L’autoconsommation collective s’impose progressivement comme l’un des modèles les plus prometteurs du photovoltaïque. À mesure que les mécanismes de soutien évoluent et que la recherche de compétitivité locale s’intensifie, de plus en plus de porteurs de projets s’interrogent sur les opportunités offertes par l’ACC. 

Mais une question demeure : comment financer ces opérations ?

Contrairement aux projets historiquement adossés à un contrat d’achat sécurisé, les projets d’autoconsommation collective reposent sur des modèles contractuels, économiques et organisationnels plus complexes. 

C’est la raison pour laquelle Tecsol et Metrol proposent une nouvelle journée thématique de formation, dédiée au financement de l’autoconsommation collective. 

Les intervenants :

• Alexandra BATLLE, TECSOL
• Stéphane PASQUIER, Expert financier
• Coralie de LA FONCHAIS, ADALTYS Avocats
• Sébastien DECOTTEGNIE, TECSOL
• Arnaud LANGLOIS, SUNLIB
• Jean-François LE GUILLOU, FIDAE
• Séverin PETITGAS, Crédit Mutuel – ARKEA Banque E&I
• Philippe ROCHER, METROL
• Jean-Baptiste SARLAT, BPACA – Banque Populaire Aquitaine Centre Atlantique

Ces experts réunis pour l’occasion aborderont les grandes questions suivantes : 

Téléchargez le programme détaillé

• Spécificités économiques et financières de l’ACC — Modèle de revenus et business plan
• Schéma contractuel et aspects juridiques du financement sans recours en ACC
• Structuration du financement sans recours — Dette senior, equity et ingénierie financière
• Table ronde — Retours d’expérience et regards croisés des banques et des acteurs du financement de l’ACC 

Le programme vise à appréhender les enjeux de la bancabilité des projets d’un point de vue financier et juridique. L’objectif est de permettre aux porteurs de projets de comprendre les conditions des prêteurs, de convaincre sur la sécurisation des revenus, et de surmonter les points de blocage récurrents. Les intervenants évoqueront la situation actuelle mais aussi les perspectives en matière d’offre bancaire, dans un contexte marqué par l’évolution des mécanismes de répartition de l’énergie et l’émergence de nouveaux modèles économiques. Le traitement du sujet inclura le rôle des banques régionales et de l’épargne locale.

Objectifs professionnels : Maîtriser les fondamentaux du financement d’un projet solaire en autoconsommation collective
Pré-requis : Aucun
Evaluation : Quizz + questionnaire de satisfaction en fin de formation
Support : Envoyé à l’issue de la formation, accompagné d’un document «Foire aux questions» reprenant les interrogations des stagiaires et les réponses des formateurs
Classe virtuelle : Salle zoom premium
Prix : 250 € HT / participant
Conception pédagogique : Philipe ROCHER, Fondateur et Directeur de METROL, philippe.rocher@metrol.fr
Contact administratif : formation@tecsol.fr et 04 68 68 16 50.

Programme et inscription…

    

Par Walburga Hemetsberger, CEO SolarPower Europe. Ce mois de juin 2026 a une fois de plus montré pourquoi le solaire et le stockage restent au cœur de la transition énergétique de l’Europe, et pourquoi notre travail en tant qu’industrie n’a jamais été aussi important.

Lors d’Intersolar, j’ai vu de mes yeux la force et la détermination de notre secteur. SolarPower Europe a lancé les Perspectives du marché mondial pour l’énergie solaire 2026-2030, confirmant une nouvelle année record pour le solaire. En 2025, le monde a installé 664 GW de nouvelle capacité solaire, portant la flotte solaire mondiale au-delà du cap des 3 TW. Le solaire continuait de surpasser toutes les autres technologies énergétiques, prouvant que l’ère solaire était fermement arrivée.

Les chiffres racontaient aussi une histoire plus urgente. La croissance a ralenti en 2025, et une baisse temporaire est attendue en 2026, ce qui montre clairement que la prochaine phase ne consiste pas seulement à déployer davantage de panneaux. Il s’agit d’intégrer l’électricité propre dans le système énergétique européen plus rapidement et de manière plus efficace. La congestion du réseau, la restriction, la lenteur des permis et les signaux de prix négatifs sont devenus de véritables obstacles au progrès. L’investissement dans les réseaux, le stockage par batteries et la flexibilité des non-fossiles est désormais une priorité politique pour soutenir une livraison urgente.

Ce message a été renforcé par notre Perspective du marché européen des batteries 2026-2030. L’Europe a ajouté 36 GWh de stockage par batterie en 2025, la douzième année consécutive de croissance. La capacité totale installée a dépassé pour la première fois les 100 GWh, tandis que le marché a connu une croissance record de 48 % d’une année sur l’autre. Avec le stockage à l’échelle des utilités représentant plus de la moitié des nouvelles installations, le marché européen des batteries est clairement entré dans une nouvelle phase de maturité.

Les installations annuelles devraient atteindre 138 GWh d’ici 2030, soit une multiplication par quatre par rapport aux niveaux de 2025. Bien que cette croissance confirme que l’élan est fort, que le momentum est bien là, elle reste en deçà de l’augmentation dix fois plus forte du nombre de batteries nécessaire d’ici 2030 dans un scénario idéal. L’objectif de stockage par batteries de 200 GW de l’UE pour 2030 donne à l’Europe la bonne direction à suivre. Désormais, la tâche est de faire correspondre cette ambition avec rapidité, conception de marché et cadres politiques qui pourraient libérer des investissements. Grâce à la plateforme Battery Storage Europe et à notre campagne #10XBatteryStorage, nous continuons à soutenir l’industrie.

Ce mois a également apporté d’importants progrès politiques. Au Conseil de l’énergie, les ministres de l’énergie de l’UE ont adopté leur position sur le Paquet des réseaux de l’UE, visant à moderniser les réseaux européens, accélérer l’électrification et renforcer la sécurité énergétique. L’accord vise à améliorer la planification, les interconnexions et les permis, bien que d’importantes lacunes subsistent concernant les permis numériques, les délais clairs de connexion, la transparence pour les promoteurs et la flexibilité des non-fossiles.

Parallèlement, j’ai été fière de signer le tout premier accord tripartite sur le stockage d’énergie, aux côtés de représentants de l’UE et des nations, de l’industrie du stockage et des énergies renouvelables, ainsi que des consommateurs d’énergie. Cela a envoyé un signal important : le stockage est central pour la compétitivité, l’accessibilité et la sécurité de l’Europe. Il souligne également que les objectifs des réseaux, du stockage, de l’électrification et des énergies renouvelables doivent évoluer de concert si l’Europe veut réduire la dépendance aux combustibles fossiles volatils et construire un système électrique plus propre et plus résilient.

Au-delà des rapports et des jalons politiques, ce mois-ci a aussi été consacré aux personnes. Lors d’Intersolar, notre équipe a participé à plus de dix conférences, organisé notre petit-déjeuner Market Intelligence, participé à notre visite annuelle de l’industrie manufacturière, accueilli les membres lors de notre déjeuner de réseautage, et célébré avec collègues et partenaires lors de notre soirée au stand. Chaque échange a montré la même chose : notre secteur est déterminé, innovant et prêt à livrer des résultats.

Avec 99 partenaires, nous avons célébré la Journée européenne du soleil le 21 juin, le jour le plus long et le plus lumineux de l’année. « Le solaire est inarrêtable. Il continue de battre des records. En avril de cette année, le solaire, avec l’éolien, a, pour la première fois, généré plus d’électricité que de gaz dans le monde », a déclaré le commissaire à l’Énergie et au Logement, Dan Jorgensen, dans un message vidéo spécial à l’occasion de la Journée solaire. Cette année, la Journée européenne du solaire était centrée autour des Histoires solaires ; nous avons mis en lumière l’aspect humain de la transition énergétique : les ménages, les communautés, les entreprises et les régions déjà bénéficiant du solaire.

Avec le recul, ce fut un mois de preuves, d’élan et de responsabilités renouvelées. Les preuves montrent que le solaire et le stockage connaissent une croissance remarquable. L’élan montre que l’industrie, les décideurs politiques et les consommateurs sont de plus en plus alignés. La responsabilité est claire : l’Europe doit éliminer les obstacles restants et construire les réseaux, la capacité de stockage et le système électrique flexible nécessaires à la prochaine étape de la transition.

Ensemble, nous continuons à mener cette transition, et ce mois-ci nous a donné toutes les raisons de continuer à avancer.

    

Mercredi 24 juin dernier, etherr.a a inauguré son champ solaire de Soleilmont, situé sur le territoire de la commune de Fleurus. Ce dernier fait partie d’une nouvelle génération appelée Firm Solar & Storage (FSS) entièrement flexible. C’est l’une des premières fois qu’un projet FSS entièrement exposé aux prix du marché (« full merchant ») obtient un financement bancaire. Vous avez dit innovation !

Situé dans la commune de Fleurus, en Belgique, le champ solaire de Soleilmont est le premier projet wallon à mettre en œuvre le concept de Firm Solar & Storage (FSS), qui associe production photovoltaïque, stockage d’énergie et gestion intelligente en temps réel. etherr.a Fleurus Belgique

L’énergie solaire produite localement devient entièrement flexible et mieux adaptée aux besoins du réseau électrique

La centrale optimise en permanence la gestion de 7994 panneaux photovoltaïques d’une capacité de 5,6 MWc, de 48 onduleurs et d’un système de stockage par batteries de 5 MWh, sur une connexion au réseau de 3 MW. La production atteint 6 000 MWh, couvrant la consommation de 1 700 ménages. La production peut être stockée à tout moment et restituée lorsque la demande est plus importante ou lorsque la production solaire diminue. Grâce à cette approche, l’énergie solaire produite localement devient entièrement flexible et mieux adaptée aux besoins du réseau électrique. Enfin, le stockage du FSS permet de réduire les pics d’injection, de contribuer au désengorgement du réseau et de diminuer le besoin en capacité de connexion (ici une connexion de 3 MW pour une capacité de production de 5 MW). 

« La technologie FSS change entièrement la donne », explique Alex Houtart, co-fondateur et COO chez etherr.a. Les énergies renouvelables étaient intermittentes et induisaient des investissements significatifs dans le réseau pour absorber les variations imprévisibles. Le FSS lisse la production et la rend entièrement pilotable avant même de l’envoyer sur le réseau. Nous pouvons désormais adapter l’injection pour répondre exactement à la demande en temps réel, à un coût plancher ».

Une nouvelle perspective pour le financement de la transition énergétique

Le montant de l’investissement avoisine les 5 millions d’euros, financés par Andera Smart Infra, ING Lease Belgium et Wallonie Entreprendre (via Easy’green). L’opération a été complétée par un financement citoyen sur la plateforme Ecco Nova qui a remporté un succès fulgurant : plus de 200 participants, clôturé en une seule journée. Le champ solaire de Soleilmont constitue une étape majeure dans l’évolution du déploiement des infrastructures énergétiques nécessaires à l’indépendance énergétique de l’Europe. Jusqu’à présent, la grande majorité des projets financés en Europe reposait sur des mécanismes permettant de sécuriser les revenus à long terme, tels que l’autoconsommation, les tarifs garantis ou des contrats d’achat d’électricité (PPA). À l’inverse, celui de Soleilmont repose sur un modèle dit « full merchant », dans lequel les revenus du projet dépendent directement des conditions du marché de l’électricité. 

« La transition énergétique est déterminante pour l’économie européenne. ING Lease Belgium en a fait un axe de développement stratégique depuis de nombreuses années, conformément aux objectifs de développement durable du Groupe ING et nous sommes fiers d’avoir pu accompagner ce projet innovant, qui répond à nos critères de sélection » explique Laurent Schinckus, Head of Sales chez ING Equipment Lease Belgium.

« Le parc de Soleilmont est d’autant plus cohérent qu’il intègre des mesures agro-environnementales »

Et Anne Vereecke, Membre du Comité de Direction, Wallonie Entreprendre de conclure : « Décarboner l’économie wallonne, notamment en finançant des investissements de production d’énergie renouvelable sur le territoire de notre région, tout en veillant à préserver les réseaux, est un axe majeur de nos ambitions stratégiques. Le projet Soleilmont, porté par des acteurs ayant une réelle expertise technique et déjà plusieurs parcs à leur actif, incarne parfaitement cet objectif. En outre, le parc de Soleilmont est d’autant plus cohérent qu’il intègre des mesures agro-environnementales. Wallonie Entreprendre est donc heureuse de pouvoir contribuer, aux côtés des acteurs privés de financement, à la concrétisation de ce beau projet ».

À propos de etherr.a

etherr.a est une entreprise belge fondée en 2020, avec une mission claire : renforcer l’indépendance énergétique en Europe tout en accélérant la transition écologique. Elle développe des champs solaires éco-responsables et des solutions de stockage avec des parcs de batteries pour fournir une électricité verte, locale et à des tarifs abordables. Ses projets contribuent à réduire l’empreinte carbone et à alléger la facture énergétique des foyers.

    

Le décret n° 2026-561, relatif aux modalités de répartition de l’énergie au sein des opérations d’ACC, a été publié au Journal officiel en ce jour le 30 juin 2026. Ce texte fait évoluer le cadre réglementaire applicable à la répartition de l’électricité produite au sein des opérations d’ACC. 

Principales évolutions introduites par le décret

Ce décret vise principalement :

• La suppression de la possibilité de transmettre à Enedis ex-post des coefficients de répartition dynamiques, lorsqu’ils sont déterminés par la PMO, c’est-à-dire après la livraison physique d’électricité et la fermeture des marchés portant sur la période à laquelle ils s’appliquent ; Ces dispositions sont d’application immédiate et concernent les nouvelles opérations dont la convention est conclue après le 30/06/2026. Le décret renvoie les modalités et délais de transmission au GRD de ces coefficients à la documentation technique de référence.
• L’instauration d’un principe de maximisation de l’électricité autoconsommée au sein d’une opération d’ACC s’appliquant à toutes les opérations, nouvelles et existantes. Les dispositions relatives à ce nouveau principe entrent en vigueur 12 mois après le 30/06/2026.

Enedis organisera une consultation des acteurs concernés dans le cadre du CURDE (Comité des Utilisateurs du Réseau de Distribution d’Electricité) relative à la déclinaison opérationnelle de ce décret qui permettra en particulier la fixation du nouveau délai de transmission à Enedis des coefficients de répartition dynamiques.

Mesures transitoires mises en œuvre par Enedis

Dans l’attente de l’issue de cette consultation et de l’adaptation des SI pour mettre en conformité les dispositifs existants avec ce nouveau cadre réglementaire, Enedis met en œuvre, à titre transitoire, les modalités suivantes :

• Les opérations dont la convention n’a pas été signée avant le 01/07/2026 ne peuvent pas opter pour des clés dynamiques, seules les clés statiques et par défaut seront disponibles
• Les opérations existantes ayant opté pour des clés statiques ou par défaut avant le 01/07/2026 ne peuvent pas changer pour des clés dynamiques
• Le modèle de la convention Enedis-PMO a été adapté en conséquence (via le lien suivant: Enedis – Transfert – Partage) et sera celui proposé par Enedis à compter du 01/07/2026.

Prochaines étapes

En parallèle, Enedis engagera les adaptations nécessaires de ses systèmes d’information afin d’assurer la mise en conformité avec les dispositions du décret. Des éléments complémentaires, notamment relatifs à la consultation à venir et aux évolutions des modalités opérationnelles, vous seront communiqués prochainement.

    

La CAPEB dénonce le nouveau coup de rabot de MaPrimeRénov’ et la suppression annoncée au 1^er septembre prochain de la quasi-totalité des aides aux travaux de rénovation énergétique par gestes, comme elle le craignait dès le 11 juin dernier. Cette décision constitue un nouveau coup dur pour les ménages et les entreprises artisanales du bâtiment, et une incompréhension totale au regard de l’épisode caniculaire historique auquel sont confrontés les Français témoignant de l’urgence de soutenir la rénovation énergétique des logements. Un coup dur pour leséquipements solaires de production d’eau chaude sanitaire comme les systèmes solaires combinés !

En réservant désormais l’essentiel des financements publics aux rénovations énergétiques globales des logements, le Gouvernement prive les Français d’un parcours de rénovation par gestes et par étapes pourtant adapté à leur capacité d’investissement. Pour la CAPEB, si la rénovation d’ampleur demeure l’objectif à atteindre, elle ne peut devenir l’unique voie d’accès aux aides : un parcours progressif, lisible et accessible demeure indispensable pour embarquer le plus grand nombre.

« Le pire ennemi de la rénovation, ce n’est pas le monogeste. C’est l’absence de travaux. Si l’on demande aux Français de tout faire d’un coup, beaucoup renonceront tout simplement à rénover leur logement. Il faut leur permettre d’entrer dans la rénovation par un premier geste utile, puis de poursuivre dans le temps », déclare Jean-Christophe Repon, président de la CAPEB.

Les projets de décret et d’arrêtés prévoient notamment la suppression, dès le 1^er septembre prochain, des aides « par geste » pour les travaux d’isolation (combles, toitures, fenêtres), les systèmes de ventilation, les poêles à bois ou biomasse ainsi que plusieurs équipements solaires de production d’eau chaude sanitaire comme les systèmes solaires combinés. Ces travaux ne seraient plus soutenus que dans le cadre d’une rénovation globale, bien plus onéreuse, lourde et complexe.

De quoi faire réagir fermement Audrey Zermati, Directrice Stratégie d’Effy : « Après des mois de stop-and-go et de pilotage à vue, c’est un nouveau signal désastreux envoyé à la rénovation énergétique. En prétendant préserver le budget de MaPrimeRénov’, le gouvernement prend le risque de provoquer une ruée de demandes de dernière minute sur les travaux bientôt exclus, avec à la clé un nouvel engorgement du dispositif aussi prévisible que contre-productif. Ce scénario était pourtant évitable. Si cet arrêt devait être confirmé, il devient urgent que le dispositif des Certificats d’Economies d’Energie prenne rapidement le relais, comme nous le réclamons depuis deux ans. Car au moment où les vagues de chaleur rendent de nombreux logements invivables, permettre aux Français d’isoler, de mieux chauffer, de rafraîchir et de moins consommer relève de l’urgence nationale. »

    

H2air PX, filiale construction d’H2air, a coordonné la construction de la plus grande centrale solaire flottante d’Afrique au Maroc, sur un plan d’eau retenu par un barrage. Une véritable prouesse et avancée technologique, sur un site aux contraintes environnementales complexes, liées à la topographie et la fluctuation de l’eau. Le chantier est livré par le consortium composé d’H2air PX, EnergyDesign, Seaflex et Profloating, choisi par le gestionnaire du port, Tanger Med Utilities. 

Avec une production électrique de 13 MWc soit la consommation de 17 000 habitants, ce projet industriel contribuera à décarboner les activités de Tanger, premier port du continent africain.

Une prouesse technologique 

Ce projet solaire flottant, le plus vaste jamais réalisé en Afrique, constitue une avancée majeure en matière d’ingénierie et d’exploitation énergétique. L’installation est implantée sur une retenue d’eau de barrage située dans une vallée à la topographie montagneuse, aux parois instables et soumise à de fortes variations de niveau d’eau – pouvant atteindre 44 mètres d’amplitude. L’infrastructure a été conçue pour s’adapter en permanence à un environnement naturel contraignant et évolutif.

Le site joue un rôle essentiel dans l’approvisionnement en eau douce. Ainsi, le projet intègre des dispositifs stricts de protection et de suivi de la qualité de l’eau, répondant à des exigences réglementaires élevées. Cette infrastructure de grande taille témoigne d’un savoir-faire maîtrisé dans la conduite de projets complexes.

H2air PX, coordinateur du projet 

Lancé en 2023, à la suite d’un appel d’offres ouvert par Tanger Med Utilities, le projet est porté par un consortium piloté par H2air PX. H2air PX assure la coordination globale et le design de la centrale solaire, incluant l’intégration des panneaux photovoltaïques, des onduleurs et des cellules du poste électrique. Energy Design intervient en tant que partenaire local pour les travaux sur site, notamment les accès, la voirie et l’installation des équipements. Seaflex a conçu les solutions d’ancrage et d’amarrage adaptées aux applications flottantes. Profloating a développé une solution de flottaison solaire avant-gardiste conçue pour garantir durabilité et haute performance.

Le projet en chiffres 

• 13 MWc de puissance installée
• Soit la consommation électrique de 17 000 personnes en France
• 3 îlots de panneaux d’une surface totale de 72 870 m²
• Variations de hauteur d’eau : de 35 à 79 mètres

    

Heyday Ventures, fournisseur de stations météorologiques et de solutions SCADA pour le secteur photovoltaïque (PV), et Reuniwatt, spécialiste de la prévision de la production d’énergies renouvelables, annoncent une nouvelle étap de leur partenariat.

S’appuyant sur trois années de collaboration et de confiance, les deux entreprises viennent de signer dans le cadre d’Intersolar des contrats majeurs pour fournir des services de surveillance météorologique haute performance au secteur énergétique dans la région du Golfe.

Ce partenariat renforcé met en œuvre une vision commune de lutte contre le changement climatique

Dans ce cadre, Reuniwatt fournira des imageurs infrarouges tout-ciel qui seront intégrés aux stations météorologiques avancées de Heyday Ventures, sur trois nouveaux projets totalisant plus de 10 GW, en complément d’un portefeuille multi‑GW existant dans la région. L’un de ces projets inclut une centrale solaire couplée à des batteries (Solar + BESS) avec production continue (24h/24, 7j/7) intégrant également des services de prévision afin de garantir des opérations ininterrompues.

Ce partenariat renforcé met en œuvre une vision commune de lutte contre le changement climatique, avec une capacité industrielle éprouvée à fournir des solutions répondant aux exigences les plus élevées en matière d’IT/OT, de matériel et de cybersécurité. « Nous sommes fiers de la solidité de notre partenariat : ensemble, nous avons convaincu les EPC les plus exigeants en charge de centrales solaires de taille record, toutes situées au Moyen-Orient. » se réjouit Nicolas Schmutz, CEO de Reuniwatt.

La complémentarité au service d’une collaboration durable

Les services météorologiques sont essentiels pour accélérer un déploiement massif, résilient et efficace des énergies renouvelables dans les réseaux électriques. Les données météo sont indispensables pour établir des prévisions de production et pour renforcer la résilience et la maintenance des systèmes photovoltaïques. Grâce à Sky InSight, son imageur infrarouge breveté, Reuniwatt permet aux acteurs de l’énergie solaire d’accéder à des prévisions de pointe en matière d’irradiation et de production électrique. En complément de ces technologies, Heyday Ventures fournit des stations de mesure météorologique et des solutions SCADA, tout en bénéficiant d’une forte présence dans l’écosystème solaire en Inde et au Moyen-Orient. 

« Nous avons besoin de données météorologiques continues et locales pour sécuriser l’intégration des énergies renouvelables dans les réseaux sur nos continents. C’est la valeur unique que Reuniwatt apporte à nos stations météorologiques clés en main. Notre expertise unique en ingénierie industrielle et systèmes est largement reconnue par les principaux acteurs en Inde et au Moyen-Orient. » ajoute Rajan Goel, CEO de Heyday Ventures. Heyday Ventures et Reuniwatt approfondissent ainsi leur coopération en se concentrant sur deux des marchés photovoltaïques les plus dynamiques : l’Inde et le Moyen-Orient, qui représentaient environ 10 % de la capacité mondiale installée en énergies renouvelables en 2025.

    

L’horizon est dégagé pour la deuxième période de l’appel d’offres « Petit PV » autrement appelé appel d’offres « simplifié » (AOS). 

Les offres seront à déposer entre le 20 et le 31 juillet. Les candidats ont jusqu’au 12 juin pour poser leurs questions sur la plateforme de la CRE. Le volume recherché est de 288 MW. 

Plusieurs nouveautés apparaissent dans le cahier des charges. Parmi elles, l’ouverture aux installations photovoltaïques au sol, l’intégration des critères de résilience des installations intégrant des conditions de provenance pour une partie des composants des panneaux et l’onduleur, ou encore l’introduction d’un exemple de schéma de comptage pour les installations avec stockage. 

En partenariat avec un cabinet d’avocats spécialisé, TECSOL vous propose un webinaire exceptionnel d’une matinée (9h-12h avec pause), axé sur le décryptage du cahier des charges à travers les réponses qui seront publiées par la CRE début juillet. 

Vos questions formulées par écrit pendant la séance seront relayées à nos intervenants par Jean-Louis Busquet, rédacteur en chef de Plein Soleil et animateur de la journée. Les slides présentés au cours du webinaire seront transmis aux participants à l’issue de l’évènement. 

Vous avez été nombreux à plébisciter notre webinaire de format équivalent organisé en avril à propos de l’appel d’offres « PV Bâtiment » PPE 2. C’est donc reparti !

Prix : 150 €HT / participant

Contact administratif :​ Pour tout besoin spécifique ou renseignement complémentaire, merci de nous contacter à formation@tecsol.fr et 04 68 68 16 50.

Pour s’inscrire…

    

Le décret n° 2026-561 du 26 juin 2026, publié ce matin au Journal officiel, modifie les règles applicables aux opérations d’autoconsommation collective. Il précise notamment les modalités de répartition de l’électricité produite entre les consommateurs participants et encadre davantage les conditions dans lesquelles cette répartition peut être ajustée.

Le texte affirme le principe selon lequel l’électricité produite dans le cadre d’une opération d’autoconsommation collective doit être affectée aux consommateurs associés, dans la limite de leur consommation. La quantité autoconsommée totale correspond ainsi au minimum entre la production des installations participantes et la consommation des consommateurs concernés.

Des règles de répartition plus encadrées

À chaque pas de mesure, l’énergie sera répartie selon les coefficients transmis au gestionnaire du réseau public de distribution ou selon un ordre de priorité prévu au contrat. Les volumes restants pourront être affectés au prorata des consommations résiduelles des participants.

Le décret encadre également les possibilités de modification des règles de répartition. Pour les contrats conclus après le 1er juillet 2027, les coefficients devront être transmis avant la fermeture du marché organisé de l’électricité pour livraison le lendemain. Cette disposition vise à limiter les ajustements a posteriori, mais elle pourrait aussi réduire la souplesse dont disposent certains porteurs de projets pour optimiser leurs opérations.

Le contrat pourra par ailleurs prévoir, pour chaque installation de production, une part fixe de production non affectée à l’opération. Par défaut, cette part sera nulle.

Un texte accueilli avec prudence par la filière solaire

Pour les producteurs, consommateurs, fournisseurs, gestionnaires de réseau et personnes morales organisatrices, ce décret apporte un cadre plus précis. Mais cette clarification réglementaire ne dissipe pas toutes les interrogations.

Plusieurs professionnels du solaire redoutent que ces nouvelles règles complexifient le montage et le pilotage des opérations d’autoconsommation collective, alors même que le développement de ces projets reste encore freiné par des contraintes administratives, contractuelles et économiques. La question de la flexibilité, en particulier, demeure sensible pour des opérations qui doivent concilier production locale, profils de consommation variables et conditions de marché.

Le décret marque donc une étape réglementaire importante, mais son impact réel dépendra de sa mise en œuvre opérationnelle. Les prochains mois permettront de mesurer s’il contribue à sécuriser les projets ou s’il ajoute de nouvelles contraintes à une filière qui attend surtout de la stabilité, de la simplicité et de la visibilité.

Le texte du décret dans le Journal Officiel…

À l’occasion de la formation organisée vendredi prochain par Tecsol et Métrol sur le financement de l’autoconsommation collective — ACC —, nous présenterons en détail ce décret ainsi que ses conséquences concrètes sur la conception, le montage et le développement des opérations d’ACC. Pour s’inscrire à la formation

    

Le bureau d’études Tecsol et ses partenaires organisent vendredi 3 juillet prochain une formation sur le financement des projets ACC. Le point en trois questions avec Philippe Rocher, Fondateur et Directeur de METROL, concepteur pédagogique et expert du sujet !

Plein Soleil : Pourquoi consacrer aujourd’hui un webinaire spécifique au financement du photovoltaïque en autoconsommation collective ?

Philippe Rocher : Parce que l’autoconsommation collective est en train de passer d’un sujet expérimental à un véritable sujet de marché. Tout le monde voit bien son intérêt : rapprocher la production solaire des consommateurs, sécuriser une partie du coût de l’électricité, donner aux collectivités et aux entreprises un outil concret de transition énergétique locale. Mais, du point de vue financier, le modèle n’est pas encore stabilisé.

Sur les projets photovoltaïques bénéficiant d’un tarif d’achat ou d’un complément de rémunération, les banques savent assez bien analyser le risque : elles disposent de références, de standards, de ratios de financement éprouvés. En autoconsommation collective, en revanche, les recettes reposent davantage sur la qualité du montage contractuel, la solidité des consommateurs, leur fidélisation dans la durée et la capacité du projet à absorber le départ éventuel de certains d’entre eux.

C’est pourquoi les banques tâtonnent encore. Les exigences de couverture de dette sont souvent plus élevées, les niveaux de fonds propres plus importants, et les réserves de trésorerie – notamment les DSRA (Debt Service Reserve Account) ou les comptes de réserve du service de la dette – deviennent presque incontournables pour couvrir plusieurs mois de perte de revenu en cas de défaut ou de sortie d’un consommateur significatif. Le sujet n’est donc pas seulement technique ou réglementaire : c’est un sujet de bancabilité.

PS : Quel est le principal point de vigilance pour rendre un projet d’ACC bancable ?

PR : Le cœur du sujet, c’est la sécurisation contractuelle des revenus. Dans une opération d’ACC, il ne suffit pas d’avoir une belle centrale photovoltaïque, un bon productible et des consommateurs intéressés. Il faut démontrer que les flux économiques seront suffisamment prévisibles pour rembourser la dette sur la durée. Cela suppose plusieurs niveaux d’analyse. D’abord, la qualité des contreparties : qui sont les consommateurs ? Des collectivités ? Des entreprises ? Des bailleurs ? Des copropriétés ? Quelle est leur solidité financière, leur profil de consommation, leur capacité à s’engager dans la durée ?

Ensuite, la qualité des contrats : durée, indexation, conditions de sortie, garanties, mécanismes de remplacement d’un consommateur, traitement des volumes non consommés, articulation avec le fournisseur d’électricité. Enfin, il faut regarder la gouvernance du projet. La personne morale organisatrice, le producteur, les consommateurs, l’exploitant et les financeurs doivent chacun avoir un rôle clair.

Une opération d’ACC mal cadrée juridiquement sera difficilement finançable, même si elle est techniquement pertinente. À l’inverse, un projet bien contractualisé, avec des consommateurs solides, des règles de sortie maîtrisées et un plan de remplacement crédible, peut devenir progressivement acceptable pour les prêteurs.

PS : Que peut apporter ce webinaire aux développeurs, collectivités, banques et investisseurs ?

PR : L’objectif n’est pas de faire une présentation théorique de plus sur l’autoconsommation collective. Le moment est différent : nous sommes dans une phase embryonnaire du financement de l’ACC, mais les premiers retours d’expérience commencent à apparaître. Des développeurs, des collectivités, des banques, des investisseurs et des conseils travaillent déjà sur des solutions. Des groupes de travail se constituent. Les pratiques commencent à se structurer.

Ce webinaire vise précisément à donner la parole à ceux qui prennent les choses en main. Comment analyse-t-on aujourd’hui un business plan d’ACC ? Quels niveaux de DSCR (Debt Service Coverage Ratio), ou TCD (Taux de Couverture de la Dette) les banques regardent-elles ? Jusqu’où faut-il renforcer les fonds propres ? Comment dimensionner une réserve de dette ? Comment traiter contractuellement la sortie d’un consommateur ? Comment convaincre un prêteur que le risque de revenu est maîtrisé ?

L’autoconsommation collective est probablement l’une des voies les plus prometteuses pour le solaire photovoltaïque local, mais elle ne deviendra un vrai marché que si elle devient finançable. C’est tout l’enjeu de ce webinaire : passer de l’intuition collective — « l’ACC est une bonne solution » — à la méthode financière, contractuelle et opérationnelle permettant de faire émerger des projets bancables.

Programme et inscription…