Dispatch · Glossaire

Le dispatch désigne l'utilisation effective des installations de production, des stockages et des consommateurs pilotables dans le système électrique. Il ne s'agit ni de la simple existence d'une installation, ni de sa contribution à long terme à l'approvisionnement. Il s'agit de la décision d'exploitation concrète : quelle installation injecte, à quel moment, quelle puissance électrique ? Quel stockage se charge ou se décharge ? Quelle charge est déplacée ou réduite ?

Le terme provient de l'exploitation et du marché du système électrique. L'électricité doit être équilibrée physiquement à chaque instant. Injection, soutirage et pertes de réseau doivent concorder, car le réseau lui-même ne peut guère stocker d'énergie électrique. Le dispatch traduit donc les programmes de marche, les offres de marché, les limites techniques et les exigences du réseau en profils réels d'injection et de consommation. Le droit européen utilise lui aussi ce terme. Le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité contient des règles propres sur le dispatching de la production et de la participation active de la demande, sur le dispatching dit prioritaire et sur le redispatching.

Dispatch, capacité et production d'électricité

Le dispatch est souvent confondu avec la puissance installée ou avec la production d'électricité. La puissance installée indique la puissance électrique maximale qu'une installation peut fournir dans certaines conditions. Elle s'exprime en kilowatts ou en mégawatts. Une turbine à gaz de 100 mégawatts peut techniquement injecter dans cet ordre de grandeur si elle est disponible et alimentée en combustible. Qu'elle fonctionne réellement est une question de dispatch.

La production d'électricité, en revanche, est une quantité d'énergie sur une période, le plus souvent exprimée en kilowattheures, mégawattheures ou térawattheures. Exemple : si la turbine à gaz de 100 mégawatts fonctionne 500 heures par an à pleine charge, elle produit 50 000 mégawattheures. Une installation plus petite de 20 mégawatts qui fonctionne 6 000 heures produit 120 000 mégawattheures, soit plus du double. Le dispatch relie les deux niveaux : il détermine à partir de quelle puissance disponible, et à quel moment, une quantité d'énergie est produite.

La notion d'appel des centrales (en allemand Kraftwerkseinsatz) est plus étroite lorsqu'elle ne vise que les centrales conventionnelles. Dans un système électrique comprenant éolien, photovoltaïque, batteries, stations de pompage-turbinage, électrolyseurs, pompes à chaleur, charges industrielles et gestion de la recharge, le dispatch englobe plus que l'ordre d'appel des centrales thermiques. Il concerne toutes les unités entièrement ou partiellement pilotables qui influencent l'équilibre entre offre et demande.

Dispatch économique et merit order

Dans les marchés de l'électricité libéralisés, comme le marché allemand, une grande partie du dispatch résulte d'offres. Les acteurs du marché planifient en grande partie eux-mêmes leur utilisation. On parle aussi de self-dispatch, par opposition aux systèmes à programmation centralisée par un gestionnaire de système. Les exploitants proposent des quantités d'électricité à certains prix, les fournisseurs et les consommateurs déclarent leur demande. Le marché détermine pour chaque intervalle de temps quelles offres sont retenues. Ce processus est souvent expliqué par la merit order : les installations ayant de faibles coûts marginaux à court terme sont appelées en premier, les installations plus chères suivent jusqu'à ce que la demande soit couverte.

Cette présentation est utile, mais incomplète. Les coûts marginaux seuls n'expliquent pas l'utilisation d'une installation. Une centrale au charbon a des coûts de démarrage, doit respecter une charge minimale et ne peut modifier sa puissance que de façon limitée en vitesse. Une centrale à gaz a souvent des coûts de combustible plus élevés, mais réagit plus vite. Une batterie ne consomme certes aucun combustible, mais doit d'abord se procurer l'énergie de charge. Son utilisation dépend donc de l'écart de prix entre charge et décharge, ainsi que de l'état de charge, du rendement et du vieillissement. Les éoliennes et les installations solaires ont des coûts marginaux à court terme très faibles. Leur injection dépend toutefois de la météo et peut être réduite en cas de congestions du réseau ou de prix négatifs.

Le dispatch de marché n'est donc pas une simple pile de prix traitée sans autres conditions. Il résulte d'offres, de prévisions, de contraintes techniques et de dépendances temporelles. En pratique, le marché day-ahead, le négoce intrajournalier et les marchés de l'énergie de réglage jouent des rôles différents. Le marché day-ahead couplé au niveau européen (SDAC) négocie depuis le jour de livraison du 1er octobre 2025 par quarts d'heure et non plus par heures. Cela permet d'ajuster plus finement le dispatch à l'injection renouvelable fluctuante. Plus l'échéance de livraison approche, plus les erreurs de prévision, la disponibilité à court terme et la capacité d'adapter rapidement sa propre injection ou son propre soutirage comptent.

Contraintes de réseau et redispatch

Tout résultat de marché ne peut pas être réalisé physiquement partout dans le réseau. L'électricité ne suit pas les chemins contractuels, mais les propriétés électriques du réseau. À l'intérieur d'une zone de dépôt des offres, le marché part, par simplification, d'un réseau sans congestion. Si une région produit beaucoup d'électricité et une autre en consomme beaucoup, des lignes peuvent néanmoins être surchargées. Une congestion du réseau fixe alors des limites à l'utilisation économiquement la plus avantageuse.

C'est de là que naît le besoin de redispatch. Les gestionnaires de réseau interviennent alors dans l'utilisation planifiée des installations pour éviter ou résoudre des congestions. En amont de la congestion, la production est réduite ; en aval, d'autres installations sont augmentées. Le bilan de puissance est préservé, seul le lieu d'injection change. Selon le règlement (UE) 2019/943, le redispatch doit en principe être basé sur le marché et ouvert à la production, au stockage et à la participation active de la demande. Le redispatch non basé sur le marché n'est admis que sous certaines conditions, par exemple lorsqu'aucune alternative basée sur le marché n'est disponible.

En Allemagne, depuis la réforme dite Redispatch 2.0, le redispatch est réglé de manière uniforme à l'article 13a de l'EnWG (loi sur l'économie énergétique). Il couvre la production conventionnelle, l'injection et le soutirage des stockages d'électricité ainsi que l'électricité issue d'énergies renouvelables et de la cogénération. Sont en principe incluses les installations d'une puissance nominale à partir de 100 kilowatts ainsi que les petites installations que le gestionnaire de réseau peut télécommander à tout moment. Les exploitants reçoivent une compensation en termes de bilan et une compensation financière. Les consommateurs pilotables ne sont jusqu'ici que partiellement couverts par le redispatch allemand. Des instruments propres s'appliquent en partie à eux.

Cette distinction est importante pour de nombreux débats sur les coûts de l'électricité et la sécurité d'approvisionnement. Une centrale peut être avantageuse sur le marché et pourtant injecter au mauvais endroit du point de vue du réseau. Une installation peut être techniquement disponible sans contribuer à soulager une congestion donnée. Dès que les contraintes de réseau jouent un rôle, le dispatch est toujours aussi une question spatiale.

Limites techniques de l'utilisation

Toutes les installations ne peuvent pas être mises en marche et arrêtées à volonté, ni réglées en continu. Les centrales thermiques ont des puissances minimales, des temps de démarrage, des limites de contrainte pour les matériaux et la chaleur, ainsi qu'un rendement qui varie avec le taux de charge. En dessous d'une certaine puissance, l'exploitation peut être techniquement impossible, inefficace ou économiquement absurde. Les vitesses de rampe indiquent la rapidité avec laquelle une installation peut modifier sa puissance. Elles déterminent si une installation peut compenser des fluctuations de courte durée ou convient plutôt à des modes de fonctionnement planifiables sur plus longtemps.

Pour les énergies renouvelables, les limites sont différentes. Les éoliennes et les installations solaires peuvent être rapidement écrêtées lorsque le vent ou le soleil sont présents. En l'absence de ressource météorologique, elles ne peuvent toutefois pas être augmentées. Pour le dispatch de ces installations, la question porte donc surtout sur le point de savoir si l'électricité productible est injectée intégralement, partiellement écrêtée, stockée ou utilisée par une demande flexible supplémentaire.

Les stockages déplacent l'énergie électrique dans le temps. Une batterie de stockage qui se charge à midi en cas d'abondance d'électricité solaire peut se décharger le soir. L'intérêt de le faire dépend de l'écart de prix, des pertes de rendement, du vieillissement, des recettes possibles liées à l'énergie de réglage, de la situation du réseau et des pénuries attendues. Les stockages ne sont donc pas des producteurs au sens classique. Dans le dispatch, ils relient différents moments entre eux.

Charges flexibles comme composante du dispatch

Avec l'électrification croissante, le côté de la demande gagne en importance. Les pompes à chaleur, les véhicules électriques, les électrolyseurs, les entrepôts frigorifiques, les processus industriels et les systèmes de batteries situés derrière le raccordement au réseau peuvent en partie déplacer leur consommation dans le temps. Lorsqu'une telle charge pilotable est effectivement commandable, elle devient une ressource du dispatch. Elle ne réduit pas nécessairement la consommation totale, mais peut en modifier le moment.

Ce déplacement peut atténuer les pointes de prix, soulager les réseaux locaux, mieux exploiter l'injection renouvelable ou réduire le besoin de réserve. Il faut pour cela une pilotabilité technique, un comptage adapté, des droits clairs sur le raccordement au réseau, des signaux de prix transparents et des règles qui limitent les interventions. Une charge flexible n'est utilisable en pratique que si son utilisation ne contrevient pas aux limites de confort, aux exigences de production ou aux prescriptions de protection. Cela modifie aussi les modèles d'affaires et les responsabilités entre fournisseurs, agrégateurs, gestionnaires de réseau, exploitants d'installations et consommateurs.

Interprétations erronées typiques

Le dispatch serait une pure optimisation de marché : le marché fournit des signaux importants, mais ne reflète pas automatiquement toutes les contraintes physiques, les exigences de sécurité d'approvisionnement et les problèmes de réseau locaux. Lorsque la charge des lignes, le maintien de la tension ou la sécurité d'exploitation l'exigent, les gestionnaires de réseau doivent intervenir en plus des résultats du marché.
Des coûts marginaux faibles signifieraient une priorité illimitée : l'électricité éolienne et solaire est très bon marché en exploitation courante. Son injection dépend toutefois de la météo, de la capacité d'absorption du réseau et du cadre de réglage. En cas de forte injection renouvelable et de faible demande, des prix négatifs, un écrêtement ou une charge des stockages peuvent survenir. Cela ne contredit pas les faibles coûts marginaux. Cela montre que le système ne peut absorber l'électricité que de manière limitée dans le temps et dans l'espace.
Le dispatch serait un détail technique sans incidence sur les coûts : la consommation de combustible, les émissions, la gestion des congestions, la réserve constituée, les recettes des stockages et les incitations à la flexibilité sont étroitement liés à l'utilisation des installations. Deux systèmes électriques ayant la même puissance installée peuvent différer fortement en exploitation si la structure du réseau, l'offre de flexibilité et les règles de marché sont différentes.

Rôle dans le système électrique

Le dispatch montre que la sécurité d'approvisionnement ne découle pas uniquement d'une capacité suffisante. Que la capacité soit utilisable au bon moment dépend de la disponibilité, de la localisation, de la vitesse de réaction, de la capacité de réglage et de la coordination. Un système doté de beaucoup de puissance installée peut devenir tendu si les mauvaises installations sont disponibles, si des combustibles manquent, si des congestions du réseau surviennent ou si la flexibilité ne peut pas être activée.

Le terme relie le marché et l'exploitation du réseau. Le marché organise les décisions d'utilisation économiques par les prix et les offres. L'exploitation du réseau veille à ce que ces décisions soient physiquement réalisables. Entre les deux se situent les prévisions, la responsabilité d'équilibre, les notifications de programmes de marche, l'énergie de réglage, le redispatch et les règles techniques de raccordement. Qui comprend le dispatch voit pourquoi un système électrique ne se décrit pas uniquement par des volumes annuels. Le dispatch est l'exploitation concrète dans les conditions de temps, de lieu, de technique et de règles. Le terme distingue la possibilité existante de l'utilisation effective.

Sources

Redispatchkosten – Redispatch 2.0 — Bundesnetzagentur, Beschlusskammer 8; unbekannt. Abschnitt „Redispatch 2.0“
Vermerk zur gesetzlichen Regelung des § 13a EnWG (Konsultationsstellungnahme im Verfahren BK6-23-241) — Auf der Website der Bundesnetzagentur veröffentlichte Stellungnahme (Verfasser: Quadra); unbekannt. Abschnitt A.1 „Gesetzliche Regelung“
Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (konsolidierte Fassung) — Europäische Union, EUR-Lex; 2024-07-16 (konsolidierte Fassung). Art. 12 (Dispatch, vorrangiger Dispatch) und Art. 13 (Redispatch)
Successful Implementation of 15-Minute Market Time Unit (MTU) in SDAC — EPEX SPOT / SDAC-Parteien; 2025-10-07. Pressemitteilung, erster Absatz

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:23