Après l'autoconsommation individuelle, l'autoconsommation collective est en train d'émerger. Désignant « l'exploitation d'une installation électrique et la consommation de tout ou partie de l'électricité produite par un groupe de personnes liées en une personne morale et géographiquement proches », elle favorise les circuits courts. Une partie de l'énergie est auto-produite, le reste est complété via le réseau national. Selon les experts, l'autoconsommation collective ouvre des perspectives pour les énergies renouvelables tout en influençant aussi le marché de l'électricité.

Depuis le début de l'année, les premières opérations ont été lancées sur le territoire français. La Bretagne n'est pas en reste.

Dans le cadre du programme bi-régional Smile (Smart Ideas to Link Energies), dédié aux smart grids et associant les Pays de la Loire, quatre projets sur neuf sélectionnés par Enedis au niveau national, viennent ou vont entrer en phase d'expérimentation.

234 m2 de panneaux photovoltaïques

Le plus avancé, Partagélec, a été mis en service, fin mars, à Pénestin (56). Porté par la communauté d'agglomération Cap-Atlantique, il consiste à produire de l'énergie à partir de 234 m2 de surface de panneaux photovoltaïques installés sur le centre technique municipal, et d'en faire profiter 13 entreprises et magasins, voire potentiellement la cinquantaine d'habitations voisines. Au niveau national, ce projet écologique est partagé avec les villes de Forcalquier, Perpignan et Bordeaux. « La production est effective de même que la distribution sur le réseau mais les consommateurs ne seront enregistrés qu'à partir du 11 juin, date à laquelle le suivi de leur consommation sera pris en compte » explique Clément Mahé, chargé de mission énergie-climat à Cap-Atlantique. Sur cette boucle énergétique, tous les clients sont déjà équipés de compteurs Linky.

Le coût du projet est supporté de façon mutuelle par les acteurs locaux. À Pénestin, l'investissement de 38.000 euros dans l'installation est porté par le SDEM Morbihan énergies, tandis que les coûts annexes de 40.000 euros ont été financés par la commune. Les études préalables réalisées par Cap-Atlantique, la société de conseil Enamo et la Région Pays de la Loire se sont élevées à 22.000 euros. Pénestin, où la mairie s'enorgueillit aussi de se passer totalement de fuel, développe un troisième projet qui pourrait à terme porter la surface de production à 700 m2, selon les chiffres livrés par un adjoint au maire au quotidien Ouest-France.

À Langouët, un projet appuyé sur la blockchain

« L'autoconsommation collective devient une tendance de fond dans le domaine de la transition énergétique » fait valoir l'agence de développement économique Bretagne Développement Innovation.

« Le programme Smile compte maintenant 9 expérimentations de circuits courts de l'énergie, en Bretagne et en Pays de la Loire, soit près d'un tiers des 23 projets homologués. »

Les trois autres projets bretons seront lancés pour leur part en Ille-et-Vilaine.

En juillet, c'est à Mélesse que le projet Phébus verra le jour, porté par le fournisseur Enercoop Bretagne. Son but est de produire à horizon 2020 de l'énergie pour les occupants d'une future résidence livrée fin 2019 (51 logements), et qui hébergera une centrale photovoltaïque de 100kWc. Les habitants seront associés sur la base du volontariat au sein d'une société de type coopératif. La solution entend étudier la pertinence d'une solution de stockage pour lisser la production et pourrait profiter également aux autres habitants du quartier.

À quelques kilomètres de là, le projet implanté dans la commune écologique de Langouët (commune sans OGM, Ecowatt Bretagne, commune zéro phyto) démarrera en octobre prochain. Il vise « à développer deux boucles d'autoconsommation collective : la première alimentée par des productions photovoltaïques (avec éventuellement de l'éolien) communales au sol et en toiture de bâtiments publics et la seconde, par des productions privées en toiture de maisons individuelles ou de petits collectifs » précise la commune. Ces installations, dont l'objectif est de couvrir environ 50 % des besoins électriques en autoproduction, pourront aussi alimenter les bornes de recharge de véhicules électriques. L'expérimentation utilisera la technologie du tracker solaire, élément mobile qui cherche le rayonnement maximum en restant perpendiculaire au soleil, et proposera une solution de stockage de l'énergie. Il s'appuiera aussi sur une blockchain privée pour compter et répartir les échanges entre consommateurs et producteurs, lors de la vente de l'énergie autoproduite.

Réduction de 15% des consommations

Le troisième projet a pris du retard. Initialement prévu pour assurer la production des premiers kWh photovoltaïques en 2017, Rennes Grid débutera en décembre prochain. Porté par Schneider Electric, un des gros employeurs du territoire, avec ERDF et le cluster d'entreprises écoorigin, le projet vise un pilotage intelligent de la ZAC de Ker Lann, une zone fortement tertiaire. Il intègre notamment des dispositifs de stockage permettant le délestage aux heures de pointe de consommation et une politique active de maîtrise de la demande en énergie (MDE). La collecte des données sera opérée par des compteurs Linky. L'objectif étant de réduire la consommation des abonnés à hauteur de 15%.

D'un budget global d'investissement de 10 millions d'euros, cette expérimentation est fondée sur un mode d'exploitation privé-privé. Elle ne bénéficie pas de subventions de la collectivité. En revanche, la parcelle foncière de Ker Lann, qui dispose d'une boucle électrique locale bien délimitée, a été concédée pour 20 ans, minimum.

« La Bretagne est très sensible au développement des énergies renouvelables. Depuis la signature en 2010 du Pacte électrique breton, l'habitude a été prise par les acteurs locaux et les entreprises de travailler en commun. Cela permet de mettre en place des projets plus rapidement » assure Françoise Restif, coordonnatrice du projet Smile à BDI.

« Ces expérimentations vont permettre de recueillir des données de terrain, de bâtir et de faire avancer la transition énergétique. Pour autant, le cadre réglementaire et surtout tarifaire est encore à construire, de même que le modèle économique de ces projets, puisqu'ils ont vocation à durer dans le temps. »

Sans réglementation de l'autoconsommation collective, BDI relève que l'application de certaines taxes locales et CSPE (Contribution au service public de l'électricité) ainsi qu'une potentielle nouvelle structure du TURPE (Tarifs d'utilisation des réseaux publics de l'électricité) pourraient remettre en cause l'équilibre économique de ces opérations.