La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a approuvé le 6 mai 2026 les nouvelles règles du service système tension de RTE. Face à l’intégration de plus de 18 GW de capacités renouvelables sur le réseau de transport, ces règles reforment en profondeur la gestion de la tension électrique en France. Elles entrent en vigueur au 1er janvier 2027 et concernent directement tous les producteurs raccordés au réseau de transport 400 kV et 225 kV.
Ce que la CRE a approuvé le 6 mai 2026
Pour la première fois depuis l’essor massif du solaire et de l’éolien, les règles encadrant le service système tension de RTE ont été refondues. La CRE a formalisé sa décision le 6 mai 2026, dans le cadre des obligations du gestionnaire de réseau au titre de l’article L.321-11 du Code de l’énergie.
Le texte approuvé modifie les conditions de fourniture de la puissance réactive sur le réseau de transport. Toute installation de production raccordée est désormais tenue de pouvoir :
- Fournir une puissance réactive minimale équivalente à 0,4 fois sa puissance active maximale (0,4 × Pmax)
- Absorber une puissance réactive minimale équivalente à 0,35 × Pmax
- Répondre aux ordres de RTE en moins de 60 secondes via un dispositif de téléconduite
Ces seuils s’appliquent désormais aux parcs éoliens et photovoltaïques — un changement notable, puisque les onduleurs modernes permettent cette régulation, contrairement aux technologies de première génération installées avant 2010. Autre évolution majeure : la rémunération passe d’un modèle fondé sur la capacité mise à disposition à un modèle fondé sur l’énergie réactive effectivement injectée ou absorbée, avec des pénalités renforcées en cas de non-performance.
Pourquoi la tension est devenue un enjeu critique du réseau
La tension sur le réseau électrique n’est pas une question technique abstraite. C’est un paramètre fondamental qui, s’il sort des plages admissibles (±10 % de la tension nominale), peut provoquer des déclenchements automatiques de protection, dégrader les équipements industriels et, dans des cas extrêmes, contribuer à des incidents en cascade.
Historiquement, la gestion de la tension reposait sur les centrales thermiques et nucléaires, dont les alternateurs fournissent naturellement de la puissance réactive. Avec la progression du parc renouvelable — plus de 18,2 GW de capacités éoliennes et photovoltaïques raccordées au réseau de transport en 2026, selon les données de RTE — et le développement des câbles souterrains (plus capacitifs que les lignes aériennes), deux problèmes symétriques émergent :
| Phénomène | Cause | Effet réseau |
|---|---|---|
| Surtension diurne | Excès de production solaire en milieu de journée | Tension > seuil admissible sur les nœuds proches des parcs |
| Sous-tension nocturne | Production nulle, câbles souterrains absorbent la puissance réactive | Tension < seuil admissible sur les nœuds éloignés |
RTE anticipe que cet enjeu deviendra critique à l’horizon 2039, à mesure que les objectifs de la PPE3 se matérialisent : 55 à 80 GW de solaire, 15 GW d’éolien offshore et un réseau de câblage souterrain en forte croissance. L’opérateur prévoit de tripler ses moyens dédiés à la gestion des phénomènes de haute tension d’ici la fin de la prochaine décennie. Ces investissements massifs de RTE s’inscrivent dans un plan de transformation du réseau électrique national.
Cet enjeu a pris une résonance particulière depuis le blackout de la péninsule ibérique du 28 avril 2025. Un panel d’experts européens mandaté par ENTSO-E a conclu que l’incident résultait principalement de défaillances dans le contrôle de la tension et de la fréquence — et non d’une surproduction renouvelable en elle-même. Cette conclusion a accéléré la révision des règles dans plusieurs pays européens, dont la France.
Ce que cela change pour les producteurs d’énergie renouvelable
Pour les exploitants de parcs éoliens et photovoltaïques raccordés au réseau de transport, les nouvelles règles créent à la fois des obligations et des opportunités de revenus complémentaires.
Nouvelles obligations à compter du 1er janvier 2027
Les parcs d’une puissance installée supérieure à 10 MW sont pleinement intégrés dans les mécanismes d’ajustement tension de RTE. À compter du 1er janvier 2027, les nouvelles modalités de rémunération et les obligations de performance s’appliquent selon la délibération CRE du 6 mai 2026. Les exploitants devront s’assurer que leurs onduleurs fonctionnent en mode Q(U) — c’est-à-dire qu’ils adaptent automatiquement leur injection de puissance réactive en fonction de la tension mesurée au point de raccordement. Cette exigence est standard pour les équipements installés après 2018, mais nécessite des mises à jour pour les parcs plus anciens.
Nouvelles opportunités de revenus
Jusqu’ici, la participation au réglage de tension générait peu de revenus pour les producteurs renouvelables, la rémunération étant fondée sur la capacité disponible et non sur l’énergie réactive effectivement utilisée. Le nouveau modèle introduit une tarification à l’énergie réactive fournie. Pour un parc solaire de 20 MW situé dans une zone tendue du réseau, cette évolution peut représenter plusieurs dizaines de milliers d’euros de revenus complémentaires annuels — une amélioration notable de l’équation économique des projets, en cohérence avec la dynamique de flexibilité électrique visée par la PPE3.
La participation des producteurs décentralisés aux services système est une condition indispensable à l’intégration massive des énergies renouvelables dans un réseau sûr et performant.
CRE, délibération du 6 mai 2026
Impact pour les consommateurs et les collectivités locales
Pour les ménages et les entreprises, l’impact direct de ces nouvelles règles est limité à court terme — elles ne modifient pas les tarifs de l’électricité. Mais leurs effets indirects sont réels. D’abord, une meilleure maîtrise de la tension réduit les pertes sur le réseau de transport (estimées à 1 à 2 % de l’énergie transportée sur les zones tendues). Chaque amélioration du rendement de transport se répercute à terme dans le TURPE (Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité), dont les évolutions influencent les factures des consommateurs.
Ensuite, une tension mieux maîtrisée réduit le nombre d’incidents affectant la continuité d’alimentation des industriels de process — chimie, papeterie, fonderies — dont les équipements sont sensibles aux creux de tension. Pour les collectivités qui développent des projets d’autoconsommation collective et de smart grids, des règles similaires pourraient être déclinées à la maille du réseau de distribution dans les années à venir, à l’initiative d’Enedis.
Perspectives : vers un réseau 100 % renouvelable et stable
Les nouvelles règles entrent officiellement en vigueur le 1er janvier 2027, laissant douze mois aux producteurs pour adapter leurs équipements et contrats. D’ici là, RTE doit mettre à jour ses spécifications de raccordement, déployer les nouvelles modalités de rémunération et finaliser les outils de supervision en temps réel.
À plus long terme, l’enjeu dépasse le simple réglage de tension. Après la fréquence (gérée via les mécanismes FCR et aFRR), la tension est le deuxième grand service système que les énergies renouvelables doivent désormais assumer pleinement. Cette évolution structurelle repositionne l’éolien et le solaire comme des piliers à part entière du système électrique français. Les documents officiels sont consultables sur le site de la CRE et sur le portail RTE données-publications.
Ces nouvelles règles font directement écho aux enseignements du rapport ENTSO-E sur le blackout ibérique de 2025 : le rapport final ENTSO-E a formulé 21 recommandations dont plusieurs concernent explicitement le réseau français.
Qu’est-ce que la puissance réactive et pourquoi est-elle importante pour le réseau ?
La puissance réactive (en VAr) est la composante de l’énergie électrique qui oscille entre la source et les équipements inductifs ou capacitifs (moteurs, transformateurs, câbles) sans être consommée au sens strict. Elle est indispensable pour maintenir la tension à un niveau stable : un déficit fait chuter la tension, un excès la fait monter. Les nouvelles règles CRE/RTE visent à mieux répartir la fourniture de puissance réactive entre tous les producteurs connectés au réseau de transport.
Mon installation solaire résidentielle est-elle concernée par ces nouvelles règles ?
Non. Les nouvelles règles de réglage de tension approuvées le 6 mai 2026 ne s’appliquent qu’aux installations raccordées au réseau de transport (400 kV et 225 kV), soit principalement les parcs de production supérieurs à 10 MW. Les installations photovoltaïques résidentielles raccordées en basse tension via Enedis ne sont pas concernées par cette réglementation.
Ces nouvelles règles vont-elles faire augmenter ma facture d’électricité ?
Pas directement. À long terme, une meilleure gestion de la tension peut contribuer à réduire les pertes réseau et à stabiliser les coûts d’exploitation intégrés dans le TURPE. Mais cet effet reste marginal par rapport aux autres déterminants du prix de l’électricité. En revanche, pour les exploitants de parcs renouvelables, le nouveau mode de rémunération améliore sensiblement la rentabilité des services système.
