Comment les communautés électriques locales (CEL) encouragent le développement du photovoltaïque

Selon les perspectives énergétiques 2050+, dans un peu moins de 25 ans, la Suisse devrait pouvoir compter sur une production annuelle de 34 TWh d’électricité solaire, contre un peu moins de  6 TWh en 2024. Une telle progression, d’environ 1.3 TWh supplémentaire par année, nécessite une accélération du rythme actuel puisque la production photovoltaïque n’a augmenté que de 1 TWh entre 2023 et 2024 selon les chiffres de Swissolar. Afin de stimuler cette croissance et d’atteindre les objectifs énergétiques, les communautés électriques locales introduisent de nouvelles possibilités de valorisation de l’électricité photovoltaïque, en complément de l’autoconsommation et de la reprise par les gestionnaires de réseau de distribution.  

A travers la création de ces nouveaux débouchés économiques, les CEL s’inscrivent parfaitement dans la perspective de la transition énergétique. Mais leur fonctionnement peut paraître quelque peu obscur sans quelques explications préalables. Cet article vise à faciliter la compréhension de ce nouveau mécanisme d’encouragement de l’énergie solaire. 

Les communautés électriques locales s’inscrivent dans la continuité directe de mécanismes d’encouragement existants, tels que les regroupements dans le cadre de la consommation propre (RCP) ou les communautés d’autoconsommation (CA). En effet, elles permettent à des acteurs privés, ménages ou entreprises, de se rassembler pour produire, stocker et consommer de l’électricité d’origine renouvelable.

Néanmoins, les CEL complètent ces solutions existantes en introduisant un changement clé : la possibilité pour les acteurs de se rassembler au-delà du lieu de production. Autrement dit, et contrairement au cas des RCP et CA qui impliquent à ce sujet des restrictions très claires, le réseau de distribution peut être utilisé pour les échanges d’énergie au sein d’une CEL !  

Cependant, le cadre légal définit quelques limites en imposant notamment que tous les participants soient situés sur le territoire d’une même commune, connectés au même niveau de tension (basse ou moyenne) et que l’énergie ne transite pas par le réseau haute tension. Par conséquent, seule une portion locale du réseau de distribution est utilisée pour transporter l’énergie à l’intérieur d’une CEL. Ainsi, si l’énergie ne transite que par un seul niveau de tension, un rabais de 40% sur la rémunération du réseau est accordée aux consommateurs sur la part d’énergie provenant de la CEL. Si l’énergie transite par deux niveaux de tension, cette réduction est limitée à 20%.

Ces différences avec les instruments existants présentent des conséquences majeures qui seront abordées dans un prochain article. Car pour appréhender ces conséquences, il est préalablement nécessaire de bien comprendre le fonctionnement d’une communauté électrique locale. Un fonctionnement qui s’articule autour de différents rôles.   

Parmi ces rôles figure bien évidemment celui des participants, ou membres. Comme mentionné plus haut, il s’agit de producteurs, de consommateurs ou d’exploitants de systèmes de stockage qui se regroupent pour échanger de l’énergie, essentiellement d’origine photovoltaïque. Pour un producteur, cela signifie vendre sa production en priorité aux autres membres de la CEL à un prix préalablement convenu. En corollaire, les membres consommateurs achètent prioritairement leur électricité aux producteurs de la CEL lorsque celle-ci est disponible. Il est également possible pour des exploitants de batterie de s’insérer dans ces échanges et de stocker l’énergie des producteurs lorsque l’offre excède la demande au sein de la CEL, puis de la revendre aux consommateurs lorsque la situation s’inverse. Contrairement au cas des RCP, mais de manière similaire à celui des CA, les membres consommateurs gardent leurs relations contractuelles avec leurs fournisseurs d’énergie et le gestionnaire de réseau de distribution (GRD). Ceux-ci continuent donc de fournir et de distribuer l’énergie que la CEL ne peut produire. Ils continuent également de reprendre les excédents de production que la CEL ne peut consommer ou stocker.  

Afin de faciliter les échanges avec les acteurs en dehors de la communauté, et plus particulièrement avec les gestionnaires du réseau de distribution tels que Romande Energie, les membres doivent désigner un représentant. Selon l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEl, art.19g), celui-ci est notamment chargé de communiquer au GRD les principaux faits de vie de la communauté, tels que les entrées et les sorties, ainsi que les caractéristiques techniques des installations participant à la communauté. Selon le site d’information electricitelocale.ch, ce représentant a également la charge de régler les modalités des échanges d’énergie au sein de la communauté, notamment la facturation aux consommateurs de l’électricité produite et consommée dans la CEL et sa rétribution aux producteurs.

Afin que l’électricité échangée à l’intérieur de la communauté puisse être répartie conformément à la consommation et à la production effective des membres, le gestionnaire de réseau de distribution joue également un rôle primordial. Il doit en effet assurer la mesure de la consommation et de la production de chacun des membres. Cette mesure, s’appuyant sur les compteurs intelligents, est réalisée par tranche de 15 minutes. Cela représente un peu plus de 35’000 valeurs par année et par membre, valeurs qui doivent être non seulement mesurées, mais également enregistrées et transmises au représentant de la communauté afin que celui-ci puisse assurer la facturation interne.  

Le gestionnaire de réseau de distribution a également la charge de se prononcer sur l’éligibilité des demandes de création de communautés électriques locales. Pour cela, il se base non seulement sur les informations fournies par le représentant, mais également sur celles déjà en sa possession. Il s’assure notamment que les critères techniques concernant l’étendue de la communauté et les niveaux de tension de la partie du réseau de distribution utilisé sont conformes à la législation. En plus des critères sur l’étendue géographique, la législation mentionne également une limite inférieure pour la production photovoltaïque au sein d’une CEL. En effet, pour garantir des échanges d’énergie significatifs, la puissance photovoltaïque totale dans une CEL doit correspondre à au moins 5% de la puissance de soutirage de tous les consommateurs réunis.  

La création et le fonctionnement d’une CEL impliquent une certaine complexité, non seulement technique, mais également administrative et réglementaire, notamment en ce qui concerne la facturation interne à la communauté. Cette complexité peut s’avérer rédhibitoire dans le cas de communautés constituées principalement de consommateurs et de producteurs privés, par opposition à des entreprises ou des acteurs institutionnels. Pour cette raison, un quatrième type d’acteurs est susceptible d’intervenir, aussi bien avant qu’après la constitution de la communauté : le prestataire de service. Celui-ci peut assurer, le plus souvent contre rémunération, tout ou partie des tâches techniques et administratives, et plus particulièrement la facturation interne sur la base des données de comptage fournies par le GRD. Cette dernière tâche concentre en effet la plus grande complexité en nécessitant le traitement d’une quantité potentiellement importante de données, impliquant des connaissances techniques spécifiques. 

Les rôles décrits ci-dessus, auxquels s’ajoute bien sûr celui du gestionnaire de réseau, diffèrent peu de ceux régissant le fonctionnement des RCP et des CA. En ce sens, les communautés électriques locales s’inscrivent dans une logique d’évolution naturelle du cadre réglementaire. En permettant « simplement » d’échanger de l’électricité renouvelable sur l’entier du territoire d’une commune, les CEL présentent indéniablement un potentiel certain en ce qui concerne l’encouragement supplémentaire de la production photovoltaïque décentralisée.  

Cependant, cette possibilité d’utiliser le réseau de distribution complexifie significativement leur gestion, en comparaison des instruments précédents (RCP et CA). En effet, distinguer les volumes d’énergie transitant à l’intérieur de la CEL de ceux provenant du fournisseur d’énergie et gérer les différentes variantes de rabais sur ces seuls volumes est significativement plus complexe que l’exemption totale dont ces mécanismes bénéficient.  Cette complexité supplémentaire, et les coûts associés, sont susceptibles de limiter l’ampleur de l’encouragement. Car selon les modèles de rémunération des prestataires qui proposeront leurs services pour gérer cette complexité, certains projets de CEL, notamment les plus petits, pourraient voir leur intérêt économique réduit.  

Mais si la possibilité d’utiliser, à moindres coûts, le réseau de distribution pour échanger de l’énergie de particuliers à particuliers peut apparaître en première lecture comme une simple évolution des conditions cadres, elle représente en réalité la première étape d’une (petite) révolution ! Car pour la première fois, les ménages et les petites entreprises peuvent choisir librement leur fournisseur d’énergie, du moins pour une partie de leur consommation. Ce libre choix, de même que la réduction locale de la rémunération du réseau, comportent des aspects qui vont bien au-delà de l’encouragement du photovoltaïque et qui seront traités dans un prochain article.

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