La FNCCR salue l’initiative de la Commission européenne visant à adapter le cadre des énergies renouvelables à l’horizon post-2030 afin de répondre à l’ambition climatique de réduction de 90 % des émissions de gaz à effet de serre dici 2040, tout en renforçant la compétitivité et la sécurité énergétique de lUnion. Elle souligne toutefois que, malgré une dynamique de déploiement engagée, les principaux freins résident désormais dans lintégration des énergies renouvelables au sein du système énergétique, marquée par des contraintes croissantes sur les réseaux, un déficit de flexibilité, des signaux économiques insuffisamment incitatifs et une complexité persistante des cadres juridiques et opérationnels, notamment pour les acteurs publics. Dans ce contexte, la FNCCR appelle à une évolution du cadre européen permettant de mieux valoriser les solutions de flexibilité (stockage, pilotage de la demande, hybridation), de faciliter laccès et le partage des données réseaux, de lever les obstacles au développement des circuits courts et des accords dachat délectricité, et daccélérer lélectrification des usages grâce à des signaux prix adaptés. Elle insiste également sur la nécessité de renforcer lancrage territorial des projets, en sappuyant sur la planification locale, la gouvernance partagée et la mobilisation du patrimoine public, ainsi que sur une meilleure articulation entre développement des énergies renouvelables et investissements dans les réseaux. La FNCCR formule 12 propositions opérationnelles visant à lever les freins techniques, économiques et réglementaires, à optimiser les coûts du système électrique et à massifier les énergies renouvelables dans une logique de cohérence territoriale, de maîtrise des risques et d’acceptabilité locale.
Les 12 propositions de la FNCCR
Le programme de travail 2026 de la Commission européenne vise à accélérer le déploiement des énergies renouvelables pour atteindre l’objectif de -90 % d’émissions de GES d’ici 2040, tout en renforçant la compétitivité, la sécurité et l’indépendance énergétiques de l’UE. Cela nécessite une forte croissance des renouvelables, une meilleure intégration dans le système électrique et une électrification accrue des usages. Malgré des progrès importants, le rythme actuel reste insuffisant. Le développement des énergies renouvelables se heurte à plusieurs obstacles : limites du réseau et manque de flexibilité, baisse de rentabilité des investissements liée aux prix de l’électricité, opposition locale, électrification insuffisante, coûts élevés pour certains usages (chauffage, carburants), contraintes sur la biomasse, lenteur des procédures administratives et besoin d’innovation. En résumé, une réforme du cadre des énergies renouvelables est nécessaire pour lever ces freins et atteindre les objectifs climatiques à l’horizon 2040. Améliorer l’intégration et l’absorption des SER sur les réseaux publics d’électricité en favorisant la flexibilité et la mise à disposition de données sur les équilibres des réseaux La priorisation des raccordements aux réseaux Le rythme de développement et la compétitivité des SER sont freinés par les difficultés de raccordement aux réseaux publics d’électricité. Les règles de files d’attente ne sont pas harmonisées entre les différents réseaux (Transport et distribution) et s’opèrent généralement selon le principe de « premier arrivé, premier servi ». Afin de favoriser l’absorption des SER sur les réseaux il conviendrait d’harmoniser les règles et de prioriser les projets de production qui s’accompagnent d’une solution de flexibilité. Sont notamment visés les projets de production associés à un équipement de stockage (hybridation, colocation ou lien de valorisation comme l’autoconsommation collective) ou à une installation de recharge de véhicules électriques ; de même que les installations de production participant à une boucle d’autoconsommation collective, les projets ayant souscrit une Offre de Raccordement Alternative à modulation de puissance ou les projets répondant à des appels à projets flexibilités locales. Ces projets associés à une solution de flexibilité ont en effet un impact très positif sur les réseaux dans la mesure où ils permettent d’éviter des travaux de renforcement et ainsi éviter les contraintes.
Proposition n° 1 :
Harmoniser les règles de files d’attente pour le raccordement des projets de production SER sur les réseaux publics de transport et de distribution d’électricité ; établir des critères de priorisation favorisant les projets de production qui s’accompagnent d’une solution de flexibilité et prioriser le raccordement des installations de production qui répondent à une obligation réglementaire (obligation de solarisation des bâtiments tertiaires)
Favoriser le développement de la flexibilité bâtimentaire L’intégration des SER sur les réseaux sera facilitée par le développement des sources de flexibilité, en particulier bâtimentaire (déplacement de la consommation ou effacement). Celle-ci repose sur un suivi régulier des consommations énergétiques, une analyse de la performance des bâtiments et sur une régulation des équipements rendue possible par des outils tels que des systèmes de gestion technique (GTB) ou la mise en place de dispositifs de stockage intégré au patrimoine public.
• Afin de mettre en place ces mécanismes de flexibilité bâtimentaire, il est essentiel de fournir aux collectivités une infrastructure technique, facilement réplicable, inter-opérable et adaptée aux besoins ;
• Construire une approche ensemblière entre les services d’achat d’énergie, les services financiers, les services de suivi des consommations d’énergie et les équipes en charge de l’exploitation afin de favoriser la flexibilité bâtimentaire.
Proposition n° 2 :
Standardiser une infrastructure technique, inter-opérable et organisationnelle permettant de collecter les données de consommations d’électricité, les contrôler, les analyser et piloter les principales activités et services bâtimentaires.
Collecter et structurer les données pour construire des plateformes de référence pour la connaissance et le suivi énergétique du patrimoine public. Garantir la performance énergétique des systèmes en accordant un soutien financier au commissionnement. Poursuivre le renforcement de l’ingénierie publique. Développer la flexibilité dans les circuits courts énergétiques La flexibilité électrique peut s’inscrire dans les démarches d’adaptation de la consommation et de la production en fonction des besoins des réseaux électriques. Les énergies renouvelables disposent de nouveaux outils juridiques de développement en circuits couts tels que l’autoconsommation collective ou encore les contrats d’achats direct qui favorisent la flexibilité des consommations électriques en créant un signal prix au moment de la production renouvelable locale.
Proposition n°3 :
Massifier les circuits courts énergétiques en clarifiant les conditions selon lesquelles leurs modalités de mise en œuvre peuvent s’inscrire dans le cadre de la commande publique, afin de permettre aux acheteurs publics de développer pleinement des solutions de flexibilité locale. Disposer d’une meilleure connaissance des équilibres réseaux à la maille locale Afin de maximiser son écoulement localement, la connaissance fine des capacités d’injection et de soutirage des postes sources de transformation est particulièrement déterminante. Les courbes de charges des postes sources pourraient être mises à disposition des porteurs de projet de production de SER, ce qui leur permettrait un meilleur dimensionnement, un développement plus rapide et de proposer des solutions de flexibilité adéquates.
Proposition n°4 :
Systématiser la mise à disposition des données du réseau public de distribution en particulier les courbes de charge des postes source en priorité ceux sous contrainte, et élaborer conjointement les solutions de flexibilité qui sont nécessaires aux enjeux d’électrification et de développement des SER Faciliter la gestion des périodes de prix négatifs Un dispositif permettant une résolution gagnant-gagnant des périodes de prix négatif pourrait être mise à disposition des producteurs et/ou des consommateurs : la production est arrêtée, donc le consommateur achète au prix SPOT et ses bénéfices sont ensuite restitués en partie au producteur pour couvrir son manque à gagner.
Proposition n° 5 :
Mettre en place une répartition équilibrée entre producteur et consommateur des charges liées aux périodes de prix négatif. Améliorer l’acceptabilité des projets de production de SER en favorisant l’économie des circuits courts et les projets à gouvernance locale Favoriser les projets à gouvernance locale Dans le cadre actuel des appels d’offres portant réalisation et exploitation des installations de production d’ENR, la gouvernance partagée et le financement collectif constituent des points bonus nécessaires qui doivent être maintenus dans les prochains appels d’offres. Ces projets sont bien mieux acceptés et ancrés localement et participent plus généralement à une meilleure appropriation de la transition énergétique. Ces bonifications incitent les développeurs à s’inscrire dans un projet de territoire.
Proposition n° 6 :
Maintenir et renforcer les bonus aux projets à gouvernance partagée et au financement collectif dans les appels d’offre. Favoriser le développement des AAE (accords d’achat d’électricité) pour accélérer le développement des SER et réduire les mesures de soutien Les AAE (accords d’achat d’électricité) constituent une alternative crédible aux dispositifs de soutien public et un levier puissant pour territorialiser la transition énergétique. Ils permettent aux producteurs de sécuriser financièrement leurs projets, en renforcer l’acceptabilité et valoriser ainsi leur production en lieu et place ou en complément d’une aide publique. 4 Toutefois, en France, un certain nombre de freins à leur développement subsistent, en particulier s’agissant de l’accès des acheteurs publics à ces montages (cf Appel à contributions pour une initiative Elimination des obstacles aux accords d’achat d’électricité) :
• Meilleure articulation avec le droit de la commande publique ;
• Faciliter l’intégration des AAE au sein du contrat de fourniture ;
• Clarifier la relation entre les gestionnaires de réseau et le producteur dans le cadre d’AAE pour permettre une simplification de comptage et facturation des flux ;
• Garantir au consommateur une exposition encadrée au prix SPOT pour sa fourniture de complément ;
• Limiter les risques prix et perte de compétitivité pour les consommateurs en recourant aux CFD, leur permettant ainsi de garantir un approvisionnement en électricité compétitif. Le CFD intervient, dans une certaine limite, quand l’AAE n’est plus compétitif par rapport au marché.
Proposition n°7 :
Favoriser le développement des AAE en levant des contraintes qui s’imposent aux acteurs publics et en protégeant les acheteurs d’un risque de perte de compétitivité Accélérer l’électrification des usages Développer des signaux prix aux heures solaires Favoriser l’utilisation d’une électricité décarbonée et plus compétitive peut accélérer l’électrification des usages. Le développement de signaux prix via des créneaux d’heures solaires « super creuses » est une solution à mettre en place par les fournisseurs. Cela a également l’avantage de limiter les causes d’apparition de prix négatifs. Ces signaux prix permettraient de déplacer des consommations d’électricité en lien avec les signaux prix solaires tout en permettant de déplacer les pointes de consommations en apaisant les contraintes réseaux grâce à la généralisation de la programmation d’une grande partie des consommations. Ce mouvement ne nécessite que peu d’investissements pour les collectivités et les entreprises et permettrait de maitriser les factures d’électricité et d’améliorer certains projets d’électrification (en particulier pour la production de chaleur, dans l’industrie et de production de chaleur urbaine).
Proposition n°8 :
Faciliter le développement et déploiement signaux prix aux heures solaires Favoriser la mobilité électrique via les offres de fourniture d’électricité et le développement des infrastructures Pour accélérer l’électrification des transports, il parait nécessaire d’adapter les offres de fourniture et les infrastructures à la mobilité électrique :
• Concernant les bornes de recharges des véhicules électriques, il parait essentiel de faciliter la mise en place de prix de vente d’électricité différenciée en journée pour favoriser le déplacement des recharges en milieu de journée ; • Accompagner le déploiement de bornes de recharge sur les lieux d’activités professionnelles ;
• Obliger le stockage d’électricité dès que les bornes IRVE sont accompagnées d’ombrière de production photovoltaïque ou disposées sur une parcelle accueillant une production photovoltaïque ; • Créer des hubs de recharge pour collectivités pour leurs usages propres (BOM, BUS, ramassage des déchets, encombrants…).
Proposition n°9 :
Faciliter le développement de la mobilité électrique en proposant de nouvelles offres de fournitures, en créant les infrastructures nécessaires sur les lieux d’activités professionnelles et sous les ombrières photovoltaïques. Planifier et accélérer le développement des SER et du stockage Favoriser le modèle d’hybridation des centrales de production SER pour améliorer les modèles économiques et favoriser l’insertion des productions dans les réseaux Afin de répondre à des fortes contraintes réseaux, il pourrait être opportun de systématiser le recours aux centrales hybrides (SER + stockage) dans les zones avec fortes saturations en faisant évoluer le cadre des appels d’offres de soutien (e.g. AO CRE). L’installation d’un système de production PV associé à du stockage sur batterie et à un système de management de l’énergie (EMS) présente de nombreux avantages à l’échelle bâtimentaire en autoconsommation individuelle. Elle permet d’optimiser l’autoconsommation en stockant l’électricité produite en excédent pendant la journée, d’optimiser l’efficience énergétique du bâtiment et de limiter la puissance de raccordement grâce à l’effacement des pointes de consommation ; L’hybridation des centrales solaires peut également représenter un intérêt économique lorsque les prix sont négatifs, permettre de proposer des profils de production plus prévisibles et valorisables, pour réduire les couts de raccordement de la centrale, répondre à des mécanismes nationaux mais aussi pour limiter les congestions locales. Par exemple, par le biais d’un gestionnaire de réseau, le producteur pourrait être incité à ne pas injecter sa production dans le réseau pour limiter l’apparition d’une congestion locale sur une tranche horaire journalière via un soutien financier variable et incitatif sur des plages horaires journalières spécifiques et horosaisonnalisées. Pour cela nous pourrions intégrer de l’IA dans le secteur énergétique comme le prévoit la feuille de route stratégique de l’UE sur la digitalisation de l’énergie et que les gestionnaires de réseau améliorent la performance des réseaux, passant d’une disponibilité de MW cumulés par poste source à une disponibilité de MW par poste source, par segment horaire et par saison. Cette disposition serait tout à fait complémentaire de la flexibilité des consommations par le biais des signaux prix de marché luttant conjointement contre les saturations locales et les prix négatifs.
Proposition n°10 :
Systématiser le recours à l’hybridation des centrales PV dans les zones de contrainte réseau et encourager les usages contra-cycliques via une des dispositifs de soutien variables et horosaisonnalisés. 6 Accélérer le développement des SER sur le patrimoine public. Les obligations de solarisations des toitures et parkings imposées par la réglementation européenne sont une bonne solution pour atteindre des objectifs d’intégration d’énergies renouvelables sans rajouter de la pression foncière en contrainte avec d’autres usages ou encore sans nouveau projet d’artificialisation des sols. Le patrimoine public représente un gisement de SER exemplaire et facile à mobiliser, vecteur de stratégies d’approvisionnement local. Cependant les projets sur ce patrimoine se heurtent à des difficultés techniques (assurabilité) et économique, qu’il faut aider à lever. Pour cela les dispositifs de soutien 0-500 kWc doivent être maintenus, en particulier sur le surplus d’autoconsommation, en sanctuarisant des volumes de soutien pour répondre aux obligations de solarisation du patrimoine public. Cela représenterait un avantage pour les Etats de pouvoir piloter le développement de la filière photovoltaïque tout en permettant aux collectivités locales de répondre à leur obligation de solarisation. Les conditions d’assurabilités des installations photovoltaïques pour les bâtiments publics doivent être facilitées, via des avis techniques plus nombreux et surtout adaptés aux toitures existantes, ce qui n’est majoritairement pas le cas aujourd’hui
Proposition n°11 :
Maintenir les obligations de solarisation du patrimoine public, simplifier son déploiement en facilitant les conditions d’assurabilité et proposer des mesures de soutien en particulier sur le surplus d’autoconsommation. Assurer une meilleure coordination dans le développement des SER Améliorer la planification des SER sur les territoires passe par une coordination des exercices de planification pour la définition des zones favorable à l’implantation des énergies renouvelables, de manière continue avec l’appui de l’ingénierie portée par les AODE. À cette fin, la FNCCR est attachée à ce qu’un exercice de coordination des zones d’accélération renforcées soit réalisé annuellement au sein des commissions consultatives pour la transition énergétique (article L2224-37-1 CGCT). De la même manière, le déploiement coordonné des projets EnR suppose une planification territoriale concertée entre l’État et les collectivités, au premier rang desquelles les AODE. Il est à cet égard indispensable que le cadre applicable renvoie explicitement à la programmation des investissements élaborée conjointement par les AODE et les gestionnaires de réseaux dans le cadre des contrats de concession (schéma directeur d’investissement et programmes pluriannuels d’investissement sur quatre ans) sans lesquels la coordination des projets EnR avec le dimensionnement des réseaux ne peut s’opérer. Les AODE sont ainsi les mieux placées pour garantir la cohérence entre investissements réseau, planification énergétique locale et politiques d’aménagement du territoire. S’appuyer sur les concessions de distribution d’électricité pour déterminer les zones de raccordement les plus appropriées aux nouveaux projets EnR est en ce sens incontournable.
Proposition n°12 :
Il est indispensable de s’appuyer sur les concessions de distribution d’électricité comme cadre de référence pour planifier de manière coordonnée le déploiement des projets EnR, en articulant explicitement les zones de développement avec la programmation des investissements réseau définie conjointement par les AODE et les gestionnaires de réseaux (schémas directeurs et programmes pluriannuels), afin de garantir la cohérence entre planification énergétique, capacités de raccordement et politiques d’aménagement du territoire dans une logique de coordination de l’ensemble des réseaux (électricité, chaleur, froid, gaz).