Hausse des coûts de raccordement, saturation de certains postes sources et baisse des tarifs de revente : les projets photovoltaïques doivent désormais intégrer la question du raccordement beaucoup plus tôt. Plusieurs leviers permettent toutefois de sécuriser leur faisabilité technique et économique.

La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a approuvé le nouveau barème de raccordement d’Enedis. Sa version V8 entrera en vigueur le 28 octobre 2026. Il acte une hausse générale des contributions demandées aux producteurs d’énergie, que la CRE justifie par l’augmentation des coûts des travaux, des matériels et de la main-d’œuvre.

Les tarifs du barème seront également désormais indexés chaque année sur l’inflation, avec une révision complète prévue d’ici 2029. Autrement dit, le prix d’un raccordement estimé aujourd’hui pour une mise en service dans deux ou trois ans n’est plus une donnée figée.

Cette hausse des coûts s’inscrit dans un contexte de saturation progressive du réseau électrique. Face à l’afflux de projets, de nombreux postes sources n’ont plus la capacité d’accueillir de nouvelles installations sans travaux de renforcement, ce qui alourdit à la fois les coûts et les délais de raccordement.

À l’inverse, les tarifs d’achat de la production injectée sur le réseau diminuent. Le prix moyen retenu lors de la 12ᵉ période de l’appel d’offres CRE s’est établi à 83 €/MWh, contre 96,5 €/MWh à la période précédente. (cf Greenscope n°58)

Combinées, ces évolutions créent un effet ciseau, c’est-à-dire une situation dans laquelle les coûts augmentent tandis que les revenus diminuent, ce qui complique la rentabilité des projets reposant sur la revente au réseau.

Enedis et RTE ont publié en juillet 2026 une cartographie des zones saturées, réalisée à partir de l’étude des 2 300 postes sources du réseau. Chaque poste est caractérisé par sa capacité d’accueil résiduelle, dont sont retranchées les capacités déjà installées et celles des projets en file d’attente.

Actuellement, les chiffres publiés font état de 239 zones saturées sur 2 300, soit 10,4 % du territoire couvert. La saturation est donc localisée, mais elle touche les territoires les plus dynamiques en installation d’énergies renouvelables.

Des travaux de renforcement sont prévus par les schémas régionaux de raccordement et permettront, une fois réalisés, d’alléger cette saturation. Leur mise en service intervient toutefois dans un délai de deux ans minimum après le déclenchement du seuil de saturation.

Le barème V8 introduit des prix différents selon le type de raccordement au réseau. Les hausses les plus fortes sont comprises entre 34% et 52% et concernent les projets nécessitant la création d’un poste de transformation basse tension (BT) à moyenne tension (HTA), c’est-à-dire typiquement les centrales en toiture et en ombrières.

Le barème fixe également le coût de plusieurs prestations qui impliquaient auparavant un devis sur-mesure (et parfois de longs délais d’attente) comme les Demandes Anticipées de Raccordement (DAR).

Attention, le devis reste la norme dès que les travaux s’écartent des configurations standardisées. 

Tout porteur de projet qui souhaite sécuriser son raccordement au réseau avant d’avoir réuni l’ensemble de ses autorisations administratives peut adresser à Enedis une DAR. En retour, Enedis lui délivre une Proposition de Raccordement Avant Complétude (PRAC), qui l’engage pendant 3 mois sur le prix et la solution technique du raccordement proposé.
Si le dossier complet du projet est déposé dans ce délai, Enedis émet la Proposition Technique et Financière (PTF), qui officialise l’inscription du projet en file d’attente, aux coûts et selon la solution technique déjà fixés par la PRAC.

Valable 3 mois, la PRAC impose au porteur de projet de fournir les autorisations d’urbanisme et les autres pièces manquantes dans ce délai, sous peine de perdre le bénéfice de la proposition et l’avance versée. Elle n’a d’intérêt que dans un calendrier maîtrisé : trop tôt, elle immobilise de la trésorerie sur un projet encore incertain ; trop tard, elle perd son utilité.

Face à la hausse des coûts, repenser la valorisation de l’électricité produite devient un enjeu économique à part entière. Autoconsommation et stockage permettent notamment de diminuer la puissance injectée et de réduire la dépendance au réseau, tout en respectant la conformité réglementaire du projet.

Lorsque l’électricité produite est consommée sur place, elle n’a pas besoin d’être injectée sur le réseau : c’est le principe de l’autoconsommation individuelle (ACI). Son principal avantage est que produire de l’électricité photovoltaïque coûte moins cher qu’en acheter sur le réseau, car l’autoconsommation évite les surcoûts d’acheminement, les taxes et la marge du fournisseur.

Le propriétaire qui consomme une partie de sa production réduit directement sa facture d’électricité. S’il loue les locaux à un seul locataire, il peut revendre cette électricité à celui-ci via une augmentation de loyer, à un tarif intermédiaire, plus avantageux qu’un fournisseur classique et plus rémunérateur qu’une revente sur le réseau.

Dans les deux cas, les principaux intérêts de l’ACI sont de diminuer la dépendance aux tarifs de l’AO CRE, à la volatilité des prix de marché et aux problèmes de raccordement. En effet, une part de la production n’étant plus injectée, la puissance de raccordement nécessaire et les coûts associés peuvent être réduits, voire nuls si l’autoconsommation est totale.

La batterie apporte une autre réponse directe au problème posé. En stockant une partie de la production aux heures de pic plutôt que de l’injecter intégralement sur le réseau — mécanisme appelé écrêtement —, elle permet de dimensionner la puissance de raccordement en deçà de la puissance installée. Le projet conserve alors l’économie d’échelle d’une centrale de grande taille sans subir les coûts et les délais du raccordement correspondant. Sur un poste source contraint, cet écart peut faire la différence entre un projet réalisable et un projet renvoyé à plusieurs années.

Le stockage permet par ailleurs d’optimiser la production photovoltaïque :

• décaler l’injection vers les heures de forte valeur, en soirée notamment, plutôt qu’en milieu de journée lorsque les prix sont bas, voire négatifs ;
• augmenter le taux d’autoconsommation d’un site tertiaire ou industriel dont la courbe de charge ne coïncide pas avec le profil solaire.

La batterie peut également générer des revenus indépendamment de la production solaire, grâce à l’achat d’électricité à bas prix pour la revendre plus cher au bon moment (arbitrage spot), ou à la rémunération associée à sa disponibilité pour soutenir l’équilibre du réseau (services système).