En photovoltaïque, une réglementation qui s'ajuste

La réglementation concernant les installations photovoltaïques en toitures de bâtiments agricoles a connu d'importantes évolutions au cours de cet été. Le but est de mieux réguler un marché qui avait tendance, ces dernières années, à connaître une « surchauffe » porteuse de déconvenues pour beaucoup de porteurs de projet. Bastien Lassagne,directeur commercial au sein de l'entreprise dijonnaise Clef Énergies, revient pour nous sur ces évolutions. Il faut se rappeler que la dernière évolution notable dans ce domaine remontait à 2021. Avant cette année-là, on pouvait faire du solaire sur des installations en toiture dont la puissance allait de 0 à 100 KW très facilement et avec un tarif de rachat de l'électricité produite fixe. En revanche, au-delà de la puissance de 100 KW, il fallait demander une autorisation auprès de la Commission de régulation de l'énergie (CRE). Le dossier devait lui être présenté et dans ce cas, le tarif de rachat de la production énergétique était proposé à la CRE par l'installateur des panneaux photovoltaïques. 

Explosion des projets

« Les projets, précise Bastien Lassagne, étaient moins rentables puisque les tarifs de rachat étaient bas. Les installateurs en faisaient donc peu qui dépassaient 100 KW. » À partir de 2021, les choses ont changé. Cette année-là, le législateur a décidé qu'on pourrait désormais aller jusqu'à la puissance de 500 KW avec un tarif de rachat fixe. Cela a entraîné une explosion du nombre de projets, mais cette croissance a eu deux conséquences majeures : des sociétés d'investisseurs se sont engouffrées dans la brèche et la demande de raccordement des installations auprès d'Enedis a explosé. On est rapidement parvenu à une saturation là-dessus. « Sur ce point-là, au lieu d'avoir des devis en trois mois, il nous fallait attendre six mois, » explique Bastien Lassagne. La seconde conséquence est que, des mois de mai à juillet, tous les jours de midi à 16 heures, les installations produisaient une énergie en si grande quantité que le réseau ne pouvait plus l'absorber. Les évolutions intervenues mi-août 2025 ont donc pour but de « calmer le jeu ». « Finalement, on est revenu à un tarif de rachat fixe, mais à nouveau dans la limite de 100 KW de puissance. On peut toujours faire jusqu'à 500 KW mais on doit à nouveau passer devant le CRE. On est revenu à la situation d'avant 2021, mais de manière plus simplifiée et plus rentable tout de même. Le but est aussi de freiner des investisseurs opportunistes. Désormais, il y a quatre périodes de dix jours, chaque année, pendant lesquelles on pourra proposer nos dossiers pour des projets supérieurs à 100 KW. En tant qu'acteur du secteur, ces évolutions sont à double tranchant : évidemment, cela va sans doute réduire les volumes d'affaires, mais, en revanche, cela va contribuer à « nettoyer » le marché des installateurs pas très sérieux ou des investisseurs opportunistes. »

Libéralisation du marché du rachat

Bastien Lassagne souligne une autre évolution : « auparavant, sur les dossiers entre 100 et 500 KW de puissance, il fallait avoir recours à un organisme (EDF Obligation d'achat) qui rachetait l'énergie à tout le monde. C'est l'État, mais si le gouvernement change, les règles d'EDF OA peuvent aussi changer. À présent, le rachat a été ouvert au privé. On peut passer par une société privée qui rachète l'électricité. Cela rend la filière photovoltaïque plus indépendante. Cela ouvre la concurrence sur les prix de rachat de l'électricité, alors qu'avc EDF OA, vous étiez bloqué pendant 20 ans. Dans ce nouveau cas de figure, les contrats vont de 1 à 5 ans. C'est le même principe qu'un particulier qui peut choisir le fournisseur d'électricité le plus attractif. »