Gestion des congestions · Glossaire

La gestion des congestions regroupe l'ensemble des mesures par lesquelles les gestionnaires de réseau évitent ou résolvent les surcharges dans le réseau électrique. Une congestion du réseau survient lorsqu'une ligne, un transformateur ou un autre équipement serait plus fortement sollicité, du fait de flux d'électricité attendus ou réels, que ne le permettent les règles techniques de sécurité. La gestion des congestions modifie surtout l'endroit et le moment où l'électricité est injectée ou soutirée, ainsi que son cheminement dans le réseau existant. La demande totale reste en principe inchangée. Certaines mesures peuvent toutefois modifier de manière ciblée le soutirage de certaines installations, par exemple les stockages ou les charges activables liées par contrat.

Ce qui est déterminant, ce n'est pas la quantité d'électricité qu'une ligne transporte sur l'année, mais sa charge à un instant donné. Celle-ci dépend de la puissance en mégawatts, des flux physiques dans le réseau maillé, du niveau de tension, de la température ambiante, de la configuration du réseau et des valeurs limites des équipements. Un pont en donne une image : sur l'année, il n'y passe peut-être qu'un nombre modéré de voitures. Mais si toutes arrivent à la même heure, un embouteillage se forme malgré tout. De même, une ligne peut être faiblement utilisée en moyenne annuelle et devenir malgré tout un goulet d'étranglement pendant certaines heures.

Cadre juridique en Allemagne

La disposition centrale est le § 13 de la loi allemande sur l'industrie énergétique (EnWG). Lorsque la sécurité ou la fiabilité du système électrique est menacée ou perturbée dans leur zone de réglage, les gestionnaires de réseau de transport peuvent et doivent intervenir. La loi prévoit à cet effet trois groupes de mesures : les mesures liées au réseau, telles que les manœuvres de réseau, les mesures liées au marché, et les réserves supplémentaires telles que la réserve de réseau et la réserve de capacité. Parmi les mesures liées au marché figurent le recours à l'énergie de réglage, les ajustements d'injection selon le § 13a, les charges activables et désactivables convenues par contrat et, expressément, la gestion des congestions. Le risque de congestions de réseau à court terme est également considéré comme une menace.

Lorsque la puissance active doit être ajustée pour des raisons de courant ou de tension et que plusieurs mesures liées au marché ou plusieurs réserves entrent en ligne de compte, les gestionnaires de réseau doivent choisir celles qui, selon les prévisions, coûtent globalement le moins. Les installations d'énergies renouvelables bénéficient à cet égard d'une priorité. Elle est mise en œuvre au moyen de coûts calculatoires : les énergies renouvelables ne doivent en principe être écrêtées que si cela permet d'économiser un multiple de production non prioritaire. Selon la loi, ce facteur minimal se situe entre cinq et quinze ; la valeur exacte est fixée par l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur). Si les mesures ordinaires ne suffisent pas, le § 13, alinéa 2, autorise en dernier recours des mesures d'urgence. La production, les transits et les soutirages dans la zone de réglage peuvent alors être ajustés de force. Ce cadre ne vaut ainsi que pour l'Allemagne. Dans d'autres pays et au niveau de l'UE, des règles propres s'appliquent.

Distinction par rapport au développement du réseau, au marché de l'électricité et à l'énergie de réglage

La gestion des congestions n'est pas un développement du réseau. Le développement du réseau crée durablement une capacité supplémentaire, par exemple par de nouvelles lignes, des transformateurs plus puissants ou des installations de commutation supplémentaires. La gestion des congestions utilise le réseau existant dans les conditions du moment. Elle peut faire gagner du temps, réduire les coûts et garantir l'exploitation sûre. Mais elle ne remplace pas un renforcement lorsque des congestions se reproduisent sans cesse parce que la structure de la production et de la consommation a durablement changé.

La gestion des congestions doit aussi être distinguée du marché de l'électricité. L'Allemagne forme avec le Luxembourg une zone de dépôt des offres unique. Le prix de gros ne reflète donc pas directement les congestions internes à l'Allemagne. Les centrales, les stockages et les consommateurs planifient leur fonctionnement en fonction des prix de marché, de leur responsabilité à l'égard du périmètre d'équilibre et de leurs contrats. Ce n'est qu'ensuite que les gestionnaires de réseau vérifient si les programmes de marche notifiés sont admissibles sur le plan technique du réseau. Si des flux inadmissibles apparaissent, la gestion des congestions intervient.

L'énergie de réglage résout un autre problème : elle compense les écarts de court terme entre production et consommation et maintient ainsi la fréquence du réseau stable. La gestion des congestions veille à ce que les valeurs limites de chaque équipement soient respectées. Juridiquement, les deux instruments figurent côte à côte au § 13 EnWG au titre de la responsabilité du système. Ils obéissent toutefois chacun à leurs propres règles d'approvisionnement, de rémunération et de mise en œuvre.

Instruments : manœuvres de réseau, redispatching, countertrading et réserve

Les moins visibles, mais fondamentales, sont les manœuvres de réseau. Les gestionnaires de réseau peuvent reconfigurer les lignes, modifier les prises des transformateurs ou utiliser les équipements de manière à répartir plus favorablement les flux. Pour cela, ils ont besoin de modèles de réseau précis, de valeurs de mesure actuelles, de prévisions d'injection et de consommation et d'un système de conduite permettant de mettre en œuvre les interventions à temps et de façon coordonnée.

L'instrument lié au marché le plus important est le redispatching. Les gestionnaires de réseau font réduire la puissance des installations situées en amont de la congestion et augmenter celle des installations situées en aval. Le bilan électrique reste équilibré, mais le flux physique se déplace. Selon le § 13a EnWG, les exploitants d'installations de production ou de stockage d'électricité d'une puissance nominale d'au moins 100 kilowatts doivent effectuer ou tolérer de tels ajustements sur demande. Il en va de même des installations plus petites qu'un gestionnaire de réseau peut télécommander à tout moment. Depuis le redispatching 2.0, les installations d'énergies renouvelables et de cogénération relèvent elles aussi de ce cadre unifié. L'ancienne gestion de l'injection prévue par l'EEG y a été intégrée. Les simples consommateurs ne sont pas couverts de manière générale par le § 13a. Les charges sont surtout intégrées par le biais de charges activables et désactivables convenues par contrat, acquises dans le cadre d'une procédure d'appel d'offres transparente.

Dans le countertrading, les gestionnaires de réseau de transport négocient de manière ciblée de l'électricité, souvent par-delà les frontières, afin de créer un flux qui contrecarre la congestion. Si les centrales présentes sur le marché ne suffisent pas à augmenter la puissance, les gestionnaires de réseau font appel aux centrales de la réserve de réseau. Celles-ci ne sont plus disponibles sur le marché et ne sont maintenues que pour la sécurité du système.

L'écrêtement signifie que l'injection d'une installation est réduite. En pratique, cela concerne souvent des installations éoliennes et solaires situées dans des régions d'où l'électricité ne peut momentanément pas être entièrement évacuée. Savoir si un écrêtement aurait pu être évité du point de vue de l'économie nationale dépend de nombreux facteurs : développement du réseau, exploitation du réseau, stockages, consommateurs flexibles, règles de marché et délais d'autorisation.

Pourquoi les congestions peuvent augmenter

Les congestions résultent de l'interaction entre la structure du réseau, les sites de production, les pôles de consommation et les profils temporels. En Allemagne, beaucoup de puissance éolienne se trouve dans le nord et l'est, tandis que de grands centres de consommation industrielle se situent aussi dans l'ouest et le sud. Lorsqu'il y a beaucoup de vent dans le nord et que la demande y est faible, les lignes de transport vers le sud et l'ouest sont fortement sollicitées. Parallèlement, le photovoltaïque, les pompes à chaleur, la mobilité électrique, les centres de données et les électrolyseurs modifient les réseaux de distribution. Lorsque de nombreuses installations solaires injectent en même temps dans des réseaux ruraux, l'électricité peut remonter vers des niveaux de réseau supérieurs et y provoquer des congestions. La congestion ne naît alors pas de la quantité annuelle d'électricité, mais du fait que l'injection, la demande et la capacité du réseau ne concordent pas durant la même heure.

Toute intervention ne prouve pas une erreur de planification. Les réseaux électriques ne sont pas dimensionnés sans limite pour toute situation extrême concevable, mais selon des critères de sécurité, la rentabilité, l'aptitude à être autorisés et l'utilisation attendue. Des interventions occasionnelles en exploitation peuvent coûter moins cher qu'une ligne qui ne serait pleinement utilisée que quelques heures par an.

Coûts, compensation et compétences

Celui qui est concerné par une mesure de redispatching est indemnisé de deux manières. Le responsable de périmètre d'équilibre reçoit une compensation en énergie : la quantité d'énergie manquante ou supplémentaire est imputée dans son périmètre d'équilibre. L'exploitant de l'installation reçoit une compensation financière. Celle-ci est appropriée lorsque l'exploitant n'est, sur le plan économique, ni mieux ni moins bien placé que sans la mesure. Pour les énergies renouvelables écrêtées, on compense ainsi par exemple les recettes perdues. Il s'agit d'un droit légal à compensation et non d'une rémunération ordinaire de l'électricité produite. Les coûts sont répercutés par des mécanismes régulés dans les tarifs d'utilisation du réseau. Ils apparaissent donc dans les coûts du réseau et non dans le prix de bourse.

Selon le gouvernement fédéral, la gestion des congestions du réseau a coûté environ 2,95 milliards d'euros en 2024 et environ 3,08 milliards d'euros en 2025. SMARD, la plateforme de données de l'Agence fédérale des réseaux, indique pour 2025 environ 3,07 milliards d'euros à titre provisoire. Les principaux postes en 2025 étaient les suivants :

Redispatching avec des centrales de marché conventionnelles : environ 1,18 milliard d'euros (2024 : 1,23 milliard d'euros)
Mise à disposition de centrales de réserve : environ 955 millions d'euros (2024 : 696 millions d'euros), auxquels s'ajoutent des coûts d'appel de la réserve d'environ 412 millions d'euros
Compensation financière aux exploitants d'installations d'énergies renouvelables : environ 435 millions d'euros (2024 : 554 millions d'euros)
Countertrading : environ 96 millions d'euros en solde

Le volume de l'ensemble des mesures est resté en 2025, avec un peu plus de 30 300 gigawattheures, pratiquement au niveau de l'année précédente. Selon SMARD, environ 3,5 pour cent de la production d'électricité renouvelable ont été écrêtés en 2025. Au deuxième trimestre 2026, le volume des mesures a reculé par rapport au même trimestre de l'année précédente, tandis que les coûts provisoires ont légèrement augmenté, à environ 673 millions d'euros. Les coûts seuls ne permettent pas de déterminer quelle mesure aurait été la bonne. Des coûts de redispatching élevés peuvent indiquer un manque de capacité de réseau, un manque de signaux de localisation, un développement retardé ou un manque de flexibilité.

Les compétences sont réparties. Les gestionnaires de réseau de transport assument la responsabilité du système pour le réseau à très haute tension et coordonnent les mesures de grande envergure. Les gestionnaires de réseau de distribution résolvent les congestions dans leurs propres réseaux, auxquels sont raccordés de plus en plus de producteurs, de stockages et de consommateurs pilotables. Lorsque la cause d'une congestion se situe dans le réseau de transport mais que la mesure est exécutée dans le réseau de distribution, des règles de remboursement des coûts entre gestionnaires de réseau s'appliquent. L'Agence fédérale des réseaux fixe les détails, par exemple pour la compensation et les prix calculatoires. Elle régule en outre les tarifs d'utilisation du réseau.

Malentendus fréquents

Une congestion du réseau n'est pas une pénurie d'électricité. Il y a souvent même plus de puissance que nécessaire ; elle ne peut simplement pas être transportée vers l'endroit souhaité ou par le chemin souhaité. La sécurité d'approvisionnement ne dépend donc pas seulement de la puissance installée, mais aussi de la capacité du réseau, des installations pilotables, des réserves et des possibilités d'intervention en exploitation.

L'écrêtement est une véritable perte d'énergie utilisable, mais pas automatiquement la preuve d'une inefficacité. Quelques heures d'écrêtement peuvent être le prix d'un réseau globalement moins coûteux. Des volumes d'écrêtement durablement élevés dans certaines régions indiquent en revanche des congestions structurelles, un manque de flexibilité ou un défaut de coordination entre raccordement au réseau, développement et exploitation.

Les stockages ne résolvent pas non plus automatiquement les congestions. Un stockage situé dans une région en excédent d'électricité soulage la ligne s'il se charge pendant la congestion. S'il se décharge au même moment, il aggrave la congestion. Dans une région à besoin d'électricité, c'est l'inverse : la décharge aide, la charge sollicite davantage la ligne. Que le stockage soulage le réseau dépend donc du site, du raccordement, du mode d'exploitation et des incitations du marché.

La gestion des congestions décrit donc la manière dont les gestionnaires de réseau maîtrisent en exploitation les limites spatiales du réseau. La notion ne désigne ni une pénurie d'électricité, ni un substitut au développement du réseau, ni une défaillance générale du marché. Pour l'évaluation, comptent surtout la fréquence, le lieu et le coût des interventions, ainsi que la question de savoir quelles alternatives auraient été disponibles dans les mêmes exigences de sécurité.

Sources

§ 13 EnWG – Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen — Bundesministerium der Justiz / Bundesamt für Justiz (gesetze-im-internet.de); unbekannt (aktuelle konsolidierte Fassung, abgerufen am 11.11.2026). § 13 Abs. 1, 1a, 1c, 2, 4, 6 EnWG
EnWG § 13a Erzeugungsanpassung und ihr bilanzieller und finanzieller Ausgleich — NWB Verlag (Gesetzesdatenbank); Fassung des Gesetzes vom 18.12.2025, wirksam ab 23.12.2025. § 13a Abs. 1, 1a, 2 EnWG
Kosten für das Netzengpassmanagement 2024 und 2025 — Deutscher Bundestag, heute im bundestag (hib); unbekannt (2026). Kurzmeldung, gesamter Text
Volumen gesunken, Kosten leicht gestiegen – Netzengpassmanagement im 2. Quartal 2026 — Bundesnetzagentur (SMARD); unbekannt (2026, Berichtszeitraum Q2 2026). Abschnitte zu Maßnahmenvolumen und Kosten
Netzengpassmanagement 2025: Stromnetz stabil, Kosten leicht gestiegen bei hohem Ausbau erneuerbarer Energien — IWR (Sekundärbericht auf Basis des SMARD-Jahresberichts); unbekannt (ca. Ende März 2026). Abschnitte Jahresbilanz 2025 und Kostenstruktur

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:47