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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Gestion de l'injection (Einspeisemanagement)

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Notion et idée de base

La gestion de l'injection désigne les interventions sur l'injection des installations de production d'électricité lorsque l'exploitation du réseau serait sinon compromise. Une installation pourrait alors techniquement produire de l'électricité, mais elle injecte temporairement moins, voire plus du tout, parce que le réseau ne peut pas absorber la pleine injection à cet endroit, à ce moment ou selon les règles de sécurité applicables. Le phénomène visible est l'écrêtement. Une éolienne est à l'arrêt alors qu'il y a du vent, ou une installation photovoltaïque fournit moins de puissance active alors que le soleil brille. Cela ne tient pas à une défaillance, mais à une consigne du gestionnaire de réseau. Les installations éoliennes et solaires sont les plus souvent concernées. En principe, d'autres installations de production et des stockages peuvent toutefois aussi être inclus dans la gestion des congestions.

Situation juridique en Allemagne

Historiquement, la gestion de l'injection était une notion juridique à part entière dans la loi sur les énergies renouvelables (EEG). En dernier lieu, les §§ 14 et 15 EEG régissaient l'écrêtement des installations EnR et de cogénération (KWK) ainsi que l'indemnisation correspondante (règle de cas de rigueur). Les centrales conventionnelles relevaient en revanche du redispatching au titre de la loi sur l'industrie énergétique (EnWG). Cette séparation n'existe plus. Selon l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur), les dispositions distinctes de l'EEG ont disparu le 1er octobre 2021 avec le nouveau système du redispatching 2.0. Depuis lors, les gestionnaires de réseau doivent prendre directement en compte la production prioritaire issue des énergies renouvelables et de la cogénération dans les décisions de sélection des mesures de redispatching au titre du § 13a EnWG. Quiconque parle aujourd'hui de gestion de l'injection en Allemagne vise donc le plus souvent, dans le langage courant, le redispatching avec des installations EnR. Ce n'est plus une institution juridique autonome.

Le cœur de la réglementation actuelle est le § 13a EnWG. Il s'applique aux exploitants d'installations de production et de stockage d'une puissance nominale à partir de 100 kilowatts. Il couvre en outre les installations qu'un gestionnaire de réseau peut télécommander à tout moment. Ces exploitants doivent, sur demande, adapter leur production de puissance active ou réactive ou leur soutirage de puissance active, ou tolérer cette adaptation. Les mesures sont coordonnées avec le gestionnaire du réseau de raccordement et avec les gestionnaires de réseau amont et intermédiaires concernés. Par le § 14 EnWG, le régime s'applique aussi aux exploitants de réseaux de distribution. Lorsque des mesures d'un gestionnaire de réseau aval entrent en concurrence avec celles du gestionnaire amont, les mesures prises dans son propre réseau doivent en règle générale avoir la priorité. Ces énoncés se rapportent à l'état du droit allemand fin 2026. Dans d'autres pays, des règles et des notions propres s'appliquent.

Distinction par rapport au redispatching et aux réactions du marché

Le redispatching est la notion générale. Il désigne la modification, pour des raisons de réseau, de l'utilisation de centrales, de stockages ou de charges flexibles, afin que les flux d'électricité se répartissent autrement. Classiquement, la production est réduite en amont d'une congestion du réseau et augmentée en aval, afin que le bilan électrique reste équilibré. La gestion de l'injection ne décrit qu'un seul côté de ce processus, à savoir la réduction pour les installations d'énergies renouvelables et de cogénération.

Il faut en distinguer la réduction de production motivée par des raisons économiques, par exemple en cas de prix négatifs de l'électricité. Lorsqu'un agrégateur de commercialisation directe écrête une installation parce que l'injection n'est pas rentable ou parce que le soutien est supprimé pour ces périodes, il s'agit d'une réaction au marché. Ce n'est pas une instruction relative à la sécurité du réseau, et il n'existe pas de compensation liée au réseau pour cela. Pour l'analyse, cette distinction est importante. L'écrêtement lié au marché révèle un problème de prix et d'incitations. L'écrêtement lié au réseau révèle une limite de capacité de transport.

Causes techniques

La cause réside le plus souvent dans les contraintes du réseau. Les lignes ne doivent pas être surchargées thermiquement. Les plages de tension doivent être respectées. Les transformateurs et les installations de commutation ont des limites de charge. En outre, selon le critère de sécurité n-1, le réseau doit pouvoir continuer à fonctionner en sécurité même lorsqu'un équipement important tombe en panne. C'est pourquoi la capacité utilisable en fonctionnement normal est inférieure à ce que laisse supposer le simple taux d'utilisation d'une ligne. Une image en est une autoroute sur laquelle une voie doit toujours rester libre pour les urgences. Des congestions apparaissent aussi bien dans le réseau de transport, souvent entre les régions du nord riches en vent et les centres de consommation du sud, que localement dans des réseaux de distribution connaissant un fort développement du photovoltaïque.

Puissance et quantité d'énergie

La gestion de l'injection peut se mesurer à deux niveaux. La puissance réduite s'exprime en kilowatts, mégawatts ou gigawatts. La quantité d'énergie non injectée, l'énergie non fournie, s'exprime en kilowattheures, mégawattheures ou gigawattheures. Une brève limitation d'une puissance élevée peut être décisive pour l'exploitation du réseau, même si peu d'énergie est perdue. Inversement, de fréquentes petites interventions peuvent représenter de grandes quantités d'énergie sur l'année. Exemple : si une éolienne de 3 MW est bridée de 2 MW pendant quatre heures, il manque 8 MWh d'injection.

Compensation en termes de bilan et compensation financière

Depuis le redispatching 2.0, il existe deux niveaux de compensation. Premièrement, le responsable d'équilibre a droit à une compensation en termes de bilan. La quantité d'électricité manquante est donc créditée à son périmètre d'équilibre, afin qu'il n'ait pas à l'acquérir à grands frais sous forme d'énergie d'ajustement. Deuxièmement, l'exploitant de l'installation reçoit une compensation financière appropriée. Selon la loi, elle est appropriée lorsque, compte tenu de la compensation en termes de bilan, elle ne place économiquement l'exploitant ni dans une meilleure ni dans une moins bonne situation que sans la mesure. Pour les installations EnR et de cogénération, cela inclut les recettes perdues, par exemple la prime de marché, majorées des dépenses supplémentaires. L'exploitant doit rembourser les dépenses évitées. L'ancienne indemnisation forfaitaire de cas de rigueur au titre du § 15 EEG est ainsi remplacée. Les coûts sont d'abord supportés par le gestionnaire de réseau dans le réseau duquel se situe la cause. Par le biais des tarifs de réseau, ils finissent en définitive chez les consommateurs d'électricité.

Ordre de grandeur en Allemagne

Selon les analyses de l'Agence fédérale des réseaux sur SMARD, les mesures de redispatching avec des installations EnR ont porté sur environ 9 379 GWh en 2025. Cela correspond presque exactement à la valeur de l'année précédente, soit 9 389 GWh, et à environ 3,5 % de la production totale d'électricité renouvelable. Plus de 96 % de l'électricité EnR ont donc pu être injectés. L'écrêtement des installations photovoltaïques a nettement augmenté, surtout en raison du développement de près de 10 GW et du fort rayonnement. Au deuxième trimestre 2026, le redispatching avec des installations EnR s'élevait à 2 102 GWh, contre 2 325 GWh au trimestre correspondant de l'année précédente.

Selon le gouvernement fédéral, les coûts de l'ensemble de la gestion des congestions du réseau s'élevaient à environ 2,95 milliards d'euros pour 2024 et à environ 3,08 milliards d'euros pour 2025. Seule une petite partie en revenait à la compensation financière versée aux exploitants d'installations EnR : 554 millions d'euros en 2024 et 435 millions d'euros en 2025. La plus grande partie résulte notamment de la montée en puissance de centrales conventionnelles, des centrales de réserve et du countertrading. Les coûts totaux de la gestion des congestions ne sont donc pas identiques aux coûts de l'écrêtement.

Malentendus fréquents

  • L'écrêtement ne prouve pas un excès général d'électricité renouvelable. Pendant que l'électricité éolienne est écrêtée dans une région, une centrale conventionnelle peut fonctionner ailleurs, parce que l'électricité n'y arrive pas ou parce que la centrale est nécessaire à la stabilité du réseau. Le problème est la répartition dans l'espace et dans le temps, non la quantité totale.

  • Les stockages ne résolvent pas automatiquement les congestions. Ils n'aident que s'ils se trouvent au bon nœud du réseau, disposent d'une puissance et d'une capacité suffisantes et absorbent de manière utile au réseau pendant les heures critiques. Un stockage purement guidé par le marché peut même aggraver une congestion.

  • Pas d'écrêtement à tout prix : un réseau développé pour les quelques dernières heures de pointe peut coûter plus cher qu'un écrêtement occasionnel. Ce qui compte, c'est de savoir si les interventions restent rares ou indiquent des congestions durables.

Mise en perspective et signification

Un écrêtement rare et faible peut être le signe d'un dimensionnement judicieux du réseau. Un écrêtement fréquent et important montre en revanche que de l'énergie renouvelable utilisable n'arrive pas jusqu'à la consommation. En même temps, il entraîne des paiements de compensation et des coûts de production de remplacement. Y remédient le développement du réseau, de meilleurs signaux de localisation, un taux d'utilisation plus élevé des lignes existantes et une flexibilité utile au réseau, par exemple grâce aux électrolyseurs, aux pompes à chaleur, aux infrastructures de recharge ou au déplacement de charges industrielles. Il faut pour cela que le pilotage et les règles de marché permettent et récompensent un tel comportement.

La notion doit également être distinguée de la charge résiduelle. Celle-ci décrit la demande d'électricité qui subsiste après déduction de l'injection éolienne et solaire. L'écrêtement lié au réseau réduit l'injection EnR réellement utilisée et peut ainsi augmenter la charge résiduelle à couvrir effectivement, bien que de l'énergie renouvelable ait été disponible. La notion ne devient pertinente que lorsque l'on connaît le lieu, la durée, la puissance, la quantité d'énergie, la cause et les coûts d'une mesure. C'est alors seulement que l'on voit s'il s'agit d'une gestion d'exploitation normale ou d'une congestion récurrente dans le système électrique.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:42

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