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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Congestion du réseau

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Il y a congestion dans le système électrique lorsqu'une section de réseau, un équipement ou une liaison commerciale ne dispose pas d'une capacité admissible suffisante pour supporter en toute sécurité les flux d'électricité prévus ou effectivement observés. Peuvent être concernés les lignes, les transformateurs, les postes de commutation, les raccordements au réseau, les interconnexions entre zones de marché ou certains niveaux du réseau de distribution. Une congestion ne décrit donc pas une pénurie générale d'électricité. Elle décrit une capacité de transport ou de raccordement limitée en un endroit précis et à un moment précis. Elle ressemble moins à un réservoir vide qu'à un tronçon d'autoroute bouché : ce n'est pas l'électricité qui manque, c'est le passage.

Sur le plan technique, il s'agit le plus souvent de puissance et non d'énergie. La capacité de charge d'un équipement s'exprime en mégawatts ou, plus près du composant, par l'intensité, la tension et des limites thermiques. Une ligne ne peut pas être chargée indéfiniment. Elle s'échauffe, ses câbles s'affaissent davantage, des limites de protection sont atteintes ou des exigences de stabilité et de tension seraient violées. Dans le réseau de transport s'appliquent en outre des règles de sécurité, avant tout le critère n-1 : le réseau doit rester sûr même si un équipement important tombe en panne de manière inattendue. Une ligne peut donc être jugée pertinente en matière de congestion alors qu'elle n'atteint pas encore sa limite physique maximale. La réserve pour la défaillance d'un autre équipement doit rester libre.

Une congestion n'est pas une pénurie d'électricité. Il y a pénurie lorsque la production, le déstockage, les importations et les effacements de charge ne suffisent pas ensemble à couvrir la demande. Une congestion du réseau peut en revanche survenir même lorsqu'il y a assez d'électricité dans l'ensemble de la zone de marché. La production se trouve alors simplement au mauvais endroit ou ne peut pas être acheminée en quantité suffisante vers les consommateurs en raison de la capacité limitée du réseau. De même, une congestion n'est pas la même chose qu'un prix élevé de l'électricité. Des prix élevés peuvent indiquer une rareté, mais aussi refléter les coûts des combustibles, les prix du CO₂, la demande ou les anticipations du marché.

Limite technique et règle de marché

Dans un réseau à courant alternatif, les flux d'électricité ne suivent pas les chemins de livraison convenus par contrat. Ils se répartissent selon les propriétés électriques du réseau. Celui qui vend de l'électricité dans le nord de l'Allemagne et en achète dans le sud ne réserve pas une ligne unique comme une voie de circulation. L'injection modifie les flux dans l'ensemble du réseau maillé. Des équipements qui n'interviennent pas du tout dans la transaction commerciale peuvent ainsi être sollicités, jusqu'à des lignes de pays voisins (flux dits circulaires ou de transit).

Cette propriété physique se heurte à une conception de marché reposant sur de grandes zones de dépôt des offres. L'Allemagne forme avec le Luxembourg une zone de prix commune. À l'intérieur de cette zone, l'électricité est échangée comme s'il n'existait pas de congestions internes du réseau, et un prix de gros unique s'applique à l'ensemble du territoire. Ce n'est qu'ensuite que les gestionnaires de réseau vérifient si les programmes de marche qui en résultent sont physiquement réalisables en toute sécurité. Si ce n'est pas le cas, ils interviennent dans l'utilisation des centrales, des stockages et, en partie, des charges. Cette intervention s'appelle redispatching. La gestion des congestions comprend en outre le countertrading, c'est-à-dire un échange ciblé en sens inverse par-delà les frontières de zones.

Le redispatching fonctionne, en simplifié, ainsi : les installations situées en amont de la congestion réduisent leur injection, celles situées en aval l'augmentent. Cela soulage la section critique sans que des consommateurs soient déconnectés du réseau. En Allemagne, les exploitants d'installations de production et de stockage à partir de 100 kilowatts de puissance nominale ainsi que d'installations pilotables à distance à tout moment sont tenus, en vertu du § 13a EnWG, d'adapter leur puissance active ou réactive sur demande. Depuis octobre 2021, ce cadre s'applique aussi aux installations d'énergies renouvelables et de cogénération (Redispatch 2.0). L'ancienne gestion de l'injection (Einspeisemanagement) au titre de l'EEG y a été intégrée. Lorsqu'il est question aujourd'hui d'écrêtement d'installations éoliennes ou solaires, il s'agit en règle générale de redispatching. Un écrêtement ne prouve pas qu'il y aurait fondamentalement trop d'électricité éolienne ou solaire. Il montre seulement que l'électricité disponible ne peut pas être entièrement absorbée ou acheminée dans les conditions de réseau et de marché données.

Congestions dans le réseau de transport et de distribution

Ce sont surtout les congestions du réseau à très haute tension qui sont débattues publiquement, par exemple entre les régions ventées du nord et les grands centres de consommation du sud et de l'ouest. Le développement du réseau exige de longs délais de planification et de construction. Les écarts géographiques entre production et consommation ne peuvent donc être compensés qu'avec retard, et il en résulte de forts flux de puissance sur de longues distances. Ces congestions déterminent en partie l'ampleur nécessaire du développement du réseau, du redispatching, des centrales de réserve et des échanges transfrontaliers.

Mais des congestions apparaissent de plus en plus aussi dans le réseau de distribution. C'est là que sont raccordés les installations photovoltaïques, les points de recharge, les pompes à chaleur, les batteries de stockage et les petits parcs éoliens. Un transformateur de réseau local ou un câble moyenne tension peut atteindre sa limite, même si le réseau de transport ne risque aucune surcharge. Les données de la Bundesnetzagentur montrent nettement ce déplacement. En 2025, environ 35 pour cent des volumes de redispatching pour les énergies renouvelables étaient dus à des congestions dans le réseau de distribution ; l'année précédente, c'était environ 26 pour cent. Au deuxième trimestre 2026, la part a dépassé pour la première fois la moitié (environ 52 pour cent). L'autorité cite comme raison importante la forte progression du photovoltaïque : près de 10 gigawatts ont été ajoutés en 2025, et le redispatching PV a presque doublé.

Une congestion est donc étroitement liée à la puissance, au profil de charge, à la simultanéité, à la capacité de raccordement au réseau et à la flexibilité. Une ligne n'est pas surchargée par la quantité annuelle d'énergie, mais par des pointes de puissance et par le fait que de nombreuses installations fonctionnent simultanément de manière défavorable. Une pompe à chaleur consomme sur l'année un certain nombre de kilowattheures. Pour le réseau, compte en outre la puissance qu'elle appelle pendant les heures froides en même temps que de nombreuses autres installations. Un réseau à consommation annuelle modérée peut donc connaître des congestions, tandis qu'une consommation plus élevée avec pilotage flexible est souvent plus facile à intégrer.

Pourquoi les congestions engendrent des coûts

Les congestions coûtent de l'argent, car la sécurité du réseau doit être assurée dans des conditions que le marché ne reflète pas. Le redispatching modifie l'utilisation des centrales planifiée selon des critères économiques. Si une centrale bon marché située en amont de la congestion est bridée et qu'une centrale plus chère située en aval est mise en route, des surcoûts apparaissent. Selon le § 13a EnWG, les exploitants d'installations sont placés financièrement dans une situation où ils ne sont économiquement ni mieux ni moins bien lotis que sans l'intervention. Pour les installations d'énergies renouvelables et de cogénération écrêtées, cela inclut aussi les recettes perdues. Les coûts de la gestion des congestions sont intégrés aux tarifs d'utilisation du réseau et se retrouvent ainsi sur les factures d'électricité, bien que leur cause ne se situe ni dans la fourniture ni dans la production d'électricité elle-même.

Concernant l'ordre de grandeur : selon la Bundesnetzagentur sur SMARD, la gestion des congestions a coûté en 2025, à titre provisoire, environ 3,07 milliards d'euros, soit près de 4 pour cent de plus qu'en 2024 (environ 2,95 milliards d'euros). Le volume des mesures est resté pratiquement identique, à environ 30,3 térawattheures. Les coûts se répartissaient à peu près ainsi : environ 1,18 milliard d'euros pour le redispatching avec des centrales conventionnelles, environ 1,36 milliard d'euros pour les centrales de réserve, environ 433 millions d'euros de compensation financière pour les installations d'énergies renouvelables écrêtées et environ 102 millions d'euros pour le countertrading. L'indemnisation de l'électricité verte écrêtée ne représente donc qu'une petite partie des coûts totaux. Environ 3,5 pour cent de la production d'électricité renouvelable ont été écrêtés. Au deuxième trimestre 2026, le volume a diminué d'environ 10 pour cent par rapport au même trimestre de l'année précédente, mais les coûts provisoires ont légèrement augmenté, à environ 673 millions d'euros, surtout en raison de coûts de mise à disposition plus élevés des centrales de réserve. Tous les chiffres sont provisoires et peuvent être corrigés ultérieurement.

Les congestions faussent aussi les signaux d'investissement. Si le prix de marché reste identique partout dans une grande zone de prix alors que la situation du réseau est très différente selon les régions, les producteurs et les consommateurs savent à peine où l'injection ou la consommation aiderait le réseau. Une entreprise industrielle, un électrolyseur, une batterie de stockage ou un centre de données ne voit pas, d'après le prix de bourse unique, si son site aggrave ou soulage une congestion. La révision des zones de dépôt des offres par l'association européenne des gestionnaires de réseau ENTSO-E a suggéré de diviser la zone allemande en plusieurs zones. Le gouvernement fédéral a néanmoins décidé en décembre 2025, avec le plan d'action sur la zone de dépôt des offres, de maintenir la zone unique germano-luxembourgeoise. Des zones de prix plus petites, des marchés locaux de flexibilité, des tarifs de réseau adaptés ou des règles de raccordement plus strictes restent donc une question d'organisation du marché et de politique, pas seulement de technique.

Idées reçues fréquentes

  • Congestion signifie « pas assez de réseau » : cela peut être exact, mais ce n'est qu'une cause possible. Les congestions résultent aussi d'un développement du réseau retardé, de sites défavorables, d'un manque de flexibilité, de programmes de marche rigides, d'un manque de puissance réactive, de schémas de protection ou d'exigences réglementaires. Une ligne supplémentaire peut supprimer une congestion et créer ailleurs de nouveaux schémas de flux. La planification du réseau doit donc toujours examiner l'effet sur l'ensemble de l'exploitation.

  • L'écrêtement prouve une production superflue : la cause est le plus souvent limitée dans l'espace et dans le temps. Dans une région, des éoliennes sont écrêtées tandis qu'ailleurs des centrales fossiles doivent tourner, parce que la voie de transport est limitée ou que ces centrales sont nécessaires pour le maintien de la tension ou pour le redispatching. L'écrêtement en dit alors plus sur l'interaction entre site, réseau, conduite d'exploitation et règles de marché que sur la valeur d'une technologie.

  • La capacité du réseau est un chiffre fixe : la capacité utilisable dépend de la température, du vent, du flux de charge, de l'état de commutation, des défaillances, de la répartition de l'injection, de la puissance réactive et des exigences de sécurité. Le monitoring des lignes aériennes permet d'augmenter la charge lorsque le vent et le froid refroidissent les conducteurs. Les transformateurs déphaseurs orientent les flux de façon plus ciblée. La localisation des congestions se déplace aussi : selon la Bundesnetzagentur, une forte injection PV déplace davantage les flux dans la direction est-ouest, sur laquelle l'écrêtement des parcs éoliens en mer n'a guère d'influence.

  • Les prix négatifs sont une conséquence des congestions : les prix négatifs de l'électricité apparaissent sur le marché lorsque, dans une zone de prix, une forte production rencontre une faible demande et que des installations continuent malgré tout d'injecter pour des raisons techniques, contractuelles ou liées aux mécanismes de soutien. Une congestion du réseau peut exister en même temps et déclencher des écrêtements. Le prix et la congestion physique sont toutefois des signaux différents.

Importance pour la sécurité d'approvisionnement et la transition énergétique

Les congestions sont importantes pour la sécurité d'approvisionnement, car le système électrique doit à tout moment disposer non seulement de suffisamment d'énergie et de puissance, mais aussi les fournir au bon endroit. Une centrale, un stockage ou un consommateur flexible n'a pas la même valeur pour l'exploitation du réseau selon le côté de la congestion où il se trouve. Le même mégawattheure peut soulager le réseau, être neutre ou le charger. Le lieu et le moment deviennent ainsi des grandeurs centrales.

Avec davantage d'énergie éolienne, de photovoltaïque, de mobilité électrique, de pompes à chaleur, d'électrolyseurs et de batteries de stockage, les exigences envers le réseau augmentent. Cela ne signifie pas que chaque nouvelle installation aggrave une congestion. Les consommateurs flexibles peuvent déplacer la charge, les stockages lisser les pointes locales et les producteurs pilotables réduire les congestions, si les règles créent des incitations adaptées. Les problèmes surgissent là où possibilité technique, règle de marché et compétence divergent. Une installation pourrait réagir dans l'intérêt du réseau, mais ne reçoit pas de signal de prix clair. Un gestionnaire de réseau repère une congestion locale, mais ne peut se procurer de la flexibilité que de façon limitée. Un acteur du marché se règle sur le prix de bourse, alors que la situation locale du réseau suggérerait un autre mode de fonctionnement.

La notion de congestion rend visible une limite concrète : l'électricité n'est pas seulement une quantité d'énergie négociable, elle doit être transportée et distribuée dans un réseau réel soumis à des exigences de sécurité. Une congestion à elle seule ne dit pas si un système électrique est coûteux, efficient ou sûr. Mais elle montre où la répartition géographique, la simultanéité, la technique de réseau et l'organisation du marché ne s'accordent pas. C'est précisément là que se décide si des lignes supplémentaires, une meilleure conduite d'exploitation, des signaux de prix régionaux, des charges flexibles, des stockages ou des règles de raccordement modifiées constituent la réponse appropriée.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:47

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