Reflex d’Enedis : accepter l’écrêtement pour raccorder son projet solaire des années plus tôt

Avec Reflex, Enedis propose aux producteurs solaires bloqués par un poste source saturé de se raccorder sans attendre les travaux de renforcement, à condition d’accepter que leur injection soit ponctuellement limitée. Le gestionnaire du réseau de distribution « surbooke » ainsi ses postes sources : il attribue plus de capacité que leur dimensionnement classique ne le permettrait, en misant sur le fait que toutes les installations ne produisent pas au maximum au même moment. Pour un porteur de projet, la question n’est plus de savoir s’il sera écrêté, mais combien cela lui coûtera réellement.

Reflex, ou l’art de surbooker un poste source

Le raccordement est devenu l’un des freins les plus lourds au développement du photovoltaïque. Quand le poste source d’un secteur ne peut plus accueillir de production, la réponse habituelle consiste à programmer des travaux de renforcement et à faire patienter les projets, parfois pendant des années.

Reflex prend le problème à l’envers. Plutôt que de dimensionner le réseau pour le pic théorique de toutes les centrales réunies, Enedis délivre des offres qui dépassent la capacité nominale, en échange d’écrêtements occasionnels. Le producteur peut donc se retrouver avec une puissance injectable inférieure à sa puissance installée, mais il gagne en délai de mise en service.

D’une expérimentation à une méthode

La phase de test s’est déroulée sur onze postes sources situés dans les Landes et en Picardie, sous couvert d’une dérogation délivrée par la DGEC en 2021, dans le cadre du bac à sable réglementaire dont nous avons présenté le principe dans le premier épisode de cette série. Le dispositif a depuis été étendu et fait aujourd’hui partie des pratiques courantes du gestionnaire de réseau.

Les volumes suivent : en mars 2026, près de 190 MW de capacités additionnelles avaient été ouverts sur 31 transformateurs. Selon la Commission de régulation de l’énergie, une seconde étape démarrera ensuite : « La deuxième phase de généralisation (à partir de 2028) s’étendra à l’ensemble des postes sources pertinents grâce aux outils et méthodes industrielles développés d’ici là ».

L’écrêtement, un risque à chiffrer dès le départ

Gagner plusieurs années sur un raccordement a un prix : l’énergie que la centrale ne pourra pas toujours livrer. Pour l’instant, la facture reste légère. En 2025, les installations concernées n’ont connu que des limitations ponctuelles, en partie parce qu’elles restent de taille modeste, sous la barre des 9,2 MWc. Mais plus une centrale est puissante, plus elle a de chances d’être sollicitée, et Enedis prévient que la situation va évoluer : « Les mises en service attendues en 2026 et 2027 se traduiront progressivement par un besoin de flexibilités plus significatif, ou à défaut par des limitations d’injection. »

Sur l’année 2025, 671 MWh n’ont pas été injectés au titre de Reflex, avec une indemnisation moyenne de 74 €/MWh. Cette compensation couvre une part de la perte, sans jamais devenir une source de revenu supplémentaire pour le producteur.

Tout dépend du prix de l’énergie perdue

Avec un contrat d’achat à tarif connu, le manque à gagner se calcule sans difficulté. Pour une centrale qui vend sur le marché, c’est plus subtil : si l’écrêtement tombe sur des heures où les prix sont faibles, voire négatifs, il peut même éviter de vendre à perte. Ce qui compte n’est donc pas seulement le nombre de MWh écrêtés, mais les heures auxquelles ils le sont.

Concrètement, un développeur doit désormais croiser, dès les premières études, le profil de production de son site, les courbes de prix attendues, les clauses d’indemnisation, l’intérêt d’ajouter une batterie et le coût du pilotage. Le raisonnement change de nature : il ne s’agit plus de compter les MWh perdus, mais de savoir lesquels, à quel prix, et quelles flexibilités peuvent être vendues en échange. Les particuliers connaissent une version miniature de cet arbitrage quand ils se demandent s’il vaut mieux ajouter une batterie à leurs panneaux solaires ou revendre leur surplus.

La basse tension, prochain chantier

Reste la basse tension. La documentation technique de référence d’Enedis doit être complétée pour fixer les exigences de commande à distance des futures installations renouvelables raccordées en BT. L’exercice n’a rien d’évident : historiquement, ce réseau est bien moins équipé que la haute tension, en particulier en capteurs capables de remonter des mesures en temps réel.

Pour les installations déjà raccordées ou disposant d’une proposition de raccordement dans les secteurs sous contrainte, le régulateur considère ces équipements comme indispensables : leur pose y est présentée comme « le seul levier identifié permettant d’éviter de mettre les ouvrages en contraintes », et elle « doit donc être mise en œuvre par Enedis dans les zones concernées ». Le prochain épisode de cette série reviendra sur ce pilotage à distance du photovoltaïque en basse tension.

Questions fréquentes

Qu’est-ce que le dispositif Reflex d’Enedis ?

Reflex est une méthode d’Enedis qui permet de raccorder davantage d’installations renouvelables à un poste source saturé, en attribuant plus de capacité que son dimensionnement classique. En contrepartie, les producteurs acceptent que leur injection soit limitée de temps en temps.

Un producteur écrêté par Reflex est-il indemnisé ?

Oui. En 2025, l’énergie non injectée au titre de Reflex, soit 671 MWh, a été indemnisée en moyenne 74 €/MWh. Cette indemnisation compense une partie du manque à gagner, mais ne constitue pas un revenu supplémentaire.

Quel délai de raccordement Reflex permet-il d’éviter ?

Sans Reflex, un projet bloqué par un poste source saturé doit attendre la fin des travaux de renforcement, ce qui peut aujourd’hui prendre jusqu’à 10 ans dans certains départements. Reflex permet de se raccorder plusieurs années plus tôt.

Combien de capacité Reflex doit-il libérer ?

Enedis prévoit 600 à 800 MW de capacité de raccordement supplémentaire sur une cinquantaine de postes sources d’ici 2028. En mars 2026, près de 190 MW avaient déjà été ouverts sur 31 transformateurs.