Photovoltaïque sans subvention : autoconsommation et nouveaux modèles d’affaires à l’épreuve du terrain

Alors que les dispositifs de soutien public au photovoltaïque se réduisent progressivement et que le cadre réglementaire évolue par à-coups, la filière est contrainte de réinventer ses modèles économiques et juridiques. Comment continuer à développer et financer des projets photovoltaïques compétitifs ? Autoconsommation, valorisation locale de l’électricité, stockage, pilotage des usages : autant de pistes explorées lors d’une table ronde organisée dans le cadre des Rencontres solaires du syndicat Cap à l’Est, le 27 janvier dernier en Alsace.

Une filière sous tension, en attente de visibilité

Pour Anne-Claire Faure, responsable du centre de ressources réseaux électriques chez Hespul, la filière photovoltaïque française est entrée dans une phase charnière. « À terme, la filière doit devenir mature, mais la baisse des soutiens a été abrupte », observe-t-elle. Avec environ 6 GW de raccordements photovoltaïques réalisés, au-delà des programmations initiales de l’État, le secteur bénéficie encore d’une visibilité à court terme, notamment sur les deux prochaines années.

Mais au-delà de 2030, les incertitudes demeurent. « Une vision politique claire est attendue pour la période 2030-2035 afin de comprendre comment la filière va se structurer », souligne-t-elle, en référence au bilan prévisionnel de RTE. Dans un contexte de réindustrialisation et de décarbonation accélérée, un ralentissement trop marqué du développement des énergies renouvelables ferait peser un risque sur la sécurité d’approvisionnement électrique.

La question centrale devient alors celle du rôle de l’État : comment sécuriser les projets sans recourir à des aides budgétaires lourdes ? « La filière a besoin d’un filet de sécurité », résume Anne-Claire Faure, plaidant pour des mécanismes de soutien indirects, plus compatibles avec les contraintes budgétaires publiques.

L’autoconsommation collective, nouveau moteur du marché

Sans surprise, l’un des principaux axes de développement aujourd’hui privilégiés est l’autoconsommation. Si l’autoconsommation individuelle reste contrainte par des plafonds de puissance, l’autoconsommation collective (ACC) s’impose comme un véritable levier de croissance, en particulier pour les projets territoriaux et industriels.

Patrice Thil, directeur général d’Ejot et membre fondateur de l’association Energiessen, en a livré une illustration concrète. Initialement, le projet porté par l’industriel alsacien visait une installation de 90 kWc en toiture, dimensionnée selon une logique classique de retour sur investissement. « Pour un industriel, le retour sur investissement (ROI) était très faible », reconnaît-il.

La réflexion a alors évolué vers un projet d’autoconsommation collective public-privé, associant trois industriels, un supermarché, un transporteur et deux communautés de communes. Grâce à une dérogation sur le périmètre géographique, le projet est passé de 90 à 240 kWc. « On investit plus, mais le calcul de rentabilité change complètement », explique Patrice Thil. La hausse brutale des prix de l’énergie pendant la crise Covid a servi de déclencheur : le retour sur investissement s’est établi entre cinq et sept ans, malgré un volume d’investissement plus élevé et des prix de l’électricité qui sont depuis retombés.

Les collectivités à la recherche de solutions alternatives

Même dynamique du côté des collectivités. Estelle Le Roy, cheffe de projet du plan photovoltaïque de la Collectivité européenne d’Alsace, rappelle que la collectivité a engagé dès 2020 un vaste programme de solarisation de son patrimoine bâti, avec une cinquantaine d’installations déjà en service.

Face aux limites des dispositifs d’obligation d’achat et à l’impossibilité de les cumuler avec certaines subventions étatiques, la collectivité a dû explorer d’autres voies : une expérimentation menée avec Électricité de Strasbourg a permis d’affecter les surplus photovoltaïques de 19 collèges à trois sites fortement consommateurs (Hôtel d’Alsace, musée Le Vaisseau et archives régionales). « Cela nous a permis de tester le dispositif et de l’adosser à nos marchés d’électricité via un avenant », explique-t-elle. Une première étape avant un déploiement à plus grande échelle, avec à terme 32 sites producteurs et une trentaine de sites consommateurs intégrés dans les futurs appels d’offres de fourniture d’électricité.

Le pilotage des usages, condition clé de la rentabilité

Au-delà des montages juridiques, la réussite des projets repose de plus en plus sur le pilotage fin des consommations. Didier Bailleau, président d’Enerfox, insiste sur l’importance des outils de suivi en temps réel. « La production photovoltaïque et les consommations ne sont pas naturellement corrélées », rappelle-t-il.

Mesures électriques en continu, agrégation des usages, pilotage des seuils de puissance, gestion des équipements thermiques, de la pression ou des bornes de recharge pour véhicules électriques : autant de leviers pour rapprocher production et consommation. « Lorsqu’un client visualise un talon de consommation anormalement élevé, il veut agir. C’est comme une fuite d’eau : une fois identifiée, on cherche à la réparer. »

Chez Ejot, l’ACC a également servi de déclencheur à une politique globale d’optimisation énergétique : électrification partielle de la flotte de véhicules, passage à l’éclairage LED avec capteurs de présence, suivi en temps réel via Linky. Résultat : « Nous avons divisé notre facture énergétique divisée par quatre », assure Patrice Thil. Mais les freins restent nombreux : lourdeur administrative, changement d’assureur, recherche d’un responsable d’équilibre peu attiré par des projets où l’électricité est majoritairement autoconsommée.

Stockage et ingénierie de la flexibilité : vers de nouveaux modèles économiques

Autre brique essentielle des nouveaux modèles : le stockage. Pour Nicolas Foubert, manager d’activité photovoltaïque chez Hervé Thermique, la filière a clairement basculé en 2025. « On ne raisonne plus uniquement en volumes produits, mais en adéquation entre les moments de production et les profils de consommation », explique-t-il.

Dans un contexte de forte variabilité des prix de l’électricité, avec des creux en milieu de journée liés à la “cloche solaire” et des pointes le matin et le soir, le stockage devient un outil à la fois technique et économique. Stocker le surplus photovoltaïque pour le restituer en fin de journée permet de limiter l’exposition à la volatilité des marchés, notamment dans des schémas combinant contrats à prix fixe et approvisionnement spot à J-1.

Au-delà des batteries, le stockage peut aussi être « diffus » : eau chaude, eau froide, pression, inertie thermique. « Dès notre création, nous avons travaillé sur ces formes de stockage chez les industriels », souligne Nicolas Foubert. L’enjeu est désormais de proposer une véritable ingénierie de la flexibilité, intégrant l’ensemble des consommations et anticipant les usages sur plusieurs jours.

Vers une évolution du cadre réglementaire ?

Enfin, plusieurs intervenants ont souligné les complexités administratives et les limites actuelles de l’autoconsommation, notamment les plafonds de puissance installée. L’entrée en vigueur prochaine de la directive européenne sur le partage de l’énergie, en cours de transposition en droit français, pourrait ouvrir de nouvelles perspectives : communautés énergétiques, offres locales négociées par les collectivités avec des fournisseurs, tarification préférentielle pour les habitants… « C’est plus simple pour le consommateur final et plus cohérent à l’échelle d’un territoire », résume un intervenant. À condition, toutefois, que les outils informatiques, les systèmes de facturation, les pratiques assurantielles et les règles de contrôle évoluent au même rythme.

En filigrane, un constat partagé : sans subventions directes, le photovoltaïque continue de se développer, mais au prix d’une complexité accrue. Autoconsommation collective, pilotage des usages et stockage dessinent les contours de nouveaux modèles d’affaires, plus intégrés, plus locaux, mais aussi plus exigeants en matière d’ingénierie et de coordination entre acteurs.

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