Indemnisation pour réduction de l’injection · Glossaire

L’indemnisation pour réduction de l’injection désigne la compensation financière des préjudices économiques subis lorsqu’un gestionnaire de réseau réduit l’injection d’une installation de production disponible afin de garantir la sécurité du réseau électrique. Elle ne rémunère pas l’électricité effectivement fournie par cette installation. En droit allemand, il est question d’une compensation financière appropriée dans le contexte du redispatch. Toute production d’électricité techniquement possible mais non réalisée ne donne donc pas nécessairement droit à un paiement.

Pour bien comprendre, il convient de distinguer trois niveaux : la réduction de l’injection est l’intervention technique. L’énergie non injectée désigne l’injection ainsi perdue, exprimée en kilowattheures ou en mégawattheures. L’indemnisation évalue les conséquences économiques en euros. Ces grandeurs sont liées, mais ne sont pas interchangeables : une quantité donnée d’électricité non injectée ne correspond pas nécessairement à un montant identique pour toutes les installations.

Place dans le système allemand de redispatch

L’analyse juridique qui suit concerne l’Allemagne, état de la vérification au 11 novembre 2026. Les dispositions déterminantes sont notamment l’article 13a de l’EnWG et, pour les réseaux de distribution, l’article 14 de l’EnWG à titre complémentaire. Sont concernées les installations de production et de stockage d’une puissance nominale d’au moins 100 kilowatts, ainsi que les installations plus petites si un gestionnaire de réseau peut les télécommander à tout moment. La catégorie de l’installation et le fondement concret de l’intervention restent déterminants pour la compensation.

Depuis le 1er octobre 2021, les installations de production d’énergie renouvelable sont intégrées au système élargi de redispatch. L’ancien régime de gestion des injections reste donc important pour les mesures historiques, mais ne suffit pas à décrire la procédure actuelle. La compensation ne concerne pas exclusivement les installations éoliennes et solaires : les installations de biomasse, les installations de cogénération, les centrales conventionnelles et les installations de stockage peuvent également être concernées par des ajustements ordonnés.

Une représentation simplifiée du réseau facilite la compréhension : une ligne relie une région riche en moyens de production à un centre de consommation. Si l’injection prévue devait surcharger la ligne, une réduction du côté de la production, associée à une augmentation de l’autre côté, peut diminuer le besoin de transport. Dans cet exemple, cela ne signifie pas nécessairement que la demande manque dans l’ensemble du système électrique. Le problème est plutôt que l’électricité ne peut pas parvenir dans la mesure souhaitée là où elle est nécessaire.

De la réduction de puissance à l’énergie non injectée

La réduction porte sur la puissance, exprimée par exemple en mégawatts. L’énergie non injectée résulte de la différence de puissance sur la durée de la mesure. La puissance installée n’est pas automatiquement déterminante. Ce qui compte est l’injection qui aurait pu être attendue sans l’intervention, dans les conditions effectives. Les restrictions indépendantes, telles que la maintenance, l’indisponibilité technique ou une réduction liée au marché, doivent être prises en compte.

Un exemple de calcul fictif illustre la différence : un parc éolien aurait pu injecter régulièrement 8 mégawatts pendant une demi-heure. Le gestionnaire de réseau limite sa puissance à 3 mégawatts. La différence est de 5 mégawatts ; multipliée par 0,5 heure, elle donne 2,5 mégawattheures d’énergie non injectée. Cela correspond à 2 500 kilowattheures. Dans cet exemple, les 1,5 mégawattheure restants sont effectivement injectés.

Si, pour ce même parc éolien, seuls 4 mégawatts avaient été disponibles en raison d’un vent plus faible, la limitation à 3 mégawatts pendant la même demi-heure n’aurait entraîné que 0,5 mégawattheure d’énergie non injectée. Un calcul fondé sur la puissance nominale surestimerait la perte. De même, une partie de l’installation déjà à l’arrêt indépendamment de l’intervention sur le réseau ne peut être considérée comme ayant pu produire sans restriction.

Pour l’éolien et le solaire, l’injection non réalisée ne peut naturellement pas être lue directement sur un compteur. Elle doit être reconstituée de manière vérifiable à l’aide de données d’exploitation, météorologiques ou de référence appropriées. En pratique, l’examen devrait donc répondre séparément à deux questions : la quantité d’énergie retenue est-elle plausible et son évaluation financière est-elle correcte ? Un montant en euros correctement calculé ne sert à rien si la quantité d’électricité prise pour base est déjà erronée.

Ce qui fait l’objet d’une compensation financière

Le principe légal est le suivant : compte tenu de la compensation au niveau du périmètre d’équilibre, l’exploitant ne doit se trouver économiquement ni dans une meilleure ni dans une moins bonne situation que sans la mesure. Pour la réduction de la production renouvelable et de l’électricité issue de la cogénération, les recettes perdues et les dépenses supplémentaires sont prises en compte ; les dépenses évitées doivent être déduites. Pour les autres installations, les éléments de compensation diffèrent en partie.

La formule abrégée « énergie non injectée multipliée par la rémunération » ne constitue donc qu’un premier repère. Il faut examiner quelles recettes manquent effectivement, quels coûts supplémentaires sont engagés et quels coûts sont évités. Les contrats de commercialisation et les compensations déjà reçues peuvent également être importants pour le décompte. Un mégawattheure non injecté ne peut pas être considéré sans autre vérification à la fois comme une recette de vente entièrement perdue et comme une quantité à livrer déjà remplacée.

Pour un calcul approximatif purement illustratif, supposons que les 2,5 mégawattheures déterminés précédemment soient évalués sur la base d’une perte économique hypothétique de 80 euros par mégawattheure. On obtiendrait d’abord 200 euros. Les 80 euros ne constituent pas un tarif légal d’indemnisation. Si le décompte montrait, par exemple, que 150 euros de la perte supposée ont déjà été compensés par ailleurs, on ne pourrait pas retenir en plus, sans modification, 200 euros pour le même préjudice. Cet exemple explique la logique d’imputation, mais ne remplace pas le calcul d’un droit concret à compensation.

La compensation financière et la compensation au niveau du périmètre d’équilibre sont distinctes

La compensation financière concerne la situation économique de l’exploitant de l’installation. La compensation au niveau du périmètre d’équilibre concerne en revanche l’affectation des quantités dans le périmètre d’équilibre du point de vue de la gestion énergétique. Une installation peut avoir déjà vendu de l’électricité qu’elle ne produit pas en raison du redispatch. Dans ce cas, outre sa perte de recettes individuelle, l’écart de quantité qui en résulte doit également être traité. Les deux niveaux ne doivent pas être confondus dans les explications et les décomptes.

Des règles légales particulières s’appliquent aux réseaux de distribution depuis la fin de 2025 : jusqu’au 31 décembre 2031, la compensation ciblée au niveau du périmètre d’équilibre par le gestionnaire du réseau de distribution n’a lieu que selon les modalités fixées par la Bundesnetzagentur. Si elle n’a pas lieu, l’article 14, paragraphe 1b, de l’EnWG prévoit en principe un remboursement approprié des dépenses engagées pour une compensation réalisée par un autre moyen ; les installations bénéficiant du tarif d’injection prévu par l’EEG en sont exclues. Le 7 mai 2026, la Bundesnetzagentur a adopté une décision visant à faire évoluer la compensation au niveau du périmètre d’équilibre.

Dans quels cas aucune indemnisation automatique ne naît

Un arrêt motivé par des raisons économiques n’est pas la même chose qu’une intervention ordonnée sur le réseau. Si l’injection est réduite en raison de conditions de commercialisation défavorables, cela ne constitue pas à lui seul une mesure de redispatch donnant droit à indemnisation. Même lorsque les prix de l’électricité sont négatifs, il faut donc distinguer précisément les situations : pourquoi l’installation a-t-elle été arrêtée, quelle production aurait eu lieu sans l’intervention et quelles recettes auraient effectivement été générées ?

Les conventions de raccordement flexible au réseau prévues par l’article 8a de l’EEG constituent une autre limite importante. Lorsqu’une puissance maximale d’injection est limitée contractuellement, le respect de cette limite ne constitue en principe pas, selon l’analyse de la Bundesnetzagentur, une restriction supplémentaire de l’accès existant au réseau au titre du redispatch. La seule absence d’injection ne donne donc pas droit à une compensation de redispatch. Si le gestionnaire de réseau réduit l’injection au-delà de cette limite, il peut en revanche s’agir d’une mesure de redispatch.

Il faut distinguer de ces règles les propositions de modification politique. Le paquet relatif au raccordement au réseau examiné par le Parlement en 2026 prévoit une réserve de redispatch pour certaines nouvelles installations d’énergie renouvelable. Un projet de loi ne constitue toutefois pas encore un fondement juridique en vigueur pour une demande de compensation. Les restrictions qu’il prévoit ne peuvent pas être appliquées globalement aux installations existantes ou aux décomptes en cours.

Répartition des coûts et incitations économiques

L’indemnisation transfère un risque lié au réseau de l’exploitant individuel de l’installation vers l’entité appelée à supporter les coûts selon la loi. Sa prise en compte réglementaire la relie aux tarifs d’utilisation du réseau. Elle ne constitue en même temps qu’une partie des coûts du système : une compensation versée à un exploitant dont l’injection a été réduite ne doit pas être assimilée au coût total d’une mesure de redispatch ou de la gestion des congestions du réseau. Les décomptes entre gestionnaires de réseau reposent en principe sur la règle selon laquelle le demandeur supporte les coûts.

D’un point de vue économique, il convient de distinguer la répartition des coûts de la résolution du problème. Un paiement peut protéger un exploitant contre une perte, mais il ne supprime pas la congestion. Inversement, la congestion technique ne disparaît pas parce qu’un exploitant ne reçoit aucun paiement. Pour évaluer une réforme, il faut donc se demander séparément qui supporte le risque et quelle règle conduit effectivement à moins de congestions ou à des mesures correctives moins coûteuses.

Les éventuelles incitations inadéquates peuvent être analysées de la même manière : si chaque préjudice économique était compensé indépendamment du lieu d’implantation, de la convention de raccordement et du comportement propre de l’exploitant, l’incitation à s’adapter serait plus faible. À l’inverse, si un exploitant devait supporter sans limite les conséquences de restrictions imprévisibles du réseau, cela pourrait rendre le financement d’un projet plus difficile. Un dispositif viable doit mettre en balance la protection des investissements, la responsabilité individuelle et des signaux reflétant l’origine des coûts.

Toute réduction de l’injection évitée ne justifie pas des dépenses arbitrairement élevées. Supposons qu’un renforcement supplémentaire du réseau ne permette d’absorber que quelques pointes d’injection très courtes : il faut alors comparer son bénéfice supplémentaire aux coûts d’investissement et d’exploitation. En cas de restrictions fréquentes et prolongées, le résultat du calcul peut être différent. La bonne question n’est donc pas « réduction de l’injection ou absence de réduction ? », mais « quelle combinaison permet d’utiliser globalement l’énergie et les infrastructures de la manière la plus économique ? »

Stockage, flexibilité et sécurité d’approvisionnement

Une expérience de pensée montre l’importance de l’emplacement du stockage : si la ligne surchargée se trouve entre un parc éolien et une ville, un dispositif de stockage en charge situé près du parc éolien peut réduire le transport nécessaire. Un dispositif de stockage situé en ville devrait en revanche lui aussi recevoir son électricité de charge par cette ligne. Il ne résout donc pas automatiquement la même congestion. En outre, le dispositif de stockage approprié doit disposer d’une capacité d’absorption libre au bon moment.

Le même principe spatial s’applique à la flexibilité du côté de la consommation. Un consommateur supplémentaire situé du côté de la production, par rapport à la congestion envisagée, peut y absorber de l’électricité qui devrait autrement être transportée. La même hausse de consommation de l’autre côté peut accroître le besoin de transport. Les seuls bas prix sur les marchés de gros ne permettent donc pas de déterminer quel mode d’exploitation local soulage le réseau.

Le montant d’une indemnisation ne permet pas non plus, à lui seul, de tirer une conclusion claire sur la sécurité d’approvisionnement. Le fait qu’une injection ait été empêchée à un endroit donné et à une heure donnée ne signifie ni que suffisamment d’électricité est disponible partout, ni que la puissance de réserve serait superflue à d’autres moments. Pour une évaluation objective, il faut considérer ensemble le lieu, le moment, la puissance disponible et les possibilités de transport.

L’indemnisation pour réduction de l’injection est donc avant tout une question d’évaluation et de répartition. Pour l’apprécier, il convient d’examiner séparément quatre éléments : l’injection possible sans intervention, la quantité d’énergie effectivement non injectée, le préjudice économique restant et la règle de compensation applicable. Seule cette distinction permet de comprendre ce qui est payé et quel problème technique subsiste malgré le paiement.

Sources

Energiewirtschaftsgesetz – EnWG — Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz; Bundesamt für Justiz; 2026-07-23. § 13 Absatz 1; § 13a Absätze 1, 1a und 2; § 14 Absätze 1 bis 1b; konsolidierter Änderungsstand auf Seite 1
BK8-22-001-A, Anlage 1: Bestimmung des angemessenen finanziellen Ausgleichs — Bundesnetzagentur, Beschlusskammer 8; 2024-06-05. Abschnitt 1.3; Abschnitt 2.5, insbesondere Seiten 59–66; Abschnitt 3 auf Seite 73
Redispatchkosten — Bundesnetzagentur; unbekannt. Absätze zur Einführung am 1. Oktober 2021, zur Festlegung BK6-23-241 vom 7. Mai 2026 und zu § 14 EnWG
FAQ zum Netzanschluss von EE-Anlagen — Bundesnetzagentur; 2026-06-19. Fragen zur flexiblen Netzanschlussvereinbarung, zur physikalischen Abnahme und zu Ausgleichsansprüchen bei FCA-Beschränkungen
Energiewirtschaftsrecht: Änderungen beim Netzausbau debattiert — Deutscher Bundestag; 2026-10-07. Erste Lesung am 24. September 2026; Abschnitt zur öffentlichen Anhörung am 7. Oktober 2026 und zum Gesetzentwurf der Bundesregierung

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Edited by eCMS on 11.11.2026 06:19