Dans le cadre du CES 2022, Mercedes a présenté le 3 janvier dernier un nouveau prototype électrique doté d’un toit solaire. Nanti d’un coefficient de traînée record de 0,17, le très aérodynamique Vision EQXX devrait atteindre les 1 000 kilomètres en une seule charge. Le toit solaire contribuerait à effectuer 25 kilomètres.  

L’autonomie et l’efficience comme un mantra ! « L’autonomie et l’efficience définissent l’ère électrique », annonce ainsi le constructeur. C’est donc cela la recette miracle pour atteindre les 1000 kilomètres en une seule charge. De quoi reléguer la concurrence loin derrière ! L’effort a été porté sur la batterie qui n’excède pas les 100 kWh. Compacte, légère, elle affiche une consommation de 10 kWh pour 100 kilomètres couplée à un moteur d’une puissance modérée de 150 kW.

« Plutôt que de simplement augmenter la taille de la batterie, l’équipe s’est focalisée sur l’amélioration de l’efficience sur de longues distances », indique Mercedes. Mercedes fait donc fi de la performance pure et des accélérations ébouriffantes, signe d’une entrée dans une époque plus sobre ! Ce prototype présente des évolutions avancées, parfois inspirées du monde de la F1. Le Vision EQXX, un laboratoire pour l’horizon à venir.

Cerise sur le gâteau, la firme à l’Etoile orne par ailleurs le Vision EQXX d’un toit solaire, un panneau doté de 117 cellules ultra minces et légères, capable de fournir jusqu’à 25 kilomètres d’autonomie à lui seul. Idéal pour les petits trajets du quotidien !

A l’occasion de l’audition de Barbara Pompili, ministre de la Transition écologique par la commission de l’aménagement du territoire et du développement durable du Sénat le 5 janvier, la Ministre est intervenue sur le thème de l’agrivoltaïsme. Voici un extrait de son intervention:

« Sur la question de l’agrivoltaïsme, pour moi il s’agit vraiment d’une technologie vertueuse qui contribue à la fois au développement des énergies renouvelables et à l’adaptation de l’agriculture au changement climatique. On a plein de méthodes aujourd’hui sur l’agrivoltaïsme, ce ne s’est pas encore complètement développé à 100%, on voit qu’on est encore en train de travailler. On soutient ces projets et le ministère de la transition écologique soutient à travers des appels d’offres spécifiques sur des projets innovants, on a déjà quatre périodes de cet appel d’offres qui ont eu lieu depuis 2017, il y en a eu une dernière en novembre. Il faut bien distinguer l’agrivoltaïsme des installations photovoltaïques au sol, qui sont installées sur terrains agricoles.

Ce n’est pas la même chose. De telles installations peuvent contribuer à l’atteinte de nos objectifs énergétiques en représentant une opportunité économique pour les agriculteurs – si ça leur fait un complément c’est très bien – mais on restera attentifs à encadrer ces projets parce que vous savez bien qu’en ce moment on a toujours ce risque de la concurrence entre la vocation énergétique et la vocation agricole première, qui doit être de nous nourrir, et donc c’est toute la question est de trouver l’encadrement pour que nos agriculteurs puissent profiter de cette opportunité, dont on a besoin, mais en même temps de ne jamais perdre de vue que nos agriculteurs doivent pouvoir vivre de leur travail qui doit être en premier lieu de nous nourrir. C’est un sujet qui est complexe, très complexe, et sur lequel on aura, je crois, encore de nombreux débats parce que on est au début de ce système et il faut qu’on trouve le bon équilibre. Donc je crois qu’on a encore beaucoup à discuter là-dessus mais c’est un sujet absolument essentiel ».

Des scientifiques israéliens ont combiné l’énergie solaire et la croissance des cultures dans des serres polytunnels en mettant au point une solution photovoltaïque organique (OPV).

Les serres polytunnels sont généralement recouvertes de polyéthylène. Elles sont utilisées pour la culture en grande quantité de fruits et légumes qui requièrent plus de chaleur pendant les mois d’hiver. Ces structures sont plus difficiles à ombrager que celles recouvertes de verre.

« Les propriétés des OPV sont plus adaptées que le silicium conventionnel aux applications des serres polytunnel », a déclaré la chercheuse Esther Magadaley à pv magazine. « Ils sont légers, flexibles et le matériau d’encapsulation en polyéthylène des OPV est similaire au matériau de couverture en polyéthylène d’une serre. »

Selon la chercheuse, les solutions OPV peuvent être partiellement transparentes, elles existent en différentes couleurs avec des propriétés de transmission spectrale différentes, et transmettent la quantité du spectre lumineux nécessaire à la croissance des plantes, tout en utilisant les autres portions du spectre pour produire de l’électricité.

« De cette façon, nous pouvons produire de l’électricité sans affecter la croissance des cultures », a-t-elle expliqué.

Dans leur expérience, les scientifiques ont utilisé des modules solaires composés de cellules organiques reposant sur un matériau donneur connu sous le nom de PBTZT-stat-BDTT-8. Chaque panneau a un rendement de conversion de puissance de 3,3 %, une puissance nominale de 14 W, une dimension de 800 mm x 1 000 mm x 0,6 mm, et une surface active de 655 x 855 mm. En raison de la faible transmission lumineuse du panneau, qui est d’environ 23 %, seuls 37 % de la surface du toit de la serre ont été couverts par les modules.

Les performances de ce système photovoltaïque orienté est-ouest ont été testées sur une période de six mois et comparées à celles de modules solaires conventionnels déployés sur une serre similaire. Les rendements du réseau organique ont atteint leur maximum à différents moments de la journée, en fonction de leur position sur le toit, et les rendements maximaux se sont produits à des moments où ils n’étaient pas soumis à un rayonnement incident direct.

« Lorsque l’on considère l’effet combiné des modules sur l’ensemble du toit incurvé, leur production combinée typique et leur PCE moyen étaient de 105Wh et 0,65% par jour ensoleillé et de 81Wh et 0,86% par jour nuageux », ont déclaré les chercheurs.

Les panneaux organiques présentaient également des températures de module plus basses que leurs homologues en silicium cristallin, ce qui a entraîné des taux de dégradation plus faibles. Certains des modules organiques ont toutefois souffert d’une dégradation accélérée qui était due à la contrainte mécanique causée par les mouvements de la bâche du tunnel sous l’effet du vent.

« Les rendements des modules photovoltaïques utilisés dans cette étude ont culminé à environ 3 %, ce qui est relativement faible par rapport aux rendements des cellules à l’échelle du laboratoire de plus de 17 % qui ont été récemment signalés. L’utilisation de modules plus efficaces améliorerait leur viabilité économique, avec une production accrue d’électricité renouvelable », expliquent les universitaires.

Interrogée sur la viabilité commerciale, Esther Magadaley a déclaré que les prix actuels des modules photovoltaïques organiques ne reflètent pas les éventuels coûts associés, pourtant inférieurs à ceux des technologies au silicium. La raison de ce paradoxe : ils sont encore fabriqués à petite échelle. « Il existe d’autres études qui estiment les coûts des OPV à l’échelle de la production de masse, ce qui ferait des OPV une option économiquement viable », a-t-elle ajouté.

Les chercheurs ont présenté leur approche dans leur article intitulé « Integrating organic photovoltaics (OPVs) into greenhouses : electrical performance and lifetimes of OPVs », qui a récemment été publié dans l’International Journal of Sustainable Energy. Le groupe de recherche comprend des scientifiques de l’Institut d’ingénierie agricole d’Israël, de l’Organisation de recherche agricole et du Centre de recherche et de développement Triangle.

La société ambitionne de recruter 15 employés d’ici à fin 2022 et de recycler 3000 tonnes de panneaux solaires par an, ce qui correspond à environ 3 tonnes d’argent et 90 tonnes de silicium.

L’entreprise française Rosi Solar (Return of Silicon), spécialisée dans le recyclage et la valorisation des matières premières de l’industrie photovoltaïque, a fait un pas de plus dans la concrétisation de son projet d’ouvrir son premier site industriel de traitement des panneaux photovoltaïques, à La Mure en Matheysine dans l’Isère, avec la signature du bail fin décembre. Née au sein de l’incubateur Linksium et soutenue par l’Ademe et BPI France, Rosi Solar a développé un procédé physico-chimique capable de récupérer le silicium, le cuivre et l’argent des cellules photovoltaïques. Elle a été retenue par l’éco-organisme français Soren.

La société ambitionne ainsi de recruter 15 employés d’ici à fin 2022 et de recycler 3000 tonnes de panneaux solaires par an, ce qui correspond à environ 3 tonnes d’argent et 90 tonnes de silicium. Située en Matheysine, l’usine a reçu le soutien de Matheysine Développement, avec pour objectif une stratégie de réindustrialisation locale et la création d’emplois pérennes sur le territoire.

Le projet vise la construction de centrales solaires photovoltaïques d’une capacité totale de 1000 MWc, réparties sur le territoire national algérien en lots de 50 à 300 MWc chacun. Il est ouvert aux investisseurs nationaux et étrangers qui ont jusqu’au 30 avril 2022 pour envoyer leurs Offres Techniques et Financières

L’Algérie a publié le 29 décembre le texte de l’appel d’offres pour la réalisation du projet « Solar 1000 MW », qui vise à mettre en service des centrales solaires d’une capacité totale de 1000 MWc. Il a été publié sur le site du ministère de la Transition énergétique et des Energies renouvelables et s’adresse aux investisseurs de droit algérien et de droit étranger.

Le document précis que le projet « Solar 1000 MW » consiste en la constitution de Sociétés de Projet (SPV) chargées de réaliser un projet de centrales solaires photovoltaïques d’une capacité totale de 1000 MWc réparties sur le territoire national algérien en lots de 50 à 300 MWc chacun, et dont l’échéancier de réalisation est précisé dans les documents de l’Appel d’Offres à Investisseurs. Chaque candidat peut soumissionner pour un ou plusieurs lots totalisant une capacité cumulée maximale de 300 MW. Les sites destinés à l’implantation des installations de production de l’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables seront mis à la disposition des sociétés de projet, par la Société Algérienne des Energies Renouvelables dénommée « SHAEMS, Spa ».

La caution de soumission est fixée pour les investisseurs de droit étranger à un montant de 500 000 $, émanant d’une Banque légalement domiciliée en Algérie pour chacun des lots. Pour les investisseurs de droit algérien, elle est de 70 Millions DA, émanant d’une Banque légalement domiciliée en Algérie pour chacun des lots.

L’entreprise Mecosun démarre l’année 2022 en fanfare avec deux nouveautés  importantes qui viennent de se concrétiser. D’une part l’obtention d’un ETN pour le système Fibrosun permettant la fixation des modules sur plaque fibres ciment et d’autres part la mise sur le marché du logiciel Roofcode. Mecosun, un acteur du solaire qui innove !  

Elle était attendue, elle vient de tomber. Mecosun peut fièrement afficher l’ETN pour son système de fixation Fibrosun. Intérêt de ce système, il est adapté aux toitures neuves ou existantes. Il est aussi entièrement démontable sans aucun impact sur les plaques fibres ciment. Dans un contexte où le prix des bac aciers restent élevés et où les contraintes des agriculteurs souhaitant équiper leur stabulation en solaire conduisent à des mécontentements, la solution Fibrosun permet de répondre à ces problèmes. Sans oublier les problèmes de condensation liés à l’utilisation de bacs acier, même équipés de retardateur de condensation, souvent saturés en eau et également détériorés par les machines à empaillage automatique ! Fibrosun permet de  reconduire une couverture respirante comme l’ont toujours eu les éleveurs au-dessus de leur tête depuis plus de 30 ans et d’assurer un équilibre financier plus favorable qu’un complexe bac acier + système solaire.

Le logiciel Roofcode est, quand à lui, né des difficultés rencontrées par les concepteurs et donneurs d’ordres de pouvoir évaluer ou élaborer un cahier des charges suivant les nouvelles normes Eurocode. Le logiciel permet en quelques clics de déterminer suivant le type de bâtiment et son environnement géographique les charges en toiture. Cela permet d’imposer à tous les systémiers comme Mecosun de répondre aux contraintes réelles et non à une interprétation, souvent trop sous-estimée, de la norme qui pourrait conduire à des accidents. Ce logiciel a été mis au point sous le contrôle de nombreux spécialistes référents des Eurocodes. « Prochaine étape, la validation du logiciel par le CSTB, en fonction du succès commercial, au vu de l’investissement » conclut Fabien Thuillier, gérant de Mecosun.

Pour ORA, filiale du groupe Apex Energies, le principe de non remboursement prévu dans le guichet ouvert étendu met en danger la totalité des projets d’autoconsommation collective dans la tranche 100 à 500 kWc par manque de rentabilité.

Très attendue depuis presque deux ans par la filière solaire, la publication du décret définissant l’obligation d’achat est en soi une excellente nouvelle. Ce décret S21 permettra de donner indéniablement un énorme coup de booster au développement de l’énergie solaire en la libérant de nombreux carcans et en offrant un tarif très avantageux de 98 euros par MWh pendant 20 ans. Dans ce lot de bonnes nouvelles, on en oublierait presque que l’autoconsommation collective a pour sa part été sacrifiée pour une histoire de taxes qui obère la rentabilité de l’ensemble des projets de la tranche 100-500 kWc passée sous le régime du guichet ouvert avec le décret.

Avant la publication du décret, la tranche 100 à 500 kWc était soumise à un appel d’offre pour tous les projets solaires, y compris ceux dédiés à l’autoconsommation. Cet appel d’offre permettait ainsi l’autoconsommation collective et le fait de pouvoir, pour les auto-consommateurs faisant partie d’une opération collective, être remboursés des MWh alloués par le fournisseur d’électricité ainsi que les taxes associées à cette fourniture : la part de CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité), la part variable du TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Electricité) ainsi que la TVA sur les 3 composantes. Ce mécanisme de remboursement a toujours cours mais désormais uniquement sur les appels d’offre pour les opérations de 500 kWc et +.

Si le décret autorise toujours les projets d’autoconsommation collective, il en a oublié le remboursement des MWh fournis et des taxes, une épine létale dans le pied des autoconsommateurs. Dans cette configuration, la mort programmée de l’autoconsommation collective est actée, à l’heure où les projets citoyens solidaires sont plébiscités de toute part par les populations. Le principe de non remboursement met, en tous cas, à l’arrêt la totalité des projets d’autoconsommation collective dans la tranche 100 à 500 kWc par manque de rentabilité. Un gâchis ! Ou simplement une négligence ? Personne n’a vraiment, semble-t-il, prêté attention à ce nouvel avatar qui impacte l’un des enjeux majeurs de la filière solaire, l’autoconsommation collective.

« Il faudra donc attendre la publication d’un nouveau texte réglementaire pour sortir de ce guêpier qui, par absence de rétroactivité, impacte déjà les nouveaux projets en cours. L’urgence est là. La réaction de la DGEC doit être immédiate. Elle doit tout simplement faire appliquer les règles du cahier des charges de l’appel d’offre autoconsommation au décret S21.  L’administration doit toujours permettre la revente du surplus à 98 euros dans le cadre d’un projet d’autoconsommation collective mais définir également les mécanismes de remboursement des électrons verts, de la CSPE, du TURPE (part variable) et de la TVA. Il en va de la survie d’un dispositif très attendu par les citoyens, l’autoconsommation collective, qui plus est nécessaire à l’atteinte des objectifs de la PPE », déclare David Emsellem, directeur général d’ORA, filiale du groupe Apex Energies.

Un groupe de recherche français a comparé le ratio de performance de 100 systèmes photovoltaïques utilisant des micro-onduleurs avec celui de 100 installations utilisant des onduleurs string ou centraux. Il a constaté que le rapport de performance est d’environ 79 % pour les deux types de systèmes et que les réseaux avec micro-onduleurs sont plus sensibles aux facteurs environnementaux.

Un groupe de chercheurs de l’Université de Limoges a comparé le ratio de performance (PR)* des systèmes photovoltaïques équipés de micro-onduleurs à celui des installations reposant sur des onduleurs centraux ou string sur plusieurs sites en France. Étonnamment, l’étude révèle que les micro-onduleurs ne sont pas plus performants. « La topologie d’une installation photovoltaïque est d’une grande importance. En effet, le nombre et l’emplacement du ou des convertisseurs peuvent avoir un impact significatif sur le PR. C’est pourquoi des choix entre un onduleur central, des onduleurs tring ou des micro-onduleurs doivent être faits afin de ne pas dégrader le RP. Dans la littérature scientifique, il est indiqué qu’une installation photovoltaïque équipée d’un onduleur central a un RP compris entre 70 et 80 %. Pour les micro-onduleurs, en théorie, il devrait être plus élevé. L’objectif de cette publication est de comparer le RP des installations équipées d’un onduleur central et d’onduleurs de branche avec celles utilisant des micro-onduleurs à partir d’une étude statistique regroupant 200 installations privées réparties sur l’ensemble de la France métropolitaine », écrivent les auteurs dans l’étude « Performance ratio of photovoltaic installations in France Comparison between inverters and micro-inverters », publiée dans le Journal of King Saud University – Engineering Sciences. Pour cela, les chercheurs ont d’abord analysé tous les avantages et les inconvénients d’une installation avec des micro-onduleurs ou des onduleurs centraux, et ont déclaré que les micro-onduleurs devraient offrir un avantage sur de nombreux points, y compris le prix. « Il faut également prendre en compte les durées de vie de ces équipements, qui sont d’un peu moins de 10 ans pour un onduleur central et peuvent atteindre 30 ans pour un micro-onduleur, ajoutent-ils. Les micro-onduleurs semblent également mieux adaptés pour réduire l’impact des pertes qui peuvent se produire dans les panneaux solaires, que ce soit en raison de l’ombrage ou d’un dysfonctionnement du panneau ».

Ces hypothèses ont été évaluées en analysant 200 installations photovoltaïques situées en France : 100 sont équipées de micro-onduleurs Enphase M210, M215, M250 et IQ7 ; l’autre moitié est équipée de SunnyBoy 3000 (puissance d’entrée de 3,2 kW), de SunnyBoy 5000 (puissance d’entrée de 5,2 kW) et de Sunny Tripower STP 8000 (puissance d’entrée de 8, 2 kW). La capacité moyenne des installations reposant sur des micro-onduleurs était de 3,8 kW et celle de la deuxième catégorie était de 5 kW. Les travaux ont pris en compte leur production réelle d’énergie solaire, ainsi que l’orientation, l’inclinaison, la puissance de pointe, la zone géographique et d’autres facteurs.

L’analyse a montré que dans les deux cas, le ratio de performance réel est presque identique : 79 % en moyenne alors que le ratio de performance des micro-onduleurs dans la littérature est de 92 %. On observe également une plus grande disparité de résultats avec les micro-onduleurs, montrant une plus grande sensibilité aux facteurs environnementaux. En outre, une légère croissance du PR est enregistrée avec une irradiation plus faible, tant pour les dispositifs à micro-onduleurs que pour les dispositifs centraux/à cordes, ce qui pourrait dépendre de l’inclinaison et de l’orientation des panneaux ou de la zone géographique et les scientifiques ont constaté que la taille d’un système photovoltaïque n’a pas d’influence sur les performances.

« Finalement, les résultats montrent une homogénéité du rapport de performance entre les deux technologies malgré des fonctionnements différents », concluent les universitaires. En effet, l’ombrage joue un rôle minime car il peut être contourné par d’autres moyens (diodes de dérivation, design…). « Cependant, même si le ratio de performance est identique entre les onduleurs et les micro-onduleurs, les micro-onduleurs restent à privilégier en raison de leur durée de vie, de leur prix et de la sécurité de l’installation, même en cas d’incendie ». Ces résultats doivent permettre, selon eux, d’estimer de manière plus fine la rentabilité d’une installation photovoltaïque.

*Le PR est un paramètre qui définit la relation entre la production d’énergie réelle et la production d’énergie attendue d’un système photovoltaïque, et qui est largement indépendant de l’emplacement ou de l’orientation de l’installation. Cette valeur est utilisée pour comprendre l’efficacité du fonctionnement du système PV.

Le prix moyen proposé par les lauréats sur cette tranche est de 56,65 €/MWh, soit une baisse d’environ 3% par rapport à la période précédente, qui avait enregistré une hausse du prix moyen de 4,7 %.

Le Ministère de la Transition écologique a publié les résultats de la dixième et dernière période de l’appel d’offres CRE4 pour des installations solaires au sol. Au total, 80 lauréats ont été désignés, représentant un volume attribué de 636,7 MWc sur un volume ouvert de 700 MWc. Le prix moyen proposé par les lauréats sur cette tranche est de 56,65 €/MWh pour l’ensemble des projets, soit une baisse d’environ 3% par rapport à la période précédente, qui avait enregistré une hausse du prix moyen de 4,7 %.

Pour les installations de plus grande puissance, supérieure à 5 MWc (famille 1), le prix moyen proposé par les lauréats s’est élevé à 52,32 €/MWh. Selon le premier recensement fourni par le MTE, cette catégorie a rassemblé des projets d’une puissance totale de 440,54 MWc. La centrale la plus puissante sera celle de Neoen à Romilly, dans l’Aube, avec une puissance de 42,79 MWc. Elle réhabilitera un ancien aérodrome militaire. Elle est suivie en taille par la centrale Fontenet 3 (Charente-Maritime), de la société Saintonge Energies (filiale de BayWa r.e. France), pour une puissance de 40,06 MWc.

Pour la famille 2 – les installations de puissance comprise entre 500 kWc et 5 MWc -, le prix moyen s’élève à 63,40 €/MWh. Elle totalise 112,35 MWc de puissance, avec des centrales d’une puissance allant de 5 MWc à 1,12 MWc pour la plus petite.

Pour les installations sur ombrières de parking (famille 3), le prix moyen proposé par les lauréats est de 82,29 €/MWh. Cette catégorie totalise 35,14 MWc de projets. Parmi les plus grandes ombrières prévues, Neoen réalisera le projet de centrale photovoltaïque sur le parking de l’aéroport de Metz-Nancy-Lorraine (Moselle) de 6,7 MWc. Apex Energies construira dans le Bas-Rhin une ombrière de parking de 5,83 MWc et Urbasolar une ombrière de 5,28 MWc.

Par Daniel Bour, président d’Enerplan, Sylvie Perrin, présidente de La Plateforme Verte, André Joffre, président de Sol Solidaire et Franck Charton, Délégué général de Perifem

Fin de semaine dernière, le Sénat a rejeté la première partie du PLF 2022 consacré aux recettes. De facto, la Chambre n’a pas examiné la seconde sur les dépenses. Le sénateur des Pyrénées-Orientales Jean Sol était pourtant disposé à déposer un amendement pour une exonération de TICFE dans le cadre des projets d’autoconsommation collective. Pour plus de solidarité ! Un nouveau faux pas au bal des occasions manquées.   

A six mois d’une élection présidentielle à hauts risques, la problématique de la précarité énergétique sur fond d’augmentation effrénée des prix de l’énergie relève plus que jamais du champ politique. Suffisamment pour voir le premier ministre Jean Castex faire le 20h00 de TF1 pour annoncer le fameux « bouclier tarifaire » via des mesures d’urgence. Parmi celle-ci, la hausse plafonnée à 4% du prix de l’électricité va être permise par un allègement de la TICFE (la Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité) pour tous les Français.

Jouer sur la fiscalité pour lutter contre la précarité énergétique semble donc une option à sérieusement prendre en compte, loin des objurgations d’hier. Pourquoi, par exemple, l’exonération de TICFE décidée par le gouvernement ne pourrait-elle pas être durable pour les autoconsommateurs collectifs comme c’est le cas déjà pour l’autoconsommation individuelle ? Par « durable », nous entendons, étirée après l’année de gel exceptionnel pour tous.

Qu’on se le dise, l’autoconsommation, c’est-à-dire le fait de consommer sa propre production d’énergie, qu’elle soit individuelle (le propriétaire d’une maison équipée de panneaux photovoltaïques) ou collective (les habitants d’un immeuble ou d’un quartier équipé), représente un sujet clé pour le rôle du solaire dans la transition énergétique et la lutte contre la précarité énergétique.

En créant un cadre favorable à l’Autoconsommation collective (ACC), le législateur reconnait ainsi les vertus de ce schéma. En particulier dans le logement social, la possibilité pour un bailleur social d’être personne morale organisatrice et de mettre en place ce type de dispositif au sein d’un HLM représente déjà une simplification encourageante. Les opérations décentralisées que sont les projets d’ACC et les communautés d’énergie ont l’avantage de conjuguer de nombreux bénéfices, environnementaux mais également sociaux à destination des plus défavorisés : réduction du bilan carbone, baisse des factures d’électricité d’un ménage, etc.

Dans ces configurations, chacun peut avoir accès au solaire, sans aucune discrimination, quels que soient ses revenus et sa situation patrimoniale (y compris les locataires). Ces opérations permettent également concrètement

d’accélérer l’engagement des acteurs locaux (riverains, collectivités, entreprises locales) en faveur de la transition énergétique. Et de faire émerger plus rapidement de nouveaux gisements de production et de consommation d’énergie renouvelables pour contribuer ainsi aux objectifs de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE).

Autre argument et non des moindres en ces temps de surendettement post Covid, la mesure fiscale proposée présente de nombreux atouts, notamment en termes d’économie de deniers publics. Le coût en serait extrêmement faible et limité à moins d’un million €/an à l’horizon 2023, avec des hypothèses très volontaristes de développement de ce type d’opérations. D’aucuns envisageraient même un gain pour Bercy, le niveau de recouvrement de ces taxes étant certainement inférieur à leurs coûts de gestion. Cet argument a d’ailleurs même été avancé par Bercy pour l’exonération en vigueur sur l’autoconsommation individuelle (ACI).

L’exonération de TICFE pour l’ACC pourrait donc être la pièce maîtresse d’un dispositif de « bouclier solaire contre la précarité ». A l’heure où la voix de nombreuses collectivités locales s’élève contre l’impossibilité de cumuler, pour financer une installation photovoltaïque, mécanisme d’obligation d’achat et autres aides publiques (notamment locales), cette proposition pourrait apporter une solution. La combinaison gagnante pour un projet solaire en ACC se déclinerait ainsi suivant l’équation : exonération de TICFE et aide locale.

Car une chose est sûre. Si rien n’est fait sur le cas spécifique de l’ACC dans le Projet de Loi de Finances 2022, les discriminations entre les classes aisées propriétaires de leur logement résidentiel et ayant ainsi accès à l’autoconsommation individuelle et les classes populaires, logeant dans du collectif et privées d’autoconsommation collective, ne feront que se creuser. Dans le contexte de pouvoir d’achat dégradé par les hausses continues de tarif d’électricité et de gaz, la volonté politique doit s’exercer autour d’un double objectif : la baisse des dépenses d’énergie au sein des logements sociaux et une réduction des émissions de gaz à effet de serre. Voilà qui vaut bien une exonération de TICFE !

NB : La prochaine fenêtre législative pour déposer un amendement sera le projet de loi de finances rectificative après les présidentielles et législatives du printemps 2022.