Projet de décret ACC : la FNES interpelle la DGEC.

Ces dernières heures, la DGEC a transmis successivement deux version d'un projet de décret modifiant les règles de répartition de l'énergie au sein des opérations d'autoconsommation collective (articles D.315-4 et D.315-6 du code de l'énergie). Ces évolutions concernent directement tous les acteurs de l'ACC, PMO, installateurs, développeurs, collectifs citoyens et collectivités.

La FNES a analysé ce texte et transmis une note de préconisation à la DGEC le 26 mars 2026.

🔍 Lecture Express :

Le projet modifie les articles D.315-4 et D.315-6 du code de l'énergie. Deux changements majeurs sont introduits : 

• l'obligation de maximiser l'autoconsommation au sein de chaque opération, et la transmission des clés de répartition avant J-1, c'est-à-dire sur la base de prévisions et non plus de données réelles. Il faudra désormais anticiper à la fois la production (météo-dépendante) et la consommation de chaque participant : une complexité technique significative.
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• Un bandeau de production a été introduit suite aux échanges avec la filière : plafonné à 25 % de la capacité installée, il permet de valoriser une part de la production en dehors de l'opération. C'est une ouverture bienvenue, mais le plafond peut s'avérer insuffisant, la révision annuelle est trop rigide, et l'échelle d'application (producteur ou opération) n'est pas encore tranchée.

Pourquoi les clés dynamiques sont le cœur du sujet ?

Ce qui fait l'intérêt économique de l'ACC, ce sont les clés de répartition dynamiques, recalculées à chaque pas de mesure en fonction de la consommation réelle et de la production constatée. C'est ce mécanisme qui permet d'affecter l'énergie là où elle est effectivement consommée et d'atteindre un niveau de valorisation assurant l'équilibre économique de l'opération.

Avec des coefficients fixes, on attribue un pourcentage figé de la production à chaque participant. Si un consommateur est absent, sa part devient du surplus injecté sur le réseau, valorisé à quelques centimes d'euro par kWh. Un niveau incompatible avec l'équilibre économique de l'opération.

Par ailleurs, la FNES a souhaité rappeler que les petites opérations n'ont pas une assiette de production suffisamment large pour que des prévisions à J-1 aient un sens statistique (On ne fait pas de statistiques fiables sur de petites quantités !).

⚠️ Quels impacts pour qui :

• Pour les PMO : nécessité de s'équiper d'outils de prévision ou de faire appel à des prestataires spécialisés, ce qui augmente les coûts d'exploitation. Les structures de petite taille sont les plus exposées.
  
  
• Pour les opérations existantes : toute modification du périmètre (ajout d'un participant par exemple) fait basculer l'opération dans le nouveau régime, freinant l'évolution naturelle des opérations en cours.
  
  
• Pour les collectifs citoyens : dans un contexte de baisse des tarifs d'achat, l'ACC est souvent leur seule voie de valorisation. Des projets construits sur plusieurs années, montage juridique, mobilisation des participants, recherche de financement,  risquent purement et simplement de disparaître.
  
  
• Pour l'écosystème d'accompagnement : bureaux d'études, installateurs, accompagnateurs de projets citoyens seraient directement touchés, affaiblissant durablement la capacité des territoires à développer de nouvelles opérations.
  
  
• Risque de concentration du marché : les exigences techniques favorisent les opérateurs déjà dotés de capacités de prévision avancées, au détriment des acteurs de taille modeste.

Position de la FNES

La FNES a souhaité rappeler que l'autoconsommation collective n'est pas un outil d'arbitrage sur les marchés. C'est un mécanisme d'organisation locale de l'énergie, dont la bancabilité repose sur la stabilité du cadre réglementaire et la sécurisation des engagements contractuels dans le temps. En traitant les opérateurs d'ACC comme des acteurs de marché, le projet de décret conduit à des dispositions dont la sévérité est disproportionnée par rapport aux enjeux réels.

La FNES a formulé 8 propositions concrètes d'aménagement :

1. Réconciliation ex-post : La transmission à J-1 doit constituer une donnée prévisionnelle de référence ; la répartition définitive doit être établie sur la base des données de comptage réelles.
   
   
2. Seuils de tolérance : Prévoir une marge d'écart acceptable entre coefficients prévisionnels et données constatées, pour éviter des corrections systématiques sur des écarts mineurs.
   
   
3. Préservation des clés dynamiques : Toute évolution réglementaire doit impérativement maintenir la possibilité de recourir à des clés de répartition dynamiques. C'est la condition sine qua non de la viabilité économique de l'ACC.
   
   
4. Exemption des petites opérations : Les opérations dont l'assiette est trop réduite pour des prévisions fiables doivent être exemptées de l'obligation de transmission à J-1.
   
   
5. Aménagement du bandeau : Relever le plafond au-delà de 25 % pour les opérations structurellement sous les 75 % d'autoconsommation, passer à une révision trimestrielle ou semestrielle, et appliquer le bandeau à l'échelle de l'opération.
   
   
6. Régime transitoire : Prévoir un délai de mise en conformité de 12 à 18 mois, avec phase pilote et outils d'accompagnement mis à disposition par le gestionnaire de réseau.
   
   
7. Liberté contractuelle : Le mécanisme de redistribution automatique doit s'appliquer dans le respect des stipulations contractuelles convenues entre participants.
   
   
8. Clarification des modifications déclenchantes : Lister exhaustivement les cas de figure entraînant le basculement d'une opération existante vers le nouveau régime, pour sécuriser juridiquement les PMO.