 2013 au 8 décembre 2013. Elle fait suite au colloque de la CRE « Énergies et territoires : une régulation, des régulations » du 11 octobre 2012.
55 DGEC, Rapport sur l’autoconsommation, opus cité, page 8.
56 IEA-RETD, Residential Prosumers – Drivers and Policy Options, RE-PRO-SUMERS, 2014, page 5.
57 Comité économique et social européen, Coopératives de prosommateurs dans le domaine de l’énergie et de l’électricité : opportunités et défis dans les États de l’UE (avis d’initiative), TEN/584-EESC-2016, JO C 34 2 février 2017 § 5. 13.
58 Comité économique et social européen, opus cité, § 5.6.
59 Art. 2 §8, 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 (JO L 158, 14 juin 2019).
60 Hespul, « Autoconsommation : opportunité ou vraie fausse piste ? Note de décryptage et de positionnement », décembre 2013 [En ligne].
61 CRE, Synthèse de la consultation publique de la Commission de régulation de l’énergie sur le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension, opus cité, 30 janvier 2014 [En ligne].
62 Hespul, Autoconsommation : opportunité…, opus cité, CFE-CGC Énergies, réponse à la consultation CRE, Synthèse de la consultation publique…, opus cité ; DGEC, Rapport sur l’autoconsommation…, opus cité.
63 DGEC, Rapport sur lautoconsommation…, opus cité, page 26 ; EDF, réponse à la consultation à la consultation CRE, Synthèse de la consultation publique…, opus cité, 2013.
64 DGEC, Rapport sur l’autoconsommation…, opus cité, page 10.
65 Ibidem.
66 Ibidem, page 48.
67 Hespul, Autoconsommation : opportunité…, opus cité, page 10.
68 DGEC, Rapport sur l’autoconsommation…, opus cité, page 6, recommandation 3 « Mettre en place une expérimentation au niveau des « îlots urbains », dans le cadre d’un appel à projets, visant à identifier les conditions dans lesquelles un modèle d’autoconsommation/autoproduction permet d’optimiser les flux d’électricité à une échelle pertinente tout en réduisant les contraintes d’injection et les puissances de soutirage et en créant de la valeur ajoutée additionnelle pour la collectivité par rapport aux modèles actuels ».
69 CRE, Synthèse de la consultation publique… opus cité, page 35.
70 Loi TECV, Étude d’impact, 29 juillet 2014, NOR : DEVX1413992L/ Bleue-1.
71 Art. 30 3°, projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte, n° 2188, 30 juillet 2014.
72 Art. 38 de la Constitution.
73 Assemblée nationale, Commission spéciale, Rapport n° 2230, 2014, Tome I, de Mme Ericka Bareigts, Mme Marie-Noëlle Battistel, Mme Sabine Buis, M. Denis Baupin et M. Philippe Plisson, Chapitre III, art. 30.
74 Texte de la Commission spéciale, n° 2230, déposé le 27 septembre 214, art. 30 ter.
75 Le texte de loi aurait donné, sur des temporalités non compatibles, habilitation à agir par voie d’ordonnance pour adopter un cadre juridique puis faire ratifier cette ordonnance par la loi. Il aurait aussi obligé le gouvernement à remettre un rapport au Parlement dans un délai de douze mois suivant la promulgation de la loi sur les conditions d’utilisation du réseau par lesdites installations (Sénat, Commission des affaires économiques, Rapport n° 263, 2015, de Ladislas Poniatowski, sous l’article 30 ter dans sa version modifiée par l’Assemblée nationale ; Texte de la commission n° 264 déposé le 28 janvier 2015).
76 Assemblée nationale, Commission spéciale, Rapport n° 2230, opus cité.
77 Ibidem. art. 30 3°.
78 Ibidem.
79 Ordonnance n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité (JORF n° 174 du 28 juillet 2016).
80 Art. 315-1 du Code de l’énergie dans sa rédaction alors en vigueur.
81 Dans les deux cas, l’autoconsommation ne peut constituer pour l’autoconsommateur comme pour le producteur qui n’est pas un ménage une activité professionnelle ou commerciale principale (art. 315-1 et 315-2 du Code de l’énergie).
82 Ministère de l’environnement, de l’énergie et de la mer (MEEM), en charge des relations internationales sur le climat, Rapport au Président de la République relatif à l’ordonnance n° 2016- 1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité (JORF n° 174 du 28 juillet 2016).
83 CRE, Délibération du 13 juillet 2016 portant avis sur le projet d’ordonnance relative à l’autoconsommation d’électricité.
84 CRE, Délibération du 13 juillet 2016, opus cité, page 3.
85 Art. 315-2 du Code de l’énergie dans sa version alors en vigueur.
86 Art. L.315-4 ; D.315-6 et D.315-9 du Code de l’énergie dans leur version alors en vigueur.
87 CRE, Délibération du 13 juillet 2016, opus cité, page 3.
88 Art. 315-2 du Code de l’énergie dans sa version alors en vigueur.
89 MEEM, Rapport au Président de la République…, opus cité.
90 Que l’on peut définir comme une dérivation du réseau de basse tension qui permet d’alimenter des clients. Le soutirage est le prélèvement d’électricité sur le réseau national. L’injection est l’opération inverse.
91 CRE, Délibération du 13 juillet 2016, opus cité, page 3.
92 CRE, Délibération du 13 juillet 2016, opus cité, page 2.
93 Ministère de la transition écologique, Fiche d’impact, Projet d’ordonnance relatif à l’autoconsommation d’électricité, 5 juillet 2016, NOR : DEVR1615431R, page 14.
94 Ibidem.
95 MEEM, Rapport au Président de la République, opus cité.
96 Enerplan, 2016, cité dans Sophie Fabrégat, « Un projet d’ordonnance ouvre la voie à l’autoconsommation collective », Actu-environnement, 15 juin 2016.
97 SER, 2016, cité dans S. Fabrégat, ibidem.
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L’autoconsommation collective d’électricité en France
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