Clés de répartition ex-post : la réforme qui interroge la filière de l’autoconsommation collective

La réforme pourrait passer inaperçue dans le tumulte de l’actualité énergétique, mais ses conséquences pourraient être importantes sur les modèles d’autoconsommation collective (ACC) en développement. Tout se joue sur la manière dont l’électricité est répartie au sein des opérations : les fameuses « clés de répartition ». Jusqu’ici deux méthodes co-existent : la répartition « ex-ante » (décidée à l’avance) et la répartition « ex-post » (ajustée après coup en fonction de la production et de la consommation réelles).

Ce deuxième mécanisme, essentiel à l’optimisation énergétique, est aujourd’hui dans le viseur de la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC). Un projet de décret prévoit d’imposer des clés de répartition fixées ex-ante, rendant de facto impossible l’ajustement dynamique. « Le décret ne remet pas seulement en cause les clés de répartition ex-post, mais aussi toutes les clés de répartition ex-ante avec une allocation ex-post hors arbitrage marché basé par exemple sur la consommation réelle, explique Laetitia Brottier, cofondatrice et directrice innovations de l’entreprise DualSun à pv magazine France. C’est en particulier tous les modèles avec des consommateurs prioritaires (par exemple une priorité à ceux qui ont co-investis, aux bâtiments publics…) qui sont affectés, ce qui représente une majorité des ACC. »

Au-delà de la lutte contre l’arbitrage, c’est la viabilité économique de la majorité des projets qui est menacée par une rédaction jugée « disproportionnée ». Le décret (désormais en discussion) avait vocation d’arrêter la possibilité d’arbitrage ex-post fondé sur une connaissance totale des prix de marché. « Mais ces cas sont rares actuellement, et la rédaction de décret proposée n’est pas adaptée car les contraintes y sont totalement disproportionnées et inadaptées à l’autoconsommation collective. D’autant qu’elle maintient une allocation ex-post pour la maximisation de l’autoconsommation, mais avec une clef de répartition imposée qui ne tient pas compte des spécificités locales qui sont aujourd’hui réglées par une gouvernance à la main de l’ACC », précise Laetitia Brottier.

Les origines du sujet

Le décret devait initialement être présenté au Conseil Supérieur de l’Énergie le 26 mars. Mais les organisations de la filière se sont unies pour permettre un temps de dialogue. Les discussions ont été entamées et se poursuivent avec l’ensemble des acteurs concernés : producteurs, syndicats, autorités et gestionnaires de réseau basse tension. « Nous y voyons un signe qu’il peut encore évoluer, malgré le souhait du gouvernement d’aller vite sur ce sujet », explique la dirigeante.

Pour comprendre l’historique de ce sujet, il faut revenir à l’été 2025, date d’une première discussion sur le sujet, qui ne se poursuit pas, éclipsée par la nouvelle PPE et les changements de gouvernement. Le 26 février, la DGEC soumet toutefois un projet de décret à la filière, en demandant une réponse sous une semaine. La Plateforme Verte, le SER et Enerplan demandent alors un délai de réflexion et d’échanges sur les enjeux. « Cela ne concerne pas que les producteurs, mais aussi les gestionnaires de réseau, les fournisseurs et les agrégateurs », rappelle David Gréau, secrétaire général d’Enerplan à pv magazine France.

Le cœur du débat : une rédaction « disproportionnée » ?

Officiellement, l’objectif du décret est de mettre fin aux arbitrages de marché ex-post. Sur ce principe, un consensus existe : il est anormal qu’un acteur ajuste ses flux a posteriori en fonction des prix de marché pour se dérisquer totalement. « Enerplan est d’accord avec l’ANODE sur ce point : cet arbitrage de prix ne devrait pas être autorisé », confirment des sources de la filière.

Cependant, la rédaction actuelle du texte va bien au-delà de cette cible. Selon les analyses techniques, le décret menacerait non seulement les clés dynamiques, mais aussi la majorité des opérations actuelles. En interdisant tout ajustement ex-post basé sur la consommation réelle, le texte mettrait en péril les modèles fondés sur des « consommateurs prioritaires » (par exemple, des bâtiments publics ou des co-investisseurs), qui représentent aujourd’hui l’essentiel du parc.

Pire, une clause d’« obligation de maximisation » de l’autoconsommation sur 100 % de la production photovoltaïque est prévue. Or, la rentabilité économique de nombreux projets repose sur un « bandeau » (30 à 40 % de la production) vendu à un agrégateur ou en vente totale pour sécuriser le financement auprès des investisseurs. « Cette obligation de maximisation vient fragiliser la rentabilité financière et rend complexe le bouclage des opérations », alerte-t-on. Elle pourrait même provoquer la caducité des contrats en cours, notamment si un nouveau participant rejoint une opération existante, ce que le décret semble autoriser.

Le problème, selon la DGEC et l’ANODE (Association nationale des opérateurs détaillants en énergie), survient lorsque cette répartition locale est manipulée. Le scénario redouté est celui d’un « arbitrage omniscient » : une Personne Morale Organisatrice (PMO) attendrait de connaître les prix de marché pour décider, a posteriori, d’affecter l’électricité aux consommateurs quand les prix sont bas, et de la revendre sur le marché quand les cours sont hauts.

Certaines sources pointent effectivement des failles liées à d’anciens dispositifs, comme l’Appel d’Offres Bâtiment, qui ne prévoyait pas l’ACC et permettait de cumuler complément de rémunération, valorisation en boucle locale et/ou arbitrage sur les marchés (il n’y pas que les marchés SPOT mais aussi les marchés d’équilibre par exemple). D’autres cas d’usage problématiques sont évoqués, notamment des affectations saisonnières opportunistes défavorables aux consommateurs et spéculatives sur le marché.

Une filière unie contre le texte, pas l’objectif

Aussi, le fond du problème n’est pas nié, au contraire. L’objectif commun de la filière est clair : interdire l’arbitrage de marché ex-post sans casser la gouvernance locale des opérations. Le problème n’est donc pas tant l’existence de clés complexes que l’interdiction de tout ajustement basé sur le réel.

L’association Hespul, de son côté, n’incite pas à l’utilisation des clés dynamiques car elle porte une vision de simplicité pour les acteurs des territoires avec la clé par défaut ou la clé par coefficients fixes qui n’obligent pas les participants représentés par la PMO à effectuer des calculs. « Plus les montages sont compliqués, plus leur gestion est chère. » explique Anne-Claire Faure à pv magazine France, en précisant qu’il existe tout de même des outils numériques pour faciliter la vie des opérations.

L’ampleur de la réforme face au potentiel périmètre concerné interroge : sur le millier d’opérations d’ACC recensées en France, seules 30 % fonctionnent en clés ex-post dynamiques, avec une taille d’opération limitée à 5 MW. « On est dans un contexte où on nous demande de développer le local, sans aide, et on vient aussi compliquer les opérations », regrette David Gréau, qui s’étonne de l’envergure et de l’urgence que prend cette problématique.

A date, ni la DGEC ni l’ANODE n’ont été en mesure de fournir de chiffres sur l’ampleur de ces pratiques « pirates ». Contactés, plusieurs fournisseurs ainsi que les services de l’État n’ont pas encore donné suite aux sollicitations. Les participants aux réunions confirment qu’aucune donnée n’a été présentée sur le nombre de PMO concernées. « Ils ont été incapables de nous dire en quoi [les comportements problématiques] consistaient ni combien de PMO seraient concernées », alerte Pierre-Étienne Meunier, directeur de Coturnix, éditeur d’un logiciel de répartition dynamique très opposé à la réforme. Pour lui, « la répartition entre les acteurs n’a aucune externalité sur les marchés, et permet de maximiser l’usage de l’énergie locale. »

Enedis, arbitre malgré lui ?

Au-delà de la chasse aux spéculateurs présumés, le décret pose un problème technique et juridique majeur. Si la PMO ne peut plus moduler les clés en fonction du réel, qui le fera en cas de décalage entre la prévision et la production effective ?

La réponse implicite du texte semble désigner Enedis, et plus largement, tous les gestionnaires de réseaux locaux. Mais cette solution soulève de vives inquiétudes. « S’il y a trop de surplus, c’est donc Enedis qui devra moduler. Juridiquement, est-ce que c’est le rôle du gestionnaire de rentrer dans les contrats ? » s’interroge David Gréau, secrétaire général d’Enerplan. Confier à un gestionnaire la responsabilité d’arbitrer des flux qui relèvent de contrats commerciaux privés pourrait aussi créer une « usine à gaz » administrative et retarder le flux sur le développement de l’ACC.

De plus, le passage au tout ex-ante bloquerait les opérations complexes intégrant stockage ou véhicules électriques, qui nécessitent une flexibilité en temps réel.

Transparence plutôt qu’interdiction ?

Face à ce projet, la profession se mobilise pour échanger. Une réunion est prévue le 26 mars au matin pour présenter des règles de priorisation et étudier leur impact. L’idée générale est de « sécuriser le modèle », mais encore faut-il identifier clairement la menace.

Plutôt que d’interdire purement et simplement les clés dynamiques, plusieurs acteurs plaident pour une approche plus chirurgicale : la transparence sur les arbitrages mais aussi sur les pratiques délétères identifiées. Cela pose aussi la question de l’antécédent : doit-on se doter de textes au préalable pour punir les opérations “voyoues” ? Peut-être qu’une transparence sur ces arbitrages et sur les excès permettrait de régler le problème en visant les pirates plutôt que tout le marché ?

En filigrane, ce n’est pas tant une lutte d’influence qu’une recherche d’équilibre juridique. Les fournisseurs traditionnels cherchent à sécuriser leurs prévisions face à des clients dont le profil change, tandis que les porteurs de projets défendent la flexibilité nécessaire à la rentabilité locale. « La décision de la DGEC reviendrait à donner un énorme avantage aux fournisseurs, qui eux aimeraient profiter de l’arbitrage, pour ne pas en donner un petit à certains petits consommateurs ultra-minoritaires », analyse Pierre-Étienne Meunier de Coturnix, qui reste l’un des opérateurs les plus menacés par la mesure.

Si l’objectif de moraliser le marché est louable, la méthode choisie risque fort de pénaliser les acteurs les plus vertueux et d’étouffer l’innovation dont la transition énergétique a pourtant désespérément besoin.

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