Dans le cadre d’une opération d’autoconsommation collective (ACC) ouverte – c’est-à-dire impliquant des producteurs et des consommateurs appartenant à des entités juridiques différentes – la question de la commercialisation est centrale.

Comment trouver des consommateurs ? Comment valoriser au mieux sa production locale d’électricité ? Et surtout, comment structurer cette démarche pour qu’elle soit à la fois rentable et durable ?

Chez Animergy, nous accompagnons les producteurs à chaque étape de leur projet d’ACC, avec une approche à la fois technique, juridique et humaine. Notre accompagnement se décline en quatre temps :

1. Étude de potentiel énergétique et économique : Nous analysons la zone géographique ciblée pour identifier le bassin de consommation, estimer votre intérêt économique et dresser une première liste de consommateurs potentiels.
2. Montage juridique et administratif : Nous vous guidons dans la structuration de votre opération d’ACC et vous proposons de rejoindre notre PMO.
3. Démarchage des consommateurs : Service phare et au cœur de cet article, nous réalisons, pour votre compte, le démarchage des consommateurs.
4. Régie de l’opération : Une fois l’opération lancée, nous assurons, également pour votre compte, la gestion récurrente : répartition de l’électricité, facturation, animation de la communauté, etc.

I. Pourquoi l’autoconsommation collective devient-elle un modèle de référence pour valoriser sa production ?

L’autoconsommation collective s’impose progressivement comme un modèle d’avenir pour les producteurs d’électricité renouvelable. Plusieurs signaux convergent vers une évolution favorable du cadre législatif et économique :

• Moins de dépendance aux aides publiques : En vendant localement leur électricité, les producteurs n’ont pas besoin de recourir aux mécanismes de soutien public (obligations d’achat EDF, appels d’offres CRE), ce qui représente une économie pour l’État et par conséquent un levier politique fort pour encourager ce modèle.
• Éligibilité des AO CRE à l’ACC annoncée en 2024 : Une avancée majeure qui ouvre la voie à des projets de plus grandes puissances, combinant soutien public et autoconsommation collective.
• Exonération des accises* (ex-TICFE) pour l’électricité achetée en autoconsommation collective provenant d’installations de moins de 1 MW : un allègement fiscal de 25,79€/MWh à 29,98€/MWh qui rend l’électricité autoconsommée plus compétitive, pouvant lever un frein économique pour les consommateurs.
• Relèvement des seuils de puissance : Le plafond pour les opérations d’ACC est passé de 3 MW à 5 MW, voire 10 MW dans certains cas, élargissant le champ des projets éligibles.
• Baisse des tarifs S21 : Cette baisse pousse les producteurs à chercher des alternatives plus rémunératrices, comme l’ACC.

*Mise en suspens suite à l'annonce de la direction des finances publiques du 26 mai dernier où nous apprenions la suspension soudaine de l’exonération des accises pour les consommateurs rejoignant une opération d’ACC.

Une rentabilité en hausse

Aujourd’hui, l’électricité vendue en autoconsommation collective peut atteindre entre 100 et 150 €/MWh, contre moins de 100 €/MWh pour tous les futurs tarifs de mécanisme d’aide de l’Etat. L’écart est significatif, surtout dans un contexte de baisse des tarifs d’électricité pour les consommateurs.

Il est également possible de convertir des centrales existantes sous contrat S21 vers l’ACC. Animergy recommande de cibler en priorité les centrales avec une rémunération moins élevé en début ou fin de contrat S21, là où l’écart de rémunération avec l’ACC sera le plus marqué. Dans certaines zones, il est même possible de dépasser les 1100 heures de production par an, notamment là où l’ensoleillement est élevé. À noter que les heures de production au-delà de 1100 h/an sont rémunérées à seulement 40 €/MWh en S21 - un seuil souvent dépassé dans la moitié sud de la France. L’ACC permet alors de mieux valoriser ces heures excédentaires peu rémunératrices.

L’autoconsommation collective n’est plus un modèle marginal : elle s’intègre désormais dans la plupart des dispositifs existants et à venir pour les producteurs d’énergies renouvelables. C’est une opportunité concrète d’augmenter la valorisation de sa production, tout en participant à la transition énergétique locale.

II. Côté producteur : conseils pour une stratégie de commercialisation efficace

Avant de se lancer dans la commercialisation de l’électricité produite par une centrale, qu’elle soit en exploitation ou en développement, il est essentiel de bien analyser le bassin de consommation local. Tous les territoires ne se valent pas, et une stratégie efficace commence par une étude de potentiel.

Analyser le bassin de consommation

Le bureau d’étude d’Animergy identifie les zones de démarchage pertinentes, c’est-à-dire les périmètres dans lesquels une opération d’ACC peut être mise en place. Grâce aux données Enedis croisées avec d’autres sources, nous estimons le potentiel réel de consommation en lien avec le profil de production de votre centrale. Ce profil peut varier selon qu’il s’agisse d’une autoconsommation individuelle, d’une opération multi-sites, de la typologie de production (solaire, éolienne ou hydro) ou d’un mix de points de production. À partir de cette analyse, nous construisons plusieurs scénarios de vente en ACC : nous partons de votre scénario initial et, si besoin, proposons un scénario optimum en fonction de la puissance installée, du prix cible et des caractéristiques du bassin de consommation.

Construire l'offre commerciale

Une fois l’opportunité validée, nous construisons avec vous une offre commerciale d’électricité locale attractive :

• Définition de l’offre : volumes d’électricité disponibles (variables selon les mois de l’année et les heures de la journée), prix de vente indicatifs sur la zone et perspectives d’évolution en lien avec le marché.
• Politique de démarchage : discours porté par Animergy en votre nom, ciblage des consommateurs prioritaires, plan de communication (relais presse locale, événements etc.).
• Dispositif légal et contractuel : dans certains cas, la commercialisation de l’offre peut vite aboutir, c’est pourquoi les contrats et conditions de vente doivent être anticipés, et les modalités de la Personne Morale Organisatrice (PMO) entendues.
• Visibilité locale de l’opération : création d’une page dédiée sur notre site, publications sur les réseaux sociaux, référencement sur Monenergiecollective.fr, etc. Autant d’éléments qui rassurent les consommateurs et renforcent la crédibilité du projet.

Focus : les projets en développement

Dans le cas de projets en développement, plusieurs objectifs peuvent être poursuivis :

• Acceptabilité

Particulièrement importante pour les projets sur foncier public. Il est crucial de communiquer en amont sur les bénéfices du projet pour le territoire : retombées économiques, écologiques, pédagogiques. Pour y parvenir, il est essentiel de développer des efforts de communication sur la zone pour faire valoir la revalorisation et le retour de la valeur sur le territoire. Cela passe par une écoute active des attentes locales : intérêt comme frein de la part des collectivités, citoyens et entreprises ; pour ensuite mieux les traiter en bonne conduite du changement bienveillante. L’idée étant d’avancer un projet en phase avec les attentes du territoire au travers de marque d’intérêts des différents acteurs.

•  Rentabilité économique

Nous pouvons approcher les consommateurs potentiels avec une tranche de prix estimative, en lien avec la date de mise en service, afin de recueillir des lettres d’intention d’achat. Ces engagements préalables renforcent la solidité du projet.

• Financement bancaire

Sujet très important pour les banques qui sont attentives à la sécurisation des revenus. Il est possible de structurer des clauses contractuelles qui reconstituent une forme d’obligation d’achat partielle sur une durée longue, renforçant ainsi la solvabilité du projet.

Le pipeline de vente locale : une commercialisation en plusieurs étapes

D’après notre expérience, un projet de moins de 500 kWc se commercialise généralement en trois phases sur une période d’environ 4 mois :

1. Phase de découverte

Sur 100 consommateurs démarchés, 1 à 3 relances sont souvent nécessaires pour établir un premier contact. L’objectif est de présenter l’offre, identifier la bonne personne (souvent le responsable énergie ou achats), et sensibiliser au modèle ACC.

2. Phase de qualification

Environ 15 % des contacts deviennent qualifiés : ils partagent leurs factures ou contrats d’électricité, et nous récupérons leurs courbes de charge si nécessaire.

3. Phase de contractualisation

En moyenne, entre 5 et 10 % des consommateurs initiaux reçoivent une offre commerciale. Les contacts qualifiés restants sont souvent en renégociation de contrat ou envisagent leur propre production solaire. À ce stade, nous entrons dans une phase de négociation, avec un taux de transformation élevé.

Suivi et pilotage du pipeline

Pour piloter son pipeline, nous suivons plusieurs indicateurs clés pour piloter efficacement la commercialisation parmi lesquels :

• Taux de couverture : nombre de contacts établis, et qualité de ces contacts (bonne personne, au bon moment).
• Taux de qualification : nombre de consommateurs qualifiés
• Relevé d’appétence : mesure de l’intérêt exprimé par les prospects ou à contrario ceux non intéressés.
• Taux d’autoconsommation collective : évolution de la part d’électricité vendue localement.
• Performance du démarchage par phase de commercialisation : analyse des taux de conversion à chaque étape au regard des délais.

III. Côté consommateur : retour d’expérience terrain

Pour bien positionner notre offre d’autoconsommation collective (ACC), il est essentiel de comprendre comment elle se compare aux tarifs actuels de l’électricité payés par les consommateurs.

Un contexte tarifaire en mutation

Historiquement, la France bénéficiait de prix d’électricité parmi les plus bas d’Europe. Mais la guerre en Ukraine a bouleversé cet équilibre, provoquant une flambée des prix et mettant certains consommateurs en difficulté. Depuis 2023, les tarifs ont amorcé une baisse, mais restent supérieurs aux niveaux d’avant 2022.

En 2025, l’espace économique entre la valorisation de la production et les tarifs payés par les consommateurs est assez restreint, rendant plus difficile la proposition d’une offre ACC compétitive. Pour soutenir ce modèle, l’État a introduit une exonération des accises pour les consommateurs achetant de l’électricité renouvelable en local via des centrales d’une puissance inférieure à 1 MW. Cela permet à l’ACC d’avoir un impact tarifaire plus significatif sur la facture du consommateur. La fin de l’ARENH prévue au 31 décembre 2025 entraînera très certainement une hausse mécanique du coût de l’électricité pour les fournisseurs et donc pour les consommateurs. Dans ce contexte, l’ACC, avec ses tarifs stables, devient une solution de plus en plus attractive, à la fois pour valoriser sa production en tant que producteur et pour réaliser des économies en tant que consommateur.

En 2025, les deux tiers des tarifs que nous observons sur le marché sont les suivants :

• Heures Pleines Été : environ 90 €/MWh
• Heures Pleines Hiver : environ 110 €/MWh

Les tarifs ACC sont donc davantage pertinents en hiver, période où les prix de marché sont plus élevés.

Avec l’introduction progressive d’heures creuses en journée (de fin 2025 à 2027) et la fin de l’ARHEN fin 2025, les modèles tarifaires des fournisseurs seront repensés, ce qui ouvre de nouvelles opportunités pour l’ACC.

Les offres ACC constatées sur le marché

Dans le secteur privé, l’offre courante est la suivante :

• 1 an avec un prix moyen autour de 120-125 €/MWh
• 3 ans avec un prix fixe ou indexé (+2 à 3 %) à partir de 115 €/MWh

Ces offres doivent être comparées aux prix fournisseurs et à l’impact des exonérations fiscales.

Dans le secteur public :

• Hors marché : possible si la valeur du contrat est < 40 000 €
• Marché innovant : jusqu’à 100 000€ si le caractère d’innovation est présent
• Des procédures adaptées peuvent s’envisager autrement mais nécessiteront une publicité et mise en concurrence des acteurs
• Relation avec les syndicats d’énergie : fortement recommandée, car ils sont souvent au courant de l’ACC en plus d’être bien connectés aux collectivités.

Il existe encore des cas où certains consommateurs paient très cher leur électricité, souvent en héritant d’anciens prix, contractualisé au mauvais moment. Dans ces cas, nous recommandons :

• De fixer une borne maximum de prix à ne pas dépasser de façon à être cohérent auprès de l’ensemble des consommateurs sur la zone.
• Ou de proposer un prix indexé sur le contrat existant avec revue à l’issue (ex. : -10 % par rapport à leur fournisseur actuel)

Les critères de décision des consommateurs en B2B

Pour les commerçants et petites entreprises :

• Le prix reste le critère principal
• Mais la dimension locale prend de plus en plus d’importance

Pour les industriels et grandes entreprises :

La RSE (Responsabilité Sociétale des Entreprises) est un levier fort, parfois aussi important que le prix. En effet, ces acteurs sont de plus en plus soumis à des bilans obligatoires (ou volontaires) quant à leurs émissions de carbone et doivent montrer un investissement sur la réduction de leur empreinte environnementale. L’ACC peut optimiser leur scope 2 (qui englobe les émissions indirectes liées à la consommation d'énergie (électricité, chaleur, vapeur) achetée par l'entreprise)

Le délai de décision

• Petits consommateurs : décision rapide (environ 1 mois), car locale et souvent décentralisée.
• Grands comptes : décision centralisée, plus longue (2 à 3 mois), avec souvent une négociation contractuelle (dans 50 % des cas). En effet, les sièges sociaux peuvent décider pour l’ensemble de leurs établissements ; il peut y avoir des groupements d’achat qui vont présenter des offres auxquelles adhèrent les différents membres ; mais aussi des centrales d’achats qui proposent directement leurs tarifs auprès des acteurs. Il est essentiel de travailler avec ces “têtes de pont” dans une approche grands comptes pour vendre du volume et rendre les démarches plus efficaces.

Conclusion

L’autoconsommation collective n’est plus une utopie : c’est un modèle concret, viable et en pleine expansion. Pour les producteurs, elle représente une opportunité de reprendre la main sur la valorisation de leur production, tout en s’inscrivant dans une dynamique locale et durable. Pour les consommateurs, c’est une manière de sécuriser leur approvisionnement en électricité à un prix stable, tout en soutenant la transition énergétique de leur territoire.

Chez Animergy, nous mettons notre expertise au service de cette ambition commune, en vous accompagnant à chaque étape, de l’étude de potentiel à la gestion opérationnelle de votre projet.

L'autoconsommation collective : un sujet encore peu identifié et peu considéré par le secteur bancaire

L’autoconsommation collective est encore une pratique peu connue des banques dans l’analyse d’un prêt pour un projet de développement de centrales issues des énergies renouvelables.

Pourtant, avec la fin progressive de l’obligation d’achat comme valorisation de référence des projets de production d’électricité (pour un grand nombre d’installations photovoltaïques de moins de 500 kWc), l’autoconsommation collective va devenir une variable de plus en plus présente à prendre en compte.

A noter que ce changement de paradigme impacte autant les banques que les producteurs dans leur business model. Nous constatons que pour celles qui ont intégré la notion d’autoconsommation collective, elles sont particulièrement volontaires dans la recherche de solution – bien que l’état de l’art se résume aujourd'hui à du cas par cas. Nous gageons que ce sera bien différent d'ici 1 an !

A l’heure où nous écrivons ces lignes, le sujet est en pleine évolution (positive). Ce qui suit vise à donner les clés de lecture pour comprendre les enjeux financiers d’une telle pratique.

Comment fonctionne la banque par défaut pour estimer l’octroi d’un prêt sur un projet de nouvelles centrales de production d’électricité ?

Tout d’abord, l’objectif de la banque lorsqu’elle prête de l’argent est de faire un bon investissement. Elle doit donc s’assurer d’avoir un retour sur investissement en prenant en compte tous les risques mesurables.

Mais lesquels ? Exemple sur le solaire (non exhaustif mais synthétique) :

• Risque lié au productible (impact sur la quantité d’électron produite)
  • Elle prend en compte le paramètre P90 – qui correspond au niveau de production annuelle qui devrait être dépassé avec une probabilité de 90%)
  • Elle prend en compte aussi la sécurisation du foncier (Contrat de bail et assurance associée)
• Risque lié à l’injection
  • En cas d’autoconsommation individuelle, qu’est-ce qui garantit dans le temps de maximiser la valeur/le volume qui pourra être injecté sur le réseau ? (Quelle puissance de raccordement, bridage, etc.)
  • Quel risque vis-à-vis des politiques en vigueur/à venir sur l'injection au réseau
• Risque lié à la valorisation de la quantité d’électron produite
  • Le mécanisme d’obligation d’achat rend cette partie très simple ; avec un tarif connu sur 20 ans, c’est relativement confortable.
• Risque de contrepartie
  • En somme, le risque de défaut de paiement de la principale partie. Là aussi c’est très simple avec l’obligation d’achat car c’est EDF OA qui assure l’engagement et le paiement – un vrai confort.

La banque va baser son analyse sur ces risques et va pouvoir estimer les éléments de base pour l’octroi du prêt :  montant de l’apport, taux d’intérêt et durée du prêt.

La fin de l’obligation d’achat impacte directement les risques de prêt bancaire

Avec la fin de l’obligation d’achat, le risque de valorisation et de contrepartie est sérieusement remis en cause par la banque qui va naturellement exiger des alternatives et – quoi qu’il arrive - dégrader les caractéristiques du prêt.

Le producteur ne sera pas sans solution d’aide de l’état notamment par le complément de rémunération qui va se généraliser sur les petits segments photovoltaïques (nous y reviendrons dans un autre article). En bref, cette pratique n’apporte pas toujours de garantie (il faut gagner les appels d’offres) et la valorisation de l’électron produit sera bien en-deçà de ce qu’il était avec la mécanique d’obligation d’achat.

Dans cette dynamique, l’autoconsommation collective apparaît ainsi comme une piste complémentaire de plus en plus sérieuse.

Quel montage d’autoconsommation collective viable pour être considéré par une banque ?

Ce qui suit est un idéal et il permet d’imaginer toutes les voies alternatives pour l’atteindre.

De nos échanges avec les banques, elles sont sensibles à une situation où le producteur a un engagement d’achat d’électricité de la part d'un ou ou plusieurs consommateurs à :

• un prix fixe ou croissant avec de la visibilité dans le temps
• sur une durée longue – à minima 7-8 ans
  • le temps que le producteur puisse rembourser les intérêts du prêt à la  Banque (qui viennent être réglés en priorité avant le capital)
• pour un volume qui soit conséquent; c’est à dire à minima supérieur à 50% de la production
• avec une garantie que le consommateur continuera de consommer dans la durée du contrat.

C’est idéal car cela s’apparente à une forme d’obligation d’achat partielle qui permet de couvrir le risque de valorisation et de contrepartie. C’est donc un matelas solide sur lequel peut s'appuyer l’octroi du prêt.

Comment monter le dossier ?

Animergy vous accompagne pour trouver et conclure les contrats avec le ou les consommateurs concernés.

Que ce soit au niveau :

• de leur identification
• de leur approche
• du bon discours pour les projeter dans l’autoconsommation collective
• des caractéristiques de l’offre à formaliser dans le contrat pour assurer que ces consommateurs soient toujours là en dernier recours
• des échanges avec la banque pour distiller les réelles pratiques et opportunités que réserve l’autoconsommation collective à l’avenir.

Du 25 au 27 mars, Animergy a eu le plaisir de participer au Salon Be Positive à Lyon, un événement incontournable dédié aux professionnels des énergies renouvelables et à la transition énergétique. Notre équipe, reconnaissable à son stand et à ses t-shirts orange, a eu l'opportunité de rencontrer des dizaines d'installateurs photovoltaïques, bureaux d’étude, développeurs et autres acteurs engagés.

La publication des nouvelles dispositions du nouveau décret S21 dans le même temps a confirmé la baisse puis disparition progressive des tarifs de rachat de l'électricité. Les acteurs du marché vont devoir passer d’une obligation d’achat en injection totale à de l’autoconsommation sur des aides de l’Etat moins confortable.

C’est tout un métier qui doit se réinventer vers des solutions d'autoconsommation et de stockage pour maximiser la rentabilité des prochaines installations solaires. Nous avons pu renseigner ces acteurs sur une valorisation en autoconsommation collective (revendre en local la production d’électricité issue des panneaux photovoltaïques) adossée, soit à des obligations d’achat, soit à des compléments de rémunération.

Réinventer la valorisation de l'énergie solaire

L'un des moments forts de notre participation a été la conférence intitulée "Réinventer la valorisation de l'énergie solaire : alternatives à l'appel d'offres CRE" à laquelle, Arthur Jouannic, co-fondateur d’Animergy, était intervenant.

Arthur a pu illustrer notre vision de l’autoconsommation collective, en ventant notamment l’adaptabilité de ce modèle de revente d’électricité. Cette intervention a suscité un vif intérêt et de nombreuses questions auprès du public présent.

Le Salon Be Positive a également été une formidable occasion de renforcer nos liens avec les acteurs du secteur et de rappeler l’intérêt pour tout le monde de s’engager sur des premières opérations d’ACC.

Notre Animersaire

Attaché à la notion de proximité, Animergy a profité de cet évènement pour organiser son Animersaire pour célébrer le 25 au soir, sa première année de création avec l'écosystème ACC avec clients, partenaires et autres acteurs du marché.

Nous sommes ravis d’avoir pu rencontrer une diversité d’acteurs sur le salon et avons hâte de collaborer avec de nouveaux partenaires dans une perspective d’avenir durable et local.

Dans le cadre du Projet de loi de finances pour 2025, les consommateurs achetant leur électricité directement auprès de petits producteurs en autoconsommation collective sont désormais exonérés des accises. Qu’est-ce que cela veut dire concrètement et quels seront les impacts sur les consommateurs, les producteurs, et même l’Etat ? 

Comment est facturée l’électricité chez son fournisseur et en autoconsommation collective ? 

Quelle que soit la typologie de consommateur (du particulier au gros industriel), la facture d’électricité « classique » est divisée en 3 grandes parties distinctes : 

1. La consommation d’énergie 

C’est ce que le consommateur paye à son fournisseur « classique » ou au producteur « local ». Le consommateur signe un contrat pour un montant €/MWh et est facturé en fonction de ce qu’il consomme. Parfois, les tarifs varient en fonction des plages horaires (heures creuses ou pleines) et en fonction des saisons (été ou hiver). 

2. Le Tarif d’Utilisation du Réseau Public d’Electricité (TURPE)  

C’est ce que le consommateur paye au gestionnaire de réseau (Enedis dans la plupart des cas) pour l’acheminement de l’électricité. Cet argent sert à financer l’entretien, la modernisation et le développement des infrastructures du réseau électrique. L’entièreté du TURPE est facturée par le fournisseur d’énergie « classique ».  

3.Les taxes et contributions (accises, TVA)  

C’est ce que le consommateur verse à l’Etat, que ce soit en fourniture classique ou en autoconsommation collective. 

Les accises sont les suivantes aujourd’hui : 

• 33,70 €/MWh pour les ménages et assimilés 

• 26,23 €/MWh pour les PME 

• 22,50 €/MWh pour les hautes puissances 

Cependant, depuis le projet de loi de finances 2025, le consommateur ne versera plus d’accises en autoconsommation collective pour ses électrons achetés en local. 

Les accises comme levier Etatique pour créer un bouclier tarifaire  

Pendant la crise énergétique de 2022-2023, le gouvernement a mis en place un système de bouclier tarifaire énergétique pour protéger certains consommateurs, en réduisant les accises de manière significative. Par exemple, certains industriels ne devaient verser que 0,50 €/MWh d’accises. 

Ce bouclier tarifaire est désormais levé, et les consommateurs voient leurs factures augmenter considérablement. Seuls les consommateurs en autoconsommation collective ne seront plus soumis aux accises sur l’achat d’électricité. 

Quel est l’intérêt de l’Etat à exonérer les consommateurs en autoconsommation collective ? 

Dans la plupart des mécanismes de rémunération des centrales d’énergie renouvelable, c’est l’Etat qui paye le producteur pour l’électricité envoyée sur le réseau. La rémunération du producteur se situe grossièrement en moyenne autour de 100 €/MWh. 

Lorsqu’un producteur décide de vendre sa production en local, en autoconsommation collective, c’est autant d’argent qui est économisé par l’Etat, car le producteur est rémunéré directement par le consommateur. L’Etat économise donc ~100 €/MWh sur la rémunération du producteur et ne « perd » donc que le montant de l’accise (22,50 € à 33,70 €/MWh) côté consommateur. 

Concrètement, l’autoconsommation collective permet donc à l’Etat de faire des économies, aux consommateurs de réaliser des économies, et enfin aux producteurs d’énergie renouvelable d’augmenter les revenus liés à leurs investissements. 

L’impact de cette exonération sur le succès des projets en autoconsommation collective 

Un producteur ENR vend généralement tout ou partie de sa production suivant des mécanismes d’achat par l’Etat sur un tarif fixe sur 20 ans pour assurer une rentabilité dans le temps. 

Un producteur qui souhaite vendre son électricité en autoconsommation collective le fera à un tarif supérieur à celui que l’Etat lui garantit, afin de ne pas perdre d’argent, tout en tenant compte des coûts de gestion d’une opération d’autoconsommation collective. 

Ceci dit, le tarif du producteur fait face à une concurrence accrue de la part des fournisseurs d’électricité. En effet, après une forte augmentation des tarifs en 2022-2023, les tarifs sont revenus à des niveaux beaucoup plus respirables pour les consommateurs. 

Avec l’exonération des accises en autoconsommation collective, beaucoup de consommateurs vont voir un bel intérêt économique à acheter une partie de leur électricité en local, et donc beaucoup plus de projets vont voir le jour ! 

Et si, finalement, l’autoconsommation collective était à la fois un bouclier tarifaire et un mécanisme d’accélération des énergies renouvelables ?