Photovoltaïque : les nombreux avantages de l’autoconsommation en Tertiaire

Photovoltaïque : les nombreux avantages de l’autoconsommation en Tertiaire

L’autoconsommation photovoltaïque est particulièrement intéressante en tertiaire, mais entravée par des règles administratives tatillonnes et des législations contradictoires.

Photo d’ouverture ©IBC-Solar-AG






Dans un rapport de 20 pages publié début Juillet 2020 sous le titre « Autoconsommation Electrique : enjeux et pistes de valorisation », l’OID (Observatoire de l’Immobilier Durable) souligne les nombreux avantages de l’autoconsommation de l’électricité photovoltaïque en tertiaire, pointe les difficultés administratives et réglementaires qui ralentissent son développement, souligne les aspects fiscaux défavorables et une certaine incohérence législative.

 

Côté bénéfices, le coût des installations photovoltaïques ne cesse de baisser en raison de la baisse continue du prix des deux principaux constituants : panneaux photovoltaïques et onduleurs. Ensuite, une fois pris en compte sa durée de vie, son rendement et l’évolution du rendement dans le temps et l’amortissement de l’investissement initial, une installation photovoltaïque délivre de l’énergie à un coût stable dans le temps, pendant plus de 20 ans.

 

Le développement de l’autoconsommation contribue à la croissance des ENR

 

L’OID commence par souligner que l’autoconsommation photovoltaïque – définie comme la consommation d’électricité photovoltaïque produite sur place – est portée par un cadre européen favorable, par une dynamique positive autour des énergies renouvelables, participe à la transition énergétique, contribue à l’indépendance des territoires et des consommateurs et à l’augmentation de leur résilience.

 

L’OID insiste ensuite sur le fait qu’il faut bien distinguer le taux d’autoconsommation et le taux d’autoproduction. L’autoconsommation représente la part d’électricité produite sur site et consommée sur site. Un taux d’autoconsommation de 30% signifie que 30% de l’électricité produite sur site est consommée sur site.

 

Tandis que l’autoproduction se réfère à la part de la consommation du bâtiment couverte par la production sur site. Un taux d’autoconsommation de 50% signifie que la moitié des besoins annuels du bâtiment sont couverts par la production photovoltaïque sur site.

 

200 000 installations d'autoconsomation attendues en 2023

 

Le développement de l’autoconsommation photovoltaïque constitue l’un des moyens les plus efficaces pour augmenter la part des Energies Renouvelables (ENR) dans le bilan énergétique français.

 

La dernière version de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE), publiée en avril dernier, fixe des objectifs : les ENR doivent atteindre 35% du mix électrique français en 2028, la consommation d’énergie des bâtiments doit baisser de 15% d’ici 2028, la puissance photovoltaïque installée doit être multipliée par 5.

 

Objectif intermédiaire, la PPE indique qu’il faudra 200 000 installations d’autoconsommation en 2023, dont 50 en autoconsommation collective. Conformément à la Directive Européenne sur l’Efficacité Energétique des Bâtiments, la RE 2020, dont l’application est désormais prévue mi-2021, demandera un saut significatif de la contribution des ENR en construction neuve. Pour la plupart des bâtiments, cela signifie production et autoconsommation d’électricité photovoltaïque.

 

Enfin, l'article 47 de la Loi Energie-Climat de 2019 impose d’équiper les toitures des bâtiments de stockage, les locaux industriels et artisanaux, les bâtiments mlogistiques, de panneaux ou de végétalisation sur au moins 30% de leur surface.

 

Les bâtiments tertiaires offrent un profil favorable à l’autoconsommation photovoltaïque

 

L’autoconsommation réduit les charges liées à la consommation d’électricité, après amortissement du coût de l’installation de production photovoltaïque. Des panneaux photovoltaïques atteignent leur pic de production durant les heures d’ensoleillement les plus fortes : en mi-journée et début d’après-midi. Une installation photovoltaïque produit davantage en été et en mi-saison qu’en hiver.

 

Les bâtiments tertiaires offrent des profils de consommation particulièrement intéressants du point de vue de l’autoconsommation. Dans le quartier de la Défense, souligne l’OID, le point de consommation se trouve en été, à l’heure de midi. Les bâtiments tertiaires climatisés affichent des pointes d’appel de puissance durant l’après-midi.

 

De nombreux bâtiments tertiaires, tout ceux qui contiennent de petits centres serveurs refroidis, des chambres froides, des armoires réfrigérées ou présentent des besoins d’eau chaude sanitaire réguliers, ont des besoins incompressibles d’électricité toute l’année.

 

De plus, d’une manière générale, RTE (gestionnaire du réseau de transport d’électricité en France) rapporte l’existence de pics de consommation estivaux de plus en plus importants.

 

 

 

Selon l’OID, il existe au moins deux moyens de favoriser en même temps le développement du photovoltaïque en tant qu’énergie renouvelable et l’intérêt financier des propriétaires et occupants des bâtiments tertiaires : développer l’autoconsommation à la fois individuelle et collective. ©PP

 

L’autoconsommation collective étendue

 

Telle que la définit le réglementation française, l’autoconsommation collective exige la présence d’une personne morale, qui ne soit pas distributeur d’énergie, qui rassemble un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs. L’autoconsommation est locale si elle se limite à un bâtiment. Sinon, elle est dite étendue si les points de production et de soutirage ne se trouvent pas dans le même bâtiment.

 

L’autoconsommation collective étendue, depuis l’arrêté du 21 novembre 2019, doit répondre à deux critères : une distance maximale de deux kilomètres entre les participants et une puissance maximale cumulée des installations de production de 3 MW.

 

Ces deux critères pourraient être modifiés rapidement. La CRE (Commission de Régulation de l’Energie) a en effet été saisie d’un projet d’arrêté portant à 20 km la distance maximale et à 5 MW la puissance de production cumulée. Dans un avis rendu le 24 juin 2020, elle s’est déclarée favorable au 20 km, mais contre les 5 MW. Il reste à voir quels arbitrages seront pris par le nouveau gouvernement.

 

Une fiscalité complexe et instable dans le temps

 

Aujourd’hui, selon la configuration – individuelle, collective, collective étendue, totale ou avec revente du surplus – et la puissance de l’installation d’autoconsommation, les participants acquittent ou sont exonérés d’une ou plusieurs des trois taxes suivantes : la CSPE, le TURPE et TLCFE.

 

La CSPE ou Contribution au Service Public de l’Electricité, fusionnée avec la TICFE (Taxe Intérieure sur la Consommation Finale d’Electricité) finance les charges de service public liées à l’électricité.

 

Le TURPE ou Tarifs d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité couvre les coûts de transport engendrés par les consommateurs pour les gestionnaires de réseaux. C’est un forfait payé au fournisseur via la facture d’électricité ou, pour les plus gros consommateurs, directement au gestionnaire du réseau.

 

Les TLCFE ou Taxes Locales sur la Consommation Finale d’Electricité sont définies par les communes et par les départements et financent directement leur budget.
 

 

 

L’OID a synthétisé le régime de taxes liées à l’autoconsommation photovoltaïque. Depuis 2018, l’énergie consommée dans le cadre d’une opération d’autoconsommation est exonérée de la CSPE pour les projets en autoconsommation totale produisant moins de 240 GW/h par an, ainsi que pour les projets avec vente du surplus dont la puissance est inférieure à 1 MWc. En revanche, les clients en autoconsommation acquittent une CSPE majorée pour les kWh qu’ils soutirent au réseau. Enfin, la CRE a décidé que les autoconsommateurs ne seront pas exonérés du TURPE, tant que les effets des installations photovoltaïques sur les réseaux de distribution et de transport d’électricité ne seront pas connus. Depuis une délibération de la CRE du 3 Mai 2018, les régimes de TURPE se sont compliqués davantage pour les opérations d’autoconsommation collectives : TURPE réduit pour les flux autoproduits, qui circulent entre les participants, mais tarification plus élevée (+15%) pour les flux achetés au réseau.©OID

 

Un cadre administratif peu favorable à l’autoconsommation tertiaire

 

Les signaux donnés aux acteurs économiques par ce régime de taxes sont à la fois contradictoires et susceptibles de changement dans le temps qui empêchent la prise de décisions économiques rationnelles. Le but affiché semble pourtant être d’inciter les auto-consommateurs, notamment tertiaires, à adapter et optimiser leur consommation d’électricité par rapport à leur propre production.

 

Le cadre administratif ajoute une couche de complexité. Par exemple, pour les installations de plus de 100 KWc, il faut recourir à un appel d’offres de la CRE, afin d’avoir le droit de réinjecter dans le réseau le surplus d’électricité non-consommé : un processus, long, cher et pas toujours prévisible.

 

Jusqu’à présent, souligne l’OID, les différents acteurs pratiquaient une sorte d’auto-censure et limitaient la puissance de leurs projets de manière à échapper à ce processus d’appel d’offres de la CRE.

 

Mais voilà, l’obligation réglementaire introduite en 2019 par la loi Energie-Climat d’équiper les toitures de certains bâtiment de panneaux photovoltaïques ou de végétalisation sur au moins 30% de la surface va les contraindre à changer de tactique. Sur un bâtiment de bureaux, 30 % de la surface de toiture peut se traduire par une puissance inférieure à 100 KWc. Mais sur un bâtiment logistique ou de stockage, 30% de surface de toiture dépasse les 100 kWc.

 

En effet, en retenant le ratio de puissance habituel de 10 Wc/m² pour la puissance des panneaux, 100 kWc correspondent à 10 000 m², soit 1 ha de toiture.  De plus, ce ratio augmente à chaque génération de panneau PV. Les gammes les plus récentes atteignent déjà 14 Wc/m². Et donc, 7 143 m² de toiture suffisent pour atteindre 100 kWc.

 

 

 

Le cheminement administratif, complexe, long à naviguer et instable dans le temps, ne favorise pas le développement de l’autoconsommation en tertiaire. ©OID

 

Maximiser l’autoconsommation : un objectif de la RE 2020

 

Face à une augmentation prévisible des puissances de panneaux, tout en tenant compte de l’obligation de couvrir au moins 30% des toitures en tertiaire neuf de panneaux PV, de l’exigence d’une part d’ENR accrue dans la RE2020 – au passage, on ne peut qu’espérer que la RE2020 et l’exigence de 30% de la surface de toiture équipée en PV seront en cohérence – et dans le cadre administratif et fiscal actuel, il faut maximiser l’autoconsommation pour rendre les installations d’autoconsommation rentables en tertiaire.

 

L’OID pointe plusieurs solutions. La première est un assouplissement des conditions contraignantes de l’autoconsommation collective étendue. En effet, si une telle opération associe des bâtiments dont les pointes de consommation se trouvent à des moments différents de la journée – logements collectifs avec des pointes matin et soir, bâtiments de bureaux dont les pointes de trouvent l’après-midi, industrie, etc. -, les chances de maximiser l’autoconsommation et donc d’échapper aux taxes pénalisantes augmentent.

 

Ensuite, dit l’OID, à l’échelle du bâtiment ou même dans le cadre des opérations d’autoconsommation collective, il est toujours possible de déployer des stockages d’électricité en batterie. Ils sont encore coûteux, mais le prix des batteries baisse régulièrement et, grâce aux projets de megafactories de batteries annoncés dans diverses régions du monde, cette baisse va continuer. Le stockage d’électricité permet de consommer lorsque l’installation PV ne produit plus, donc de maximiser l’autoconsommation.

 

 

 

Ce stockage à base de l’offre MyReserve Matrix de Solarwatt contient 11 kWh d’électricité. ©Solarwatt

 

Pour des besoins, plus importants, une bonne trentaine de marques en Europe proposent des stockages clés en main, prémontés dans des conteneurs maritimes et dont la capacité atteint ou dépasse 1 MWh. ©Tesvolt

 

Enfin, à l’échelle du bâtiment, lorsque l’installation PV produit, mais que la demande du bâtiment en électricité est faible, il existe des moyens bien connus et éprouvés de transformer l’électricité PV en chaleur – stockage de chaleur dans des ballons d’ECS, par exemple - ou en froid – stockage de glace pour la climatisation ou baisse de la température des chambres froides des super- et hypermarchés, par exemple –, ce qui revient à un stockage d’énergie et permet de maximiser l’autoconsommation.

 

Le cadre juridique entre bailleur et locataires

 

Au-delà de tous les aspects techniques, fiscaux et administratifs, il faut encore régler, du point de vue juridique, les relations nouées par un bailleur et un locataire autour d’une installation photovoltaïque destinée à l’autoconsommation. L’OID envisage, avec différents montages, le cas où le bailleur a investi et financé l’installation PV et demande à son ou ses locataires un surloyer qui lui permet d’amortir durant la durée du bail, tout ou partie de l’investissement.

 

Côté locataire, étant donnée la hausse tendancielle du coût de l’électricité vendu par le réseau, le surloyer sécurise dans le temps le coût d’une partie de sa consommation électrique.

 


Source : batirama.com / Pascal Poggi

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