Cette première session était une séance d'accueil et de cadrage du Groupe de Travail. Après un tour de table qui a permis à la première dizaine d'experts de présenter leurs activités et leurs expertises, nous avons rappelé le contexte (fin progressive des dispositifs historiques comme l'obligation d'achat, restrictions budgétaires, complexification réglementaire) et l'objectif du GT : identifier, analyser et tester les modèles économiques émergents du photovoltaïque. La question n'est plus seulement « quel tarif ? » mais « quel modèle, pour quelle entreprise, quel territoire, quel client ? ».

Nous avons présenté les quatre livrables visés : cartographie commentée des modèles, fiches synthétiques par modèle, notes de préconisations aux pouvoirs publics, et arbre décisionnel — ainsi que la méthode de travail : sessions tous les 15 jours, espace de travail partagé, et restitution publique en open source à la rentrée.

Un premier brainstorm a déjà fait émerger plusieurs pistes prioritaires : flexibilité et effacement couplés au stockage, approche par la chaîne de valeur (Scope 3), double lecture « valorisation de l'énergie / service rendu au réseau », dimension temporelle des modèles, et travail de vulgarisation du vocabulaire.

La mission de ces premiers contributeurs : Lister les modèles économiques déjà identifiés (connus, hybrides ou encore à tester. Cette liste sera notre point de départ pour construire ensemble la cartographie lors de la session n°2.

Cette deuxième session a réuni une douzaine de contributeurs, dont plusieurs nouveaux venus, autour du premier exercice concret du Groupe de Travail : la construction collective de la cartographie des modèles économiques. Après un rappel du contexte (préparation de « l'après-subvention » pour le solaire décentralisé indépendant) et un tour de table des nouveaux participants, nous avons partagé une excellente nouvelle : reçus la veille par la DGEC, nous avons vu l'administration nous souhaite une restitution du livrable de ce GT pour alimenter ses réflexions réglementaires en amont. Ce que nous produisons sera ainsi restitué à la filière et transmis aux pouvoirs publics.

Le cœur de la séance a été consacré au recensement des modèles, à partir du travail à réaliser de la session précédente. L'objectif : poser une grille de lecture commune avant de bâtir la cartographie, car un même modèle porte souvent des noms différents selon les acteurs. Plusieurs clés de lecture se sont dégagées — par type de valorisation de l'énergie (vente totale, vente du surplus, autoconsommation avec ou sans stockage), par acteurs, et par modèle d'affaires.

De riches échanges ont fait émerger un large éventail de modèles : tiers-investissement (Soulte vs location, bail civil vs bail emphytéotique), l'énergie "as a service" (solution clé en main avec obligation de résultat), autoconsommation collective dans toutes ses déclinaisons (patrimoniale, multi-acteurs, copropriété, bailleurs sociaux, enjeux de distance/périmètre et de prix dynamique), le RIB (réseau interne des bâtiments, encore méconnu), le modèle citoyen/coopératif, le repowering, et la centrale virtuelle agrégeant PV, batterie et bornes de recharge avec services au réseau (smart charging, modèles dynamiques, V2G/V2H). Deux sujets transversaux majeurs ont été identifiés : le vide juridique des fins de contrat d'obligation d'achat, et l'agrégation des petites puissances (deux chantier que la FNES travaille déjà activement). Le cas du solaire thermique a été ouvert évpqué pour être traité dans un temps dédié.

La mission de cette session : enrichir collectivement en temps réel la mind map et le tableur partagé. D'ici 15 jours, les pilotes mettront à disposition le tableur collaboratif, un drive et une mailing list dédiée. Ils prépareront également une fiche "type de modèle économique" qui sera présenté et challengé en session n°3, avant d'être réparti entre les contributeurs pour un remplissage collectif.

Cette troisième session marquait le passage de l'accueil au travail concret. Nous avons présenté le document socle qui nous suivra sur plusieurs séances : un tableur collaboratif. Rappel des deux premiers livrables visés : la cartographie commentée et les fiches d'identité vulgarisées, numérotées et reliées entre elles. Échéance confirmée : un premier livrable fin septembre / début octobre, la rentrée étant consacrée à la forme et à la finalisation graphique.

Le cœur de la séance a été la lecture collective, ligne par ligne, des premiers modèles, afin de valider une grille de lecture commune et d'affiner les colonnes du tableur. Nous avons travaillé la structure d'analyse : famille et mode de valorisation de l'énergie, nombre d'acteurs (mono / multi), marché et acteurs, clé « service rendu », freins et opportunités (réglementaires, techniques, structurels), maturité réelle du modèle, et volumes potentiels de marché (puissance raccordée, nombre d'installations, quantité d'énergie). 

Plusieurs précisions importantes ont émergé : le « service rendu » a été défini autour de l'accessibilité au plus grand nombre, de l'emploi local non délocalisable, de la gratuité (modèles sociaux), et de l'effacement de puissance / backup ; l'idée d'une scorabilité par critère a été retenue, ainsi que le recours à une classification RSE/RSO.

La lecture a permis de trancher plusieurs points de vocabulaire structurants. Ont aussi été discutés la question de l'électrification et de la substitution des usages fossiles, et le cas de la restitution de production sur un autre lieu de consommation (stockage virtuel).

La mission de cette session : chacun prend en main le tableur sur sa partie. Les contributeurs sont invités à relire, compléter. Prochaine session : lecture des prochains modèles. 

Cette quatrième session a poursuivi la lecture collective du tableau socle, modèle par modèle. Nous avons d'abord intégré les contributions reçues entre deux séances et ajusté la structure du tableur : distinction actée entre autoconsommation avec et sans stockage (deux modèles aux discours commerciaux distincts), ajout d'une colonne « puissance concernée » — les installateurs raisonnant en seuils de puissance quand les usagers raisonnent en profil — et d'une case « modèle existant : oui / non ».

Le cœur de la séance a porté sur l'autoconsommation totale, avec et sans stockage. La discussion sur les seuils de puissance a été nourrie sans consensus définitif : bascule en HTA autour de 250 kVA, barrière réglementaire très haute, mais véritable barrière à 1 MW liée à la fiscalité sur le TURPE, la mention « sans limite définie » étant portée à vérifier. Côté services rendus, l'effacement reste possible sans batterie en optimisant la consommation, et la diminution de l'abonnement a été retenue comme service distinct de la gratuité de l'énergie (elle libère de la bande passante réseau et, avec du pilotage, évite d'augmenter la puissance souscrite). Sur les freins, trois points structurants : la concurrence des contrats de fourniture, bâtis sur des coûts marginaux pouvant descendre à quelques centimes voire zéro, qui dégrade la rentabilité et le financement des actifs ; la limite de 6 kVA en injection monophasée, asymétrique avec les 12 kVA en soutirage, qui empêche de dimensionner le solaire aux usages ; et une fiscalité défavorable sur l'autoconsommation avec stockage. Parmi les opportunités : la valorisation d'un faible surplus aujourd'hui perdu, faute de démarches, et le pilotage comme levier rendant le modèle intrinsèquement plus attractif. Nous avons également amorcé l'autoconsommation individuelle avec vente de surplus (multi-acteurs, producteur et fournisseur), en recensant les seuils et acheteurs, les lignes étant dédoublées EDF OA / autres.

Deux points réglementaires ont été signalés en séance : un projet de rectificatif d'arrêté sur la TVA à 5,5 % transmis au CSE (évolution du seuil CO₂ par kWc et de l'épaisseur du wafer, mention d'une qualification pour la prestation d'installation), et le sujet de la facturation électronique.

La mission de cette session : chacun relit et challenge le tableau, en complétant l'onglet dédié. Les premières fiches d'identité pré-remplies, incluant la classification RSE, seront soumises sur la dernière séance. 

Prochaine session : continuité de l'analyse des modèles restants (tiers-investissement, hybrides).

Cette cinquième session s'est ouverte sur une actualité institutionnelle majeure : la FNES a été reçue par le cabinet du ministère chargé de l'énergie, qui souhaite recevoir le livrable de ce groupe de travail. Le travail du GT change ainsi de statut : il servira de document socle aux groupes de travail que l'État prévoit de mettre en place. 

Les différents modèles de vente de surplus ont été listés, en affinant seuils et acheteurs : distinction EDF OA (guichet S21, jusqu'à 100 kW) et autres voies au-delà, avec entrée d'un responsable d'équilibre ou d'un agrégateur dans la boucle du fait de la flexibilité, puis appels d'offres CRE. Les lignes ont été dédoublées « EDF OA / autres » pour refléter ces différences. Un travail de cartographie des agrégateurs et responsables d'équilibre est annoncé.

Le cœur de la séance a porté sur le tiers-investissement, première rupture avec les modèles précédents : là où l'autoconsommation simple est mono-acteur, le tiers-investissement est par nature multi-acteurs. Il recouvre des montages aux noms variés (location, « as a service », abonnement, location au kilowattheure, crédit-bail) et se combine à différents modes de valorisation. La grille retenue distingue systématiquement trois rôles : propriétaire, exploitant et producteur. De nombreux projets sont bloqués par cette question juridique, l'obligation de solariser incombant au propriétaire (souvent une foncière, réticente au bail emphytéotique) et non à l'exploitant. Plusieurs contributeurs ont convergé sur l'idée que le tiers-investissement s'entend désormais surtout avec de l'autoconsommation, la vente de surplus étant jugée en fin de cycle ; l'argument fort en B2B étant l'absence d'investissement et d'impact sur la trésorerie de l'exploitant.

Prochaine session : autoconsommation collective et solaire thermique, avant d'entamer la rédaction des fiches.

Cette sixième session a porté sur les modèles les plus techniques du recensement. Nous avons d'abord consolidé le tiers-investissement en autoconsommation individuelle, dont les services rendus rejoignent ceux des autres modèles d'autoconsommation, la différence portant sur la sécurisation financière et l'accessibilité (investissement supprimé, ventilé dans le temps ou neutralisé par la valorisation de la production) ; parmi les opportunités : réponse à la loi APER, bonus RSE / Scope 3 en B2B, et compatibilité avec les enjeux des collectivités. Le modèle tiers-investissement avec bail emphytéotique en vente totale a ensuite été traité, multi-acteurs, avec propriétaire foncier, tiers-investisseur, exploitant et producteur à distinguer.

Le travail le plus dense a porté sur l'autoconsommation collective et son articulation avec les PPA et le marché, décrite comme une « poupée russe » de valorisation : à partir d'une centrale, on empile des étages (autoconsommation individuelle, ACC patrimoniale, ACC avec vente locale, PPA, puis marché) que l'on peut « couper » selon le montage.  Ont enfin été listé plusieurs montages de répartition d'énergie peu rémunérateurs, voués à disparaître pour des raisons de rentabilité et de freins réglementaires, ainsi que deux sujets à approfondir ultérieurement : le devenir d'une centrale en fin de contrat (renouvellement, repowering) et la diversité des types de PPA, qui pourrait justifier une fiche dédiée.

La mission de cette session : les premières fiches d'identité pré-remplies seront transmises pour relecture à l'issue. Prochaine session : tri des dernières lignes et modèles émergents. 

Cette septième session, première de la rentrée, ouvrait l'avant-dernière ligne droite de l'analyse des modèles. Nous avons rappelé le cap : encore une séance, voire deux, pour clore le recensement, après quoi les fiches d'identité de chaque modèle seront transmises pour relecture et amendement. 

Le premier débat de la séance a porté sur le maintien ou non du modèle vente totale + PPA, jugé en fort déclin. Après échange, nous avons acté de le conserver dans la cartographie, mais signalé comme modèle en transition : il sert de repère pour comprendre pourquoi l'on ne peut plus y aller aujourd'hui et vers quelles alternatives se tourner. Ce modèle existe toujours et retrouvera tout son sens le jour où les prix de marché remonteront ; ce n'est pas parce qu'une transition s'opère qu'il faut le faire disparaître. Nous avons aussi convenu de conserver le vocabulaire d'usage (vente totale, PPA, contrats de gré à gré) tout en précisant systématiquement le mode de raccordement et de valorisation réels, sous peine de confusion.

Nous avons ensuite refermé plusieurs modèles largement traités les séances précédentes : autoconsommation collective ouverte et patrimoniale, et les modèles de financement (tiers-investissement, location, "energy as a service"). Sur ces derniers, nous avons confirmé le choix de les conserver malgré leur nature particulière : un mode de financement n'est pas à proprement parler un modèle de valorisation de l'énergie, mais ces schémas ont pris des noms populaires par lesquels les acteurs les cherchent, d'où l'intérêt de les faire figurer. Le cas du bail à construction a été clarifié : il fonctionne comme un bail emphytéotique classique, avec les mêmes contraintes, la soulte étant simplement versée au début pour financer la construction du bâtiment ; il concerne surtout l'agricole et est voué à disparaître car peu sécurisé en dehors des appels d'offres (20 ans).

La séance s'est achevée en ouvrant sur les modèles émergents, qui feront le cœur de la prochaine et dernière séance : marchés dynamiques, contrats de gré à gré, raccordements indirects sous 4 formats différents. La question du devenir des contrats existants s'est posée et la transposition de la batterie virtuelle dans le temps entre acteurs. 

La mission de cette session : signaler avant la prochaine séance tout modèle non encore évoqué. Prochaine session (dernière d'analyse) : étude des modèles émergents, avant le passage à la rédaction des livrables.

Cette session a permis de poursuivre la construction du catalogue des modèles économiques du photovoltaïque, en s'appuyant sur l'expertise opérationnelle des contributeurs. Le travail collectif a progressé de façon fluide, chaque modèle étant passé en revue pour en clarifier la définition, en préciser les conditions de mise en œuvre et en documenter les forces, les limites et les opportunités. La richesse des retours de terrain a considérablement enrichi la qualité du recensement.

Les échanges ont porté sur un large éventail de modèles, allant des configurations les plus établies aux montages plus récents ou de niche. Le groupe a notamment approfondi les différentes formes de valorisation de l'énergie — de l'autoconsommation dans le cadre d'un même patrimoine jusqu'aux opérations collectives ouvrant l'accès à des producteurs et consommateurs distincts, ainsi que les modèles de vente sur le marché. Un soin particulier a été apporté à la distinction entre les modèles véritablement structurants pour la filière et les dispositifs relevant davantage d'un habillage commercial, afin que le futur livrable oriente les professionnels vers les approches les plus solides et pérennes.

Un besoin de clarification terminologique s'est dégagé de façon récurrente, plusieurs termes d'usage courant recouvrant des réalités techniques différentes. Le groupe a souligné l'intérêt d'accompagner le catalogue d'un lexique partagé, gage de lisibilité pour les lecteurs et de cohérence entre les modèles présentés. Cette exigence de précision constitue l'une des valeurs ajoutées majeures du travail mené.

Plusieurs points de vigilance et pistes d'enrichissement ont émergé, qui nourriront utilement la suite des travaux. Parmi eux : la prise en compte, encore inégale, des opérations collectives par certains acteurs du marché ; la question de la sécurisation dans la durée des différents montages, déterminante pour leur financement ; et l'intérêt de distinguer clairement les modèles économiques proprement dits des briques techniques ou de services qui peuvent leur être associées. Cette dernière réflexion, largement partagée, ouvre la voie à une présentation plus lisible et plus complète du catalogue.

Prochaine session : dans 15 jours. Le groupe poursuivra la revue des modèles restants et la consolidation du catalogue, en intégrant les clarifications de vocabulaire et la distinction entre modèles et services complémentaires évoquées en séance. Les sujets liés au stockage, aux services réseau et système, ainsi qu'au pilotage, pourront faire l'objet d'un traitement transversal lors des prochains rendez-vous.