Électricité

Le réseau national est une hypothèse, pas une garantie

Le sujet, il est simple : nous vivons dans un monde où deux systèmes critiques sont connectés, sans aucun repli.

L’important n’est pas « est-ce que », mais « quand ça arrive, combien de temps mon bâtiment tient-il ? ».

L’eau sous pression, le chauffage dans une copropriété, les communications d’un quartier : tout part du courant. Et si le courant disparaît, il disparaît d’un coup.

Ce n’est pas une question de fiabilité d’un système. C’est une question d’architecture.

Imaginez votre immeuble d’habitation, raccordé à un seul réseau d’eau, et ce réseau coupé par un incident au niveau de l’usine. C’est un scénario peu probable, mais qui aurait des conséquences immédiates et graves. Exactement la même chose avec l’électricité.

Ce que produit le fait de relier deux systèmes critiques sans repli, ce n’est pas de réduire le risque.

C’est de le concentrer. Concentrer le risque, c’est l’exposer à un événement rare, mais avec des conséquences graves.

Ce que montrent les données publiques

Depuis quelques années, le gestionnaire français publie ouvertement les données de son réseau, notamment les données de parc solaire. Ce dernier est l’un des plus complets au monde, couvrant environ 95 % du territoire et publié chaque trimestre en open data.

Le basculement de l’autoconsommation sur les installations résidentielles, en dessous de 36 kVA, s’est produit il y a quelques années. Il est aujourd’hui majoritaire, avec 71,9 % des installations en autoconsommation. En 2010, ce chiffre était de 0,5 %. L’évolution est spectaculaire.

L’autoconsommation, qui consiste à consommer l’électricité que l’on produit soi-même, devient attrayante lorsque les tarifs d’électricité facturés au consommateur sont plus élevés.

Ce n’est pas une histoire d’idéologie, c’est une histoire de tarifs.

Le piège de lecture : le stock monte, le marché baisse

Troisième trimestre 2024 : 62 068 raccordements. Deuxième trimestre 2026 : 27 200. C’est moins de la moitié.

Le parc cumulé d’installations photovoltaïques en autoconsommation augmente. Chaque trimestre, de nouvelles installations sont ajoutées, et donc la courbe grimpe. C’est une courbe de stock, pas de flux.

Mais le nombre de raccordements, le flux, a quant à lui diminué depuis ce pic. Un graphique du flux de raccordement nous montrerait une toute autre forme.

Cet écueil d’interprétation est très fréquent lorsque l’on analyse des données de stocks.

La chute s’observe principalement dans le segment de vente de surplus, qui dépend fortement des aides publiques.

La batterie devient rationnelle quand le rachat devient dérisoire

Entre fin 2024 et le milieu de 2026, la part des batteries dans les nouvelles installations passe de 2 % à 19 %, alors que le marché s’effondre de moitié.

En clair, alors que moins de gens installent des panneaux, ceux qui le font choisissent de plus en plus le stockage.

Le stockage solaire a toujours été là, pour améliorer la résilience énergétique d’un bâtiment, pour réduire les pointes de consommation électrique, pour bénéficier de certaines aides.

Mais jusqu’à récemment, économiquement, c’était plus simple de revendre le surplus. Sauf que voilà : quand le tarif de rachat du surplus baisse, la valeur du kilowattheure injecté s’effondre.

Et là, stocker devient plus rentable que vendre.

En dix-huit mois, le parc équipé d’un stockage est passé de 15 790 à 35 956 installations.

Du toit isolé au micro-réseau de rue

Presque tout est en « petits bouts ». Des onduleurs individuels sur chaque toiture, reliés à un réseau conçu pour aller dans l’autre sens. Quelques immeubles en autoconsommation collective, mais pas de micro-réseaux.

Pourtant nous avons franchi toutes les autres étapes :

Produire localement ? Oui. S’isoler du réseau national ? Oui, avec un groupe électrogène. S’isoler du réseau national en utilisant sa propre production ? Pas encore.

Une différence entre un onduleur couplé au réseau et un « vrai » onduleur de micro-réseau ? Sur le réseau, il y a une énorme centrale et plein d’autres onduleurs pour donner la référence de fréquence et tension. Un onduleur ne peut pas fonctionner seul, il n’aurait pas la bonne fréquence, ni la bonne tension. Alors qu’un onduleur de micro-réseau peut le faire, il doit être capable de fournir du démarrage autonome.

Et surtout, un micro-réseau, c’est un système avec une gouvernance. Lorsqu’il fait jour et que tout le monde en même temps veut faire tourner sa machine à laver, ce n’est pas un problème. Mais lorsqu’on a une production limitée et qu’on doit choisir entre alimenter la maison d’une personne ou un commerce, faut-il choisir ? Un micro-réseau c’est une communauté, il faut pouvoir répondre à cette question.

La vraie difficulté n’est pas technique. Elle est juridique. En France la revente d’électricité entre particuliers est strictement encadrée.

Le dispositif qui s’en approche le plus a maintenant ses chiffres. Au 30 juin 2026, 2 276 opérations d’autoconsommation collective sont actives, réunissant 25 497 participants. Cela donne 11,2 participants et 168 kVA par opération : un toit d’équipement public qui alimente une dizaine de compteurs, pas une rue autonome.

Le plafond de puissance est passé de 3 à 5 MW en mars 2025, contre l’avis du régulateur qui demandait son maintien à 3 MW. L’opération moyenne reste pourtant près de trente fois en dessous de cette limite. Le plafond n’est donc pas la contrainte qui bloque ces projets.

Le gisement que personne ne regarde : 2030

Entre 2006 et 2011, environ 350 000 installations photovoltaïques résidentielles françaises ont été raccordées en vente totale.

À la fin de leur contrat d’achat de vingt ans, elles devront choisir entre souscrire un nouveau contrat de vente, passer en autoconsommation, ou engager une rénovation complète de l’installation.

Leur nombre, figé autour de 350 000 depuis 2019, a commencé à reculer pour la première fois en 2026.

On parle de toitures de quinze à vingt ans, souvent posées en intégration au bâti. C’étaient les premières toitures solaires, qui ont permis à de nombreux propriétaires de produire de l’électricité toute une décennie.

Dans quelques années, ces propriétaires vont devoir prendre une décision. C’est un marché latent, souvent oublié de la filière.

Ce que nous ne publierons pas

Un classement départemental des coupures d’électricité. Le jeu de données national ne comporte qu’une seule maille, nationale, et reconstituer une carte supposerait d’agréger manuellement des comptes rendus de concession publiés séparément, avec des années de référence différentes. L’écart de un à dix entre départements qui circule provient d’une étude portant sur des données de 2002 à 2009 : nous ne le reprenons pas.

La durée maximale de coupure subie par un client. L’indicateur public est une moyenne. Aucune publication ouverte ne donne la distribution des durées, ni le nombre de clients ayant subi une coupure de plus de vingt-quatre heures. C’est pourtant le chiffre qu’il faudrait pour dimensionner une continuité d’alimentation.

Le gain énergétique ou financier d’une opération d’autoconsommation collective. Les données publiées comptent des opérations, des participants et une puissance. Elles ne publient ni les kilowattheures effectivement partagés, ni les taux d’autoproduction, ni les prix de cession interne.

Le nombre d’opérations d’autoconsommation collective dans une commune donnée. La maille la plus fine publiée est régionale, et douze régions seulement sont renseignées.

Guides sur ce système

• Onze participants par opération, et un avis du régulateur non suivi

  Deux mille opérations, onze participants en moyenne, et un régulateur désavoué sur le plafond de puissance. L'état documenté du partage d'électricité en France.

• 62 minutes annoncées, 252 constatées sur un territoire réel

  Soixante-deux minutes par an en moyenne, mais deux causes majeures exclues du calcul. Ce que l'indicateur national mesure, et ce qu'il laisse dehors.

• Batterie domestique : quand elle devient rentable

  Le raisonnement économique d'un stockage solaire, la règle de dimensionnement qui compte, ce qui le fait vieillir, et ce qu'une batterie ne résout pas.

• Dimensionner une installation en autoconsommation

  Pourquoi la surface de toit n'est pas la bonne question, ce que veut vraiment dire un taux d'autoconsommation, et comment vérifier un devis en quelques minutes.

• Mesurer avant de produire

  Pourquoi le total annuel de la facture ne suffit pas à décider, ce qu'un mois de mesure révèle, et pourquoi piloter vaut souvent mieux que surdimensionner.

Outils de calcul

• Vérifier un devis photovoltaïque

  Recalcule la production depuis les données météo de votre département, le taux d'autoconsommation par simulation horaire, et le temps de retour au tarif de rachat en vigueur.