Renforcement du réseau ou flexibilité : vers une intégration plus efficace du solaire

Alors que le solaire en toiture se déploie rapidement dans les foyers, les réseaux électriques atteignent leurs limites de conception. Le défi n’est désormais plus de savoir si les ménages produiront de l’électricité propre, mais comment le système pourra l’absorber.

Par Voahary Andriamaromanana, Axel Gautier (HEC Liège) & Jean-Christophe Poudou (Université de Montpellier)

La transition énergétique est bien engagée. Dans l’ensemble de l’Union européenne, les politiques publiques de la dernière décennie ont fortement encouragé l’installation de panneaux photovoltaïques (PV) par les ménages. Pourtant, si l’adoption du solaire s’est accélérée, le réseau électrique — colonne vertébrale du système énergétique — n’a pas évolué au même rythme.

La plupart des réseaux de distribution ont été conçus pour un monde fondamentalement différent : un système caractérisé par des flux d’électricité prévisibles et unidirectionnels, allant de centrales de production centralisées vers des consommateurs passifs. Aujourd’hui, des millions de ménages sont devenus des prosumers (à la fois producteurs et consommateurs) ce qui exerce une pression croissante sur les réseaux basse tension.

Pourquoi la surtension devient la nouvelle contrainte

Les jours ensoleillés, en particulier autour de midi, la production solaire locale dépasse souvent la demande locale, et l’excédent est injecté dans le réseau. Lorsque ces injections sont massives, elles peuvent provoquer des surtensions, entraînant des déconnexions automatiques des onduleurs. Dès que la tension dépasse un seuil critique, les installations PV sont temporairement coupées du réseau.

Pour les prosumers, ces déconnexions se traduisent par une perte de production solaire et un retour forcé à une électricité produite de manière conventionnelle. Pour le système dans son ensemble, elles révèlent que l’électricité propre est bridée non pas faute de valeur, mais parce que le réseau ne peut pas l’absorber. Dans les régions à forte pénétration du solaire, la fréquence de ces événements augmente, sapant à la fois l’efficacité économique et la confiance du public dans la transition énergétique.

Deux voies possibles — et leurs limites

Nos travaux de recherche ont analysé différentes stratégies d’investissement visant à réduire les déconnexions d’onduleurs. Deux grandes approches dominent le débat.

La première est le renforcement du réseau (Capex). Elle consiste à moderniser les câbles, transformateurs et systèmes de contrôle afin d’augmenter la capacité d’accueil du réseau. D’un point de vue technique, il s’agit de la solution la plus robuste. Mais sur les plans économique et politique, elle est difficile à mettre en œuvre : les renforcements nécessitent des investissements massifs, des horizons de planification longs et une acceptabilité sociale, tandis que les coûts sont in fine supportés par l’ensemble des consommateurs.

La seconde approche repose sur la flexibilité (Flex). Plutôt que d’étendre le réseau pour absorber chaque pic de production, l’excédent solaire peut être déplacé dans le temps ou stocké localement. Les batteries, la recharge intelligente des véhicules électriques et l’effacement de la demande permettent aux prosumers d’augmenter leur autoconsommation et de réduire les injections lors des pics de midi.

Nos résultats conduisent à une conclusion claire : la solution la plus efficiente en termes de coûts réside dans une combinaison d’investissements ciblés dans le réseau et d’incitations bien conçues à la flexibilité. Notre article montre que, sans incitations appropriées à la flexibilité, la combinaison de ces deux instruments est inefficace, avec trop de Capex et pas assez de Flex. La raison principale est que les prosumers s’imposent mutuellement une externalité de congestion, en ne tenant pas compte de l’impact de leurs injections sur la congestion locale du réseau.

Pour un bouquet de politiques équilibré

De manière critique, les structures tarifaires actuelles vont souvent à l’encontre des besoins du système. Le comptage net (net metering) et les prix fixes d’exportation rémunèrent les injections solaires indépendamment du moment ou du lieu — y compris lorsque le réseau est déjà congestionné. En conséquence, les prosumers sont incités à injecter de l’électricité précisément lorsqu’elle a le moins de valeur pour le système.

Pour rétablir l’efficience, les décideurs publics et les régulateurs peuvent mettre en place des incitations à la flexibilité. Cela passe par une meilleure valorisation de l’autoconsommation et par la reconnaissance du fait que la localisation compte. Les solutions possibles comprennent :

• des subventions ciblées pour les batteries, concentrées sur les zones à haut risque plutôt qu’appliquées uniformément ;
• des tarifs d’exportation variables dans le temps : les prosumers devraient être rémunérés en fonction du moment et du lieu de leurs injections, plutôt qu’à des tarifs fixes. Une tarification dynamique, reflétant les conditions réelles du réseau, encourage l’autoconsommation et réduit les incitations au surdimensionnement des installations PV.

Il est essentiel que ces mesures tiennent compte de l’hétérogénéité spatiale et temporelle : la congestion est locale, et les signaux économiques doivent l’être aussi. Il convient également de noter que ces politiques peuvent avoir des effets redistributifs, qui doivent être pris en considération.

Le cas spécifique de la Wallonie

La croissance rapide du solaire en Wallonie constitue une opportunité majeure. Mais si elle n’est pas maîtrisée, elle risque d’entraîner des coûts de réseau inutiles et une frustration croissante parmi les prosumers. Il s’agit d’un problème classique d’action collective : aucun ménage ne peut le résoudre seul.

En juin 2025, la ministre wallonne de l’Énergie, Cécile Neven, a annoncé un projet visant à introduire une compensation proportionnelle pour les prosumers affectés par les déconnexions, fondée sur des critères objectifs et évolutifs. S’il s’agit d’une avancée, notre analyse suggère que prévenir les déconnexions grâce à de meilleures incitations est bien plus rentable que de les compenser a posteriori.

En supprimant progressivement le comptage net et en investissant dans des incitations ciblées à la flexibilité, la Région peut transformer les contraintes actuelles du réseau en un résultat gagnant‑gagnant : une énergie plus propre, des coûts systémiques plus faibles et un réseau électrique plus résilient pour tous.