Le photovoltaïque en basse tension entre dans une nouvelle phase réglementaire : un rapport de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) met au jour une obligation technique qui concerne directement les zones de réseau où des contraintes sont apparues sur le réseau, la puissance pilotable disponible y étant jugée insuffisante par le régulateur. Pour les porteurs de projets solaires résidentiels ou de petit tertiaire déjà raccordés dans ces zones, ou dont le dossier est encore en instruction, cette évolution mérite d’être anticipée avant l’échéance fixée par le régulateur.
Les faits : une obligation technique nouvelle pour Enedis
Alors que les particuliers et professionnels qui misent sur l’autoconsommation solaire se multiplient, un rapport de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) met au jour une contrainte technique nouvelle pour le réseau basse tension. La documentation technique de référence d’Enedis doit évoluer avant le 1er octobre 2026 afin de prévoir les critères de mise en place d’une commande à distance des projets, applicables aux futures installations de production renouvelable raccordées en basse tension.
Mais l’obligation ne se limite pas aux nouveaux raccordements. Pour les projets ayant déjà obtenu une proposition de raccordement ou déjà raccordés en basse tension dans les zones présentant des contraintes, la CRE est catégorique : l’installation de ces dispositifs prévus par le code réseau Requirement for Generators (RfG) constitue le seul levier identifié permettant d’éviter de mettre les ouvrages en contraintes. Le régulateur précise que ce risque survient lorsque les volumes injectés sur le réseau de transport excèdent les seuils d’évacuation des lignes HTB, ou lorsque la quantité de production dépasse les capacités des ouvrages du réseau de distribution, une situation qui compromet la sécurité d’exploitation des réseaux.
Elle doit donc être mise en œuvre par Enedis dans les zones concernées, ce qui signifie concrètement que le gestionnaire de réseau devra avoir fait évoluer sa documentation technique de référence pour prévoir ces critères avant le 1er octobre 2026.
Dans la pratique, un dispositif de pilotage à distance permet au gestionnaire de réseau d’envoyer une consigne de réduction de puissance à un onduleur photovoltaïque, sans intervention humaine sur site. Ce type de mécanisme existe déjà pour d’autres catégories d’installations raccordées en moyenne et haute tension ; la nouveauté tient ici à son extension programmée aux installations en basse tension, catégorie qui regroupe l’essentiel des projets résidentiels et de petit tertiaire.
Mise en perspective : un réseau électrique sous tension
La Commission de régulation de l’énergie est l’autorité indépendante chargée de veiller au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz en France, ainsi qu’au respect, par les gestionnaires de réseaux comme Enedis et RTE, de leurs obligations réglementaires. C’est dans le cadre de ses travaux de suivi qu’elle a identifié cette obligation de pilotage à distance encore non intégrée à la documentation technique d’Enedis.
Cette obligation ne sort pas de nulle part. Elle s’inscrit dans un contexte où le réseau électrique doit absorber un afflux croissant de production renouvelable décentralisée. Selon la CRE, des contraintes sont apparues sur le réseau de transport d’électricité principalement dans le cadre du dimensionnement optimal de RTE. Le régulateur précise que, dans certaines zones du territoire, la puissance pilotable en BT, HTA et HTB est insuffisante pour gérer ces contraintes.
Ce constat rejoint les tendances observées ces derniers mois, alors qu’la production solaire décentralisée continue de progresser sur le réseau de distribution. La CRE explique que Le dimensionnement optimal sur le RPT et le RPD nécessite de s’assurer que les gestionnaires de réseau disposent des leviers de flexibilités suffisants et sécurisés contractuellement dans le cadre du raccordement. Cela rend nécessaire, localement, la possibilité de piloter les installations photovoltaïques en basse tension au moyen de dispositifs de pilotage. C’est précisément ce mécanisme, adossé au code réseau européen RfG, qui doit désormais être intégré à la documentation technique d’Enedis.
Ce code réseau européen, déjà mentionné plus haut, encadre depuis plusieurs années les exigences techniques imposées aux installations de production d’électricité raccordées aux réseaux de distribution et de transport ; il prévoit notamment la possibilité, pour le gestionnaire de réseau, de limiter la puissance injectée par une installation en cas de risque pour la sûreté du système électrique. C’est ce cadre déjà existant que la CRE demande désormais d’appliquer explicitement aux installations photovoltaïques basse tension situées dans les zones les plus contraintes, plutôt que de créer un dispositif entièrement nouveau.
Impact concret pour les porteurs de projets solaires
Pour les propriétaires, copropriétés et professionnels du bâtiment qui portent un projet photovoltaïque en basse tension, cette évolution a une traduction pratique. Elle ne remet pas en cause le principe de l’autoconsommation solaire : les démarches de raccordement pour l’autoconsommation restent inchangées sur le fond. En revanche, dans les zones identifiées comme contraintes, un dispositif de pilotage vient s’ajouter à l’installation : Enedis se dote de la capacité technique de réduire ou de suspendre temporairement l’injection d’une installation lorsque la stabilité du réseau local l’exige, plutôt que de refuser purement et simplement le raccordement.
- Installation déjà raccordée en zone contrainte : un dispositif de pilotage conforme au code réseau RfG peut être proposé par Enedis pour sécuriser le raccordement existant.
- Dossier de raccordement encore en instruction : les délais d’instruction des dossiers pourront désormais intégrer la vérification de ces nouveaux critères techniques avant la mise en service.
- Principe de l’autoconsommation solaire : inchangé, seule la capacité de pilotage à distance de l’installation évolue dans les zones concernées.
Concrètement, cette capacité de pilotage se traduit le plus souvent par l’ajout d’un équipement de communication entre l’onduleur et le gestionnaire de réseau. Cette obligation technique intervient par ailleurs dans un contexte où le tarif de raccordement facturé par Enedis a également été revu à la hausse ces dernières semaines, ce qui alourdit d’autant le budget global d’un projet solaire en zone contrainte.
Concrètement, les porteurs de projets peuvent d’ores et déjà se rapprocher de leur installateur ou de leur bureau d’études pour vérifier si leur point de raccordement se situe dans une zone identifiée comme contrainte par Enedis. Pour les dossiers encore en instruction, il est recommandé de demander explicitement, lors des échanges avec le gestionnaire de réseau, si les futurs critères techniques de pilotage à distance s’appliqueront au projet, et selon quel calendrier. Pour les installations déjà en service, aucune démarche immédiate n’est a priori nécessaire : c’est à Enedis qu’il revient d’identifier les zones concernées et de proposer, le cas échéant, l’ajout d’un dispositif de pilotage conforme au cadre réglementaire européen.
Cette obligation illustre une tendance de fond du secteur : à mesure que la part du solaire décentralisé progresse sur le réseau de distribution, les gestionnaires de réseau doivent disposer d’outils plus fins pour équilibrer en temps réel production et capacité d’accueil, y compris sur les segments basse tension jusqu’ici peu concernés par ce type de dispositif.
Perspectives : ce qu’il reste à préciser d’ici l’échéance
Reste la question de la mise en œuvre concrète. Elle doit donc être mise en œuvre par Enedis dans les zones concernées, ce qui place la responsabilité de l’échéance du 1er octobre 2026 directement entre les mains du gestionnaire de réseau. Pour les porteurs de projets solaires déjà raccordés dans une zone contrainte, la vigilance s’impose dans les prochaines semaines : la mise à jour de la documentation technique de référence d’Enedis conditionnera les modalités pratiques d’installation des dispositifs de pilotage.
Le rapport de la CRE souligne par ailleurs que la puissance pilotable en BT, HTA et HTB est insuffisante pour gérer ces contraintes dans plusieurs zones du territoire, sans que le régulateur n’ait précisé si d’autres secteurs géographiques pourraient être concernés à terme par cette même obligation de pilotage. Les professionnels du solaire et les gestionnaires de copropriété devront donc suivre de près les prochaines communications d’Enedis sur le périmètre exact des zones de réseau contraintes.
Au-delà de l’échéance du 1er octobre 2026, la question du financement et de la prise en charge de ces dispositifs de pilotage reste ouverte : le rapport de la CRE ne précise pas si le coût de ces équipements sera supporté par Enedis ou par les porteurs de projets concernés. Cette zone d’ombre devrait logiquement être clarifiée à l’occasion de la mise à jour de la documentation technique de référence, seul document qui fixera concrètement les modalités d’application de cette obligation zone par zone.
Questions fréquentes
Quelle échéance la documentation technique d’Enedis doit-elle respecter ?
La documentation technique de référence d’Enedis doit évoluer avant le 1er octobre 2026 afin d’intégrer les critères de mise en place d’une commande à distance des projets pour les installations de production renouvelable en basse tension.
Quelles installations photovoltaïques sont concernées par cette obligation de pilotage ?
Sont concernés les projets ayant déjà obtenu une proposition de raccordement ou déjà raccordés en basse tension dans les zones présentant des contraintes. Pour ces installations, l’installation de ces dispositifs prévus par le code réseau Requirement for Generators (RfG) constitue le seul levier identifié permettant d’éviter de mettre les ouvrages en contraintes.
Pourquoi le réseau électrique a-t-il besoin de ce pilotage à distance ?
des contraintes sont apparues sur le réseau de transport d’électricité principalement dans le cadre du dimensionnement optimal de RTE, et la puissance pilotable en BT, HTA et HTB est insuffisante pour gérer ces contraintes dans certaines zones. Cela rend nécessaire, localement, la possibilité de piloter les installations photovoltaïques en basse tension au moyen de dispositifs de pilotage.
