Réglementation de l’autoconsommation collective : périmètre, puissance et démarches

Que dit le code de l’énergie sur l’autoconsommation collective ?

L’article L315-2 du code de l’énergie définit l’autoconsommation collective (ACC) : la fourniture d’électricité entre un ou plusieurs producteurs et un ou plusieurs consommateurs finals « liés entre eux au sein d’une personne morale ». Cette personne morale organisatrice (PMO) porte l’opération auprès du gestionnaire de réseau. Pour un participant qui n’est pas un ménage, l’ACC ne peut pas être l’activité professionnelle ou commerciale principale.

Le cadre s’est construit par étapes :

• 2016-2017 : l’ordonnance du 27 juillet 2016 crée l’autoconsommation collective, limitée à une même antenne basse tension ; la loi du 24 février 2017, qui la ratifie, l’étend aux sites situés en aval d’un même poste de transformation de moyenne en basse tension.
• 2019 : la loi Pacte du 22 mai 2019, puis la loi énergie-climat du 8 novembre 2019, créent l’opération « étendue », fondée sur une proximité géographique fixée par arrêté après avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).
• 2021 : depuis le 1er juillet 2021, une opération étendue d’électricité renouvelable peut réunir des sites sur tout le réseau public de distribution.
• 2025 : depuis le 3 mai 2025, la loi permet 20 km entre participants quand un service d’incendie et de secours (SDIS) participe.

Fonctionnement et intérêt pour une entreprise : voir notre guide de l’autoconsommation collective.

Autoconsommation collective simple ou étendue : deux cadres distincts

Le code de l’énergie distingue deux situations :

• L’opération dans un même bâtiment réunit des points de soutirage (où l’on consomme) et d’injection (où l’on produit) situés dans un seul bâtiment, immeubles résidentiels compris.
• L’opération étendue relie des sites distincts par le réseau public, selon l’arrêté du 21 novembre 2019, modifié en dernier lieu le 21 février 2025 : basse tension, gestionnaire de réseau unique, distance et puissance plafonnées.

Des entreprises installées dans des bâtiments différents relèvent donc de l’opération étendue.

Qu’est-ce que l’autoconsommation collective patrimoniale ?

Le terme ne figure pas à l’article L315-2. Il désigne un modèle décrit par Enedis : une seule et même entité est à la fois producteur, consommateur et PMO, comme une commune qui partage la production d’une toiture solaire entre ses bâtiments, sans créer de structure dédiée. Les règles de distance, de puissance, de comptage et de convention restent les mêmes. Le modèle inverse, ouvert aux tiers, associe des acteurs distincts : des PME et le propriétaire d’une centrale voisine, par exemple.

Le périmètre : jusqu’à 20 km entre les sites en zone rurale, 2 km en règle générale

Selon les communes concernées, une opération peut aller jusqu’à 20 km entre les sites en zone rurale, et chaque projet s’étudie au cas par cas. L’arrêté parle de « critère de proximité géographique ». En règle générale, les deux participants les plus éloignés doivent être à 2 km au plus l’un de l’autre, distance mesurée aux points de livraison (consommateurs) et d’injection (producteurs). C’est une distance entre sites, pas un cercle tracé autour de la centrale.

En métropole continentale, la PMO peut demander une dérogation motivée au ministre chargé de l’énergie. Tout dépend du classement des communes dans la grille de densité de l’Insee en vigueur à la date de la demande : « petites villes » et « ceintures urbaines » sont périurbaines ; « bourgs ruraux » et habitat « dispersé » ou « très dispersé » sont ruraux.

Comment obtenir une dérogation de distance ?

La demande se dépose en ligne auprès de la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), sur demarche.numerique.gouv.fr. Le 5 octobre 2026, l’instruction était annoncée à 7 mois dans le meilleur des cas, et à environ 8 mois en cas d’échanges. La dérogation vaut ensuite pour toute la durée de vie de l’opération, tant que ses conditions restent remplies.

Exemple : quelles distances autour de Clisson ?

Classement Insee de communes voisines (grille de densité, fichier du 15 mai 2026) :

• Périurbaines, 10 km au plus sur dérogation : Clisson, Gétigné et Gorges (« petites villes ») ; Vertou, Haute-Goulaine et Basse-Goulaine (« ceintures urbaines »).
• Rurales, 20 km au plus sur dérogation : Vallet, Mouzillon, Monnières et Saint-Lumine-de-Clisson (« rural à habitat dispersé ») ; Le Pallet, Boussay, Saint-Hilaire-de-Clisson, Maisdon-sur-Sèvre et Aigrefeuille-sur-Maine (« bourgs ruraux »).
• Urbaines, 2 km sans dérogation possible entre entreprises (hors participation d’un SDIS) : Nantes, Rezé et Saint-Herblain (« grands centres urbains »), Carquefou (« centres urbains intermédiaires »).

Prenons une centrale solaire fictive, installée au Pallet :

1. Elle partage sa production avec des entreprises de Vallet et de Mouzillon. Toutes les communes sont rurales : la PMO peut demander jusqu’à 20 km entre les deux sites les plus éloignés.
2. Une entreprise de Clisson rejoint l’opération. Clisson étant périurbaine, le plafond redescend à 10 km pour toute l’opération.
3. Une entreprise de Rezé ne peut pas participer : avec un site urbain, la limite redevient 2 km, sauf si un service d’incendie et de secours participe (20 km au plus). De même, une opération entre Clisson et Nantes est exclue, sauf dans ce cas du SDIS et à condition que les deux sites les plus éloignés restent à 20 km au plus l’un de l’autre.

Tous les sites doivent aussi dépendre du même gestionnaire de réseau, et une nouvelle grille de l’Insee peut changer le classement d’une commune.

Puissance, tension, gestionnaire : les autres conditions

• Puissance. La production cumulée d’une opération étendue doit rester inférieure à 5 MW en métropole continentale depuis le 6 mars 2025 (3 MW auparavant), et à 0,5 MW dans les zones non interconnectées (ZNI : notamment la Corse et l’outre-mer).
• Tension. L’arrêté exige un raccordement au réseau basse tension : c’est le cas des sites dits C5 (36 kVA au plus) et C4 (plus de 36 kVA en basse tension), pas d’un site en moyenne tension (HTA). Pour une électricité renouvelable, la loi admet toutefois des points sur tout le réseau public de distribution, donc aussi en HTA. L’arrêté visant toujours la basse tension, faites confirmer par le gestionnaire de réseau les conditions d’entrée d’un site HTA.
• Gestionnaire. Tous les participants doivent être raccordés au réseau d’un seul et même gestionnaire de réseau de distribution.
• Fiscalité. Un dernier seuil ne conditionne pas l’opération mais pèse sur son intérêt : depuis le 1er mars 2025, l’électricité renouvelable partagée est soumise à une accise (la taxe sur la consommation d’électricité) de 0 €/MWh si le site de production a une puissance installée inférieure à 1 MW (articles L312-79 et L312-87 du code des impositions sur les biens et services), opérations étendues comprises (Conseil d’État, 30 mars 2026). Voir prix et économies de l’autoconsommation collective.

Qui organise l’opération ? La PMO et la convention avec le gestionnaire de réseau

Aucune forme juridique n’est imposée à la PMO : association, coopérative, société ou collectivité. Elle signe avec le gestionnaire du réseau de distribution une convention, sur le modèle de sa documentation technique de référence (article D315-9) : participants et points de livraison, clé de répartition ou ordre de priorité, part fixe de chaque installation, mention des contrats de fourniture du complément et des contrats d’achat de la production non consommée, et principes d’affectation de ce surplus.

Le gestionnaire calcule ensuite les kWh affectés à chaque consommateur et transmet ces données aux fournisseurs et aux producteurs. Chaque consommateur garde le fournisseur de son choix pour le complément, qui ne facture que la différence entre la consommation mesurée et la part affectée par l’opération (article D315-7). Rôle, statut et création : voir la PMO, personne morale organisatrice.

Faut-il une licence de fournisseur ? Aucun texte n’exclut expressément l’autoconsommation collective. Depuis la loi du 10 mars 2023 (obligation applicable depuis le 1er juillet 2023), un producteur qui conclut un contrat de vente directe avec un consommateur final doit détenir une autorisation de fourniture ou désigner un tiers autorisé (article L333-1). En janvier 2024, la CRE a recommandé d’exclure explicitement l’autoconsommation collective de la définition de ce contrat (délibération n° 2024-03). Le décret du 27 juin 2024 qui a suivi ne l’a pas fait : l’article R333-1 définit le contrat de vente directe sans mentionner l’autoconsommation collective. À notre connaissance, la DGEC n’avait publié aucune position officielle sur ce point au 5 octobre 2026.

La clé de répartition : statique, dynamique, et le décret du 26 juin 2026

La clé de répartition fixe la part de production attribuée à chaque consommateur, à chaque pas de mesure (l’intervalle de 30 minutes sur lequel le gestionnaire de réseau calcule le partage) :

• Clé statique : des pourcentages constants, par exemple 25 %, 35 % et 40 %.
• Clé dynamique : des coefficients calculés par la PMO, qui changent d’un pas de mesure à l’autre.
• Clé par défaut : faute de coefficients transmis à temps, le gestionnaire répartit au prorata de la consommation de chacun (article D315-6).

Un consommateur ne reçoit jamais plus que sa consommation mesurée (article D315-4). Le décret n° 2026-561 du 26 juin 2026 (Journal officiel du 30 juin, rectifié le 5 juillet 2026) change ces règles en deux temps :

• Depuis le 1er juillet 2026, pour toute convention signée après cette date, les coefficients sont transmis au gestionnaire à l’avance, avant la clôture du marché de l’électricité qui fixe, la veille, les prix du lendemain : plus de modification après coup. Si la documentation du gestionnaire le prévoit, la PMO peut aussi fixer un ordre de priorité entre participants.
• À partir du 1er juillet 2027, toutes les opérations appliquent un principe de maximisation : la production est d’abord affectée selon la clé, puis le reliquat est réparti au prorata des consommations restantes. Un aménagement est prévu pour les opérations à plusieurs installations dont la convention est antérieure au 1er juillet 2026.

Le décret crée enfin une « part fixe » de production laissée hors de l’opération par chaque installation. Elle est nulle par défaut, et toute modification prend effet au plus tôt deux ans après que la PMO l’a notifiée au gestionnaire de réseau, et jamais moins de deux ans après la précédente fixation.

Compteurs communicants : un prérequis

Le partage se calcule à partir des courbes de charge : des mesures de consommation et de production relevées à pas de temps régulier. Tous les participants doivent donc avoir un compteur communicant, dont le gestionnaire de réseau les équipe (article D315-3). Si votre site en dispose déjà, aucun changement de compteur n’est nécessaire.

Les démarches, étape par étape

1. Vérifier le périmètre : distance, classement Insee des communes, gestionnaire de réseau, puissance cumulée.
2. Constituer ou désigner la PMO, et recueillir l’accord de chaque participant, y compris pour l’usage de ses courbes de charge.
3. Demander la dérogation à la DGEC si les sites sont à plus de 2 km.
4. Raccorder les installations de production : chaque producteur doit être en service et rattaché à un responsable d’équilibre, l’acteur qui assume les écarts entre prévisions et réalité.
5. Fixer la clé de répartition, et la part fixe éventuelle de chaque installation.
6. Conclure les contrats de vente entre producteurs et consommateurs.
7. Signer la convention avec le gestionnaire de réseau, qui fixe la date de démarrage, puis suivre les entrées et sorties de participants.