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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Indemnisation (Entschädigungszahlung)

paiement d'indemnisation Écrêtement Énergie non produite redispatching Gestion de l'injection coûts du système congestion du réseau

Dans le système électrique, une indemnisation désigne un paiement versé à l'exploitant d'une installation lorsqu'un gestionnaire de réseau intervient et que l'installation injecte, stocke ou soutire alors de l'électricité différemment de ce qui était prévu. L'installation est le plus souvent techniquement disponible. La cause typique est une congestion du réseau. Dans le langage courant, le terme apparaît surtout à propos de l'écrêtement des éoliennes et des installations solaires, de l'ancienne gestion de l'injection et de l'actuel redispatching. La loi allemande sur l'économie énergétique (Energiewirtschaftsgesetz) ne parle pas d'indemnisation, mais de compensation en termes de bilan (bilanzieller Ausgleich) et de compensation financière (finanzieller Ausgleich). La compensation financière est réputée appropriée lorsque, après imputation de la compensation en termes de bilan, elle ne place l'exploitant économiquement ni dans une meilleure ni dans une moins bonne situation que s'il n'y avait pas eu la mesure.

Cadre juridique en Allemagne

Jusqu'au 30 septembre 2021, il existait deux procédures distinctes. Les centrales conventionnelles étaient pilotées par le redispatching. Les installations d'énergies renouvelables et de cogénération (KWK) étaient écrêtées dans le cadre de la gestion de l'injection selon l'EEG et indemnisées selon une règle propre pour les cas de rigueur. Depuis le 1er octobre 2021, le redispatching 2.0 instaure une procédure unique, fondée sur la réforme de la loi d'accélération du développement des réseaux (NABEG 2.0). Il couvre les installations de production et de stockage d'une puissance nominale d'au moins 100 kW, ainsi que les installations plus petites qu'un gestionnaire de réseau peut commander à distance à tout moment.

La norme centrale est le § 13a EnWG. Il oblige ces exploitants à adapter, sur demande, leur puissance active, leur puissance réactive ou leur soutirage d'électricité, ou à tolérer cette adaptation. Le texte vise les gestionnaires de réseau de transport ; par le biais du § 14 EnWG, la règle s'applique aussi aux gestionnaires de réseau de distribution. La loi distingue deux niveaux de compensation. La compensation en termes de bilan concerne le périmètre d'équilibre du point d'injection ou de soutirage concerné. Le gestionnaire de réseau y compense la quantité d'énergie manquante ou excédentaire. Ainsi, la mesure ne crée en principe pas de déficit pour le responsable de périmètre d'équilibre qui l'obligerait à payer de l'énergie d'ajustement. La compensation financière, en revanche, concerne l'exploitant de l'installation et compense le désavantage économique qui lui reste.

Selon le § 13a, al. 2, EnWG, la compensation financière peut comprendre, selon le cas, les éléments suivants :

  • les dépenses nécessaires à l'adaptation effective, par exemple du combustible supplémentaire lors d'une montée en puissance (frais de production),

  • la consommation de valeur au prorata de l'installation, calculée à partir des valeurs résiduelles et des durées d'utilisation résiduelles selon le droit commercial,

  • les possibilités de recettes manquées dûment justifiées, dans la mesure où elles dépassent les deux premiers postes,

  • les dépenses nécessaires pour rendre opérationnelle une installation à l'arrêt ou pour reporter une révision prévue,

  • pour les installations d'énergies renouvelables écrêtées et pour l'électricité de cogénération, les recettes manquées augmentées des dépenses supplémentaires.

La norme pose aussi des limites. L'exploitant doit rembourser les dépenses économisées, par exemple le combustible non consommé. Les coûts qui auraient existé même sans la mesure ne sont expressément pas remboursés. Cela inclut les dépenses de disponibilité opérationnelle et la rémunération du capital immobilisé. Les coûts de financement ne constituent donc pas un poste de remboursement distinct. Ils ne sont concernés qu'indirectement, lorsque des recettes manquées sont remplacées. Une règle spéciale s'applique à l'électricité que le gestionnaire de réseau de transport commercialise lui-même en vertu du § 57 EEG, donc pour l'essentiel l'électricité bénéficiant d'un tarif d'injection fixe : dans ce cas, la compensation en termes de bilan n'est pas imputée sur la compensation financière.

Énergie non produite (Ausfallarbeit) : une quantité calculée est facturée

Pour les installations éoliennes et photovoltaïques, le paiement dépend surtout de l'énergie non produite (Ausfallarbeit). Il s'agit de la quantité d'énergie, en kilowattheures ou en mégawattheures, que l'installation aurait vraisemblablement injectée sans l'intervention. Elle ne peut pas être mesurée, puisque l'électricité n'a justement pas été produite. Elle est donc calculée selon des procédures déterminées, par exemple à partir de données météorologiques et de mesure, de courbes de puissance, d'installations de référence ou de valeurs de planification. Un exemple simple : avec le vent mesuré, un parc éolien aurait pu fournir 10 MW pendant une heure, mais n'a été autorisé à injecter que 4 MW. L'énergie non produite s'élève alors, par calcul, à 6 MWh. Les recettes manquées sont déterminées sur cette base, par exemple la valeur à appliquer issue de la prime de marché. Le paiement porte donc sur une quantité calculée et non sur une quantité physiquement livrée.

Pour les centrales conventionnelles et les stockages, il s'agit plutôt de coûts, et ce dans les deux sens. Celui dont la production est réduite économise du combustible et doit faire imputer cette économie. Celui dont la production est augmentée se voit rembourser les frais de production, les coûts de démarrage et, le cas échéant, la consommation de valeur. La compensation n'est donc pas ici un prix par kilowattheure non produit. Elle fait partie d'un décompte destiné à neutraliser économiquement la mesure ordonnée.

Distinction par rapport à la rémunération, aux dommages-intérêts et au prix de marché

Le tarif d'injection, la prime de marché ou les recettes de bourse rémunèrent de l'électricité produite ou commercialisée. L'indemnisation, en revanche, compense le désavantage résultant d'une intervention qui empêche ou modifie une injection possible. Elle n'est pas un soutien supplémentaire, mais, pour les installations EEG, elle s'appuie sur leurs droits à recettes. Le terme de dommages-intérêts est lui aussi inadéquat. Les dommages-intérêts supposent généralement un comportement illicite ou fautif. Les mesures de redispatching, en revanche, sont prévues par la loi et servent la sécurité du réseau. La compensation est la conséquence légale d'une intervention autorisée.

Ce qui est déterminant, c'est toujours la cause pour laquelle une installation n'injecte pas. Une intervention liée au réseau au sens du § 13a EnWG déclenche la compensation. En revanche, si un exploitant ou un commercialisateur direct arrête son installation de sa propre décision en cas de prix négatifs, il s'agit d'une décision de marché et non d'une intervention liée au réseau. Il en va de même pour les arrêts dus à une panne ou à la maintenance. Inversement, une installation peut aussi être écrêtée alors que le prix de bourse est positif. La raison en est la congestion du réseau, non le marché.

Pourquoi ces paiements existent

Les lignes et les transformateurs ont des limites thermiques, et la tension et la fréquence doivent rester dans des plages admissibles. Une congestion du réseau survient lorsqu'en un lieu, il est injecté plus d'électricité que le réseau ne peut en acheminer vers les centres de consommation. L'Allemagne forme avec le Luxembourg une zone de dépôt des offres unique. Le marché de gros suppose donc que l'électricité peut circuler sans congestion à l'intérieur de la zone. Ce n'est qu'ensuite que le redispatching adapte les programmes de fonctionnement à la réalité physique. Les installations situées en amont de la congestion sont écrêtées, celles situées en aval sont montées en puissance. C'est de cet enchaînement que naissent les coûts.

Ces coûts sont considérables. Selon les indications du gouvernement fédéral au Bundestag, 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. Sur ce total, 554 millions d'euros (2024) et 435 millions d'euros (2025) correspondaient à la compensation financière versée aux exploitants d'installations d'énergies renouvelables. La plus grande part concernait le redispatching avec des centrales de marché conventionnelles (2024 : 1,23 milliard d'euros, 2025 : 1,18 milliard d'euros) ainsi que la mise en réserve et l'appel de centrales de réserve. À cela s'ajoutait un countertrading net d'environ 0,1 milliard d'euros par an. Les quelque trois milliards d'euros souvent cités ne sont donc pas synonymes d'indemnisations pour l'électricité verte écrêtée. Les coûts sont en définitive supportés par les consommateurs finaux, surtout par le biais des redevances d'utilisation du réseau. Ils font ainsi partie des coûts du système d'approvisionnement en électricité.

Malentendus fréquents

On entend souvent dire que de l'argent serait versé pour de l'électricité non produite, sans contrepartie. C'est une vision trop courte. L'installation était prête, et le gestionnaire de réseau a limité son injection pour des raisons de réseau. Ce qui est payé, ce sont les conséquences de cette intervention, non une livraison d'électricité. Il est tout aussi faux d'assimiler l'écrêtement à un excédent d'électricité à l'échelle nationale. Souvent, l'excédent n'est que régional, et ailleurs, une centrale doit tourner en plus au même moment. Sur le plan macroéconomique, la perte ne se compose donc pas seulement du kilowattheure perdu, mais aussi de la production de remplacement.

Incitations, sites et débat politique

Une compensation largement complète réduit le risque d'investissement pour les installations situées sur des sites soumis à des congestions et maintient un financement peu coûteux. Elle affaiblit toutefois les signaux de localisation. Si la compensation est moindre, le risque se reporte sur les exploitants, et les coûts du capital peuvent augmenter. À ce sujet, un différend législatif a eu lieu en 2026. Le projet du gouvernement relatif au paquet dit de raccordement au réseau (Netzanschlusspaket) prévoit une réserve de redispatching. Les gestionnaires de réseau devraient pouvoir désigner des zones de réseau à capacité limitée. Les nouvelles installations éoliennes et solaires qui s'y trouvent ne recevraient aucune compensation pour une partie de leurs quantités annuelles écrêtées : selon les rapports, jusqu'à 20 %, et 18 % pour les parcs éoliens situés dans des zones prioritaires pour l'éolien. Lors de l'audition du Bundestag en octobre 2026, une majorité des experts a rejeté cette réserve. En novembre 2026, la loi n'est pas encore adoptée. D'ici là, la compensation prévue au § 13a EnWG s'applique aux écrêtements liés au réseau.

Deux leviers peuvent réduire les paiements. Le premier est la flexibilité : des stockages, des électrolyseurs, des pompes à chaleur ou des processus industriels situés dans des régions congestionnées peuvent absorber l'électricité excédentaire. Cela ne produit toutefois d'effet que si le raccordement, la mesure, la capacité de pilotage et les règles de marché le permettent. Le second levier, durable, est le développement du réseau. Le montant des indemnisations montre où la capacité de transport fait défaut. Il ne remplace toutefois pas une planification du réseau, pour laquelle il faut analyser le lieu, la durée, les équipements concernés et les coûts alternatifs des congestions.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:47

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