f97.beL’ATELIER D’ERIK SCHMIDT
← Tous les termes

Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Priorité d'injection (Einspeisevorrang)

Priorité d'injection EEG énergies renouvelables Gestion de l'injection Écrêtement intégration au marché

La priorité d'injection est une priorité juridique dans le prélèvement et l'acheminement de l'électricité provenant de certaines installations de production. En Allemagne, la notion renvoie avant tout à l'article 11 de la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2023). Selon cette disposition, les gestionnaires de réseau doivent prélever, transporter et distribuer physiquement, sans délai et en priorité, la totalité de l'électricité issue d'énergies renouvelables et du gaz de mine. Cela vaut pour l'électricité vendue sous l'une des formes de commercialisation prévues par la loi. L'obligation est du droit en vigueur. Elle n'appartient pas au passé. Elle a sa teneur actuelle depuis le 25 février 2025.

La priorité n'est toutefois pas sans limites. La loi la place expressément sous la réserve de l'article 13 de la loi sur l'industrie énergétique (EnWG) et de règles dérogatoires figurant dans une ordonnance prise en vertu de l'article 91, point 2, de l'EEG. L'article 13 EnWG régit la responsabilité des gestionnaires de réseau de transport à l'égard du système. Lorsqu'une injection supplémentaire met en danger la sécurité ou la fiabilité du réseau, les gestionnaires de réseau peuvent et doivent intervenir, y compris sur les installations renouvelables.

Règle juridique, et non propriété physique

La priorité d'injection ne décrit pas une propriété de l'électricité. Dans le réseau, l'énergie ne se trie pas selon son origine. Physiquement, le courant circule selon les impédances et l'état du réseau. La priorité est un ordre de rang pour les gestionnaires de réseau : qui doit s'effacer lorsque les lignes, les transformateurs ou la plage de tension atteignent leurs limites ? C'est pourquoi priorité ne signifie pas non plus que l'électricité verte est toujours consommée en premier. Elle agit par le biais d'obligations, de programmes de marche, de bilans, de mesures de réseau et de décomptes, et non par une trace du courant allant de l'éolienne à la prise.

L'EEG distingue deux formes de prélèvement. Le prélèvement physique concerne toutes les installations couvertes. Le prélèvement commercial n'en fait partie que si l'exploitant demande un tarif de rachat. Le gestionnaire de réseau achète alors aussi l'électricité sur le plan économique. Dans le cas de la commercialisation directe, les exploitants ou les commercialisateurs directs vendent eux-mêmes l'électricité sur le marché. Le gestionnaire de réseau doit alors seulement la prélever et l'acheminer en priorité sur le plan physique. Celui qui a conclu une convention flexible de raccordement au réseau selon l'article 8a EEG ne bénéficie de la priorité que jusqu'à la puissance d'injection maximale convenue. Elle ne s'applique pas à l'électricité au-delà de cette limite.

Distinction par rapport à la priorité de raccordement, à la rémunération et à la merit order

  • Priorité de raccordement : elle concerne le raccordement au réseau et figure à l'article 8 EEG. Les gestionnaires de réseau doivent raccorder sans délai et en priorité les installations renouvelables à leur réseau. La priorité d'injection selon l'article 11 EEG, en revanche, s'applique en exploitation courante. Les deux règles sont liées, mais régissent des situations différentes.

  • Soutien : le tarif de rachat ou la prime de marché règle les recettes d'une installation. La priorité règle la manière dont le réseau la traite. Une installation peut avoir droit à un soutien et être néanmoins bridée en raison d'une congestion.

  • Merit order : sur le marché de gros, les offres sont classées selon leurs coûts marginaux à court terme. Le droit de l'UE qualifie expressément de « dispatching prioritaire » un appel des centrales qui ne suit pas ce classement économique. La priorité d'injection allemande dans le réseau et la priorité dans la planification de l'appel des centrales selon le droit de l'UE sont donc apparentées, mais ne sont pas identiques.

Cadre européen : une priorité limitée désormais aux petites installations

Depuis le 1er janvier 2020 s'applique le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité. Selon son article 12, l'appel des installations de production et des consommateurs flexibles doit en principe se faire de manière non discriminatoire, transparente et fondée sur le marché. Les États membres ne doivent plus garantir un appel prioritaire que pour les petites installations renouvelables de moins de 400 kilowatts et pour les projets de démonstration autorisés. Cela ne vaut que dans la mesure où l'exploitation sûre du réseau le permet. Pour les installations mises en service à partir du 1er janvier 2026, le seuil descend à moins de 200 kilowatts. Les anciennes installations soutenues, mises en service avant le 4 juillet 2019, peuvent conserver leur priorité.

L'Allemagne a fixé un seuil plus bas. Selon une communication du ministère fédéral de l'Économie à la Commission européenne, l'appel prioritaire au sens du règlement ne s'applique ici qu'aux installations jusqu'à 100 kilowatts. Les installations plus grandes vendent en règle générale leur électricité directement sur le marché et sont appelées selon des critères de marché. Pour elles, la priorité liée au réseau subsiste dans la gestion des congestions.

Écrêtement, redispatching et facteur minimal

La limite de la priorité apparaît lors de l'écrêtement. Une installation injecte alors moins que ce qu'elle pourrait produire à ce moment. L'électricité éolienne et solaire ainsi perdue ne peut pas être rattrapée plus tard. Jusqu'en septembre 2021, ce bridage en cas de congestions du réseau s'appelait gestion de l'injection et était régi par l'EEG. Depuis le 1er octobre 2021, il fait partie du redispatching au titre des articles 13 et 13a EnWG, le « redispatch 2.0 ». Des règles uniformes y valent pour les installations conventionnelles, renouvelables et de cogénération (KWK) à partir de 100 kilowatts, ainsi que pour les installations que le gestionnaire de réseau peut télécommander à tout moment.

Dans le redispatching, la priorité est garantie par une méthode de calcul. Pour l'écrêtement des installations renouvelables, les gestionnaires de réseau de transport appliquent un prix calculatoire élevé. L'Agence fédérale des réseaux a fixé à cet effet, le 30 novembre 2020, des facteurs minimaux : 10 pour les installations renouvelables et 5 pour les installations KWK bénéficiant de la priorité. En termes simplifiés : une installation renouvelable n'est écrêtée que si, en règle générale, cela remplace un bridage multiple de centrales conventionnelles. Un exemple : si une centrale à charbon peut soulager la congestion du réseau avec une efficacité comparable, elle doit d'abord réduire sa production. Si, en revanche, un parc éolien se trouve directement au niveau de la congestion et agit de manière nettement plus forte, plusieurs fois plus, il peut être bridé. Les exploitants concernés reçoivent en principe une compensation financière selon l'article 13a EnWG.

Pourquoi la priorité était importante et où elle atteint ses limites

Le système électrique était conçu pour de grandes centrales pilotables. La priorité a réduit le risque que de nouvelles installations, souvent petites et décentralisées, ne puissent pas injecter uniquement à cause de ces structures historiques. Associée au soutien, elle a rendu les investissements plus prévisibles et facilité le financement. Avec la part croissante de l'éolien et du solaire, le goulot d'étranglement s'est déplacé. Auparavant, c'était surtout l'accès au marché. Aujourd'hui, ce sont plutôt la capacité du réseau, les sites et la flexibilité dans le temps. L'électricité éolienne est produite de manière concentrée dans le nord, l'électricité solaire à midi. Une règle de priorité ne suffit pas à résoudre cela. Il faut pour cela le développement du réseau, des stockages, des consommateurs flexibles et des règles de marché adaptées.

L'écrêtement signale donc d'abord une congestion et n'est pas une preuve de l'échec des renouvelables. Un certain niveau peut être moins coûteux qu'une ligne qui ne serait pleinement utilisée que quelques heures par an. Des volumes élevés et croissants indiquent en revanche des problèmes de coordination. Les coûts du redispatching sont répartis entre les utilisateurs du réseau par le biais des tarifs d'utilisation du réseau.

Débat actuel sur la réforme (situation en novembre 2026)

Le ministère fédéral de l'Économie a présenté en 2026 un paquet sur le raccordement au réseau. Il prévoit des « zones de réseau à capacité limitée » et une « réserve de redispatching ». Selon une étude des Services scientifiques du Bundestag, une zone de réseau pourrait être considérée comme à capacité limitée lorsque le volume de redispatching atteint 5 pour cent. Dans de telles zones, les installations nouvellement raccordées devraient renoncer en tout ou en partie à la compensation financière en cas d'écrêtement lié au réseau. Le risque d'écrêtement serait ainsi transféré aux exploitants. L'injection elle-même ne serait pas limitée en quantité. La question de savoir si, et sous quelle forme, le paquet entrera en vigueur n'était pas confirmée à la clôture de la rédaction. D'ici là, l'EEG et l'EnWG en vigueur font foi.

En résumé, la priorité d'injection est une priorité juridique dans des limites techniques. Elle n'est pas la promesse que chaque kilowattheure productible sera prélevé sans limite. Elle n'explique à elle seule ni le prix de l'électricité ni la sécurité d'approvisionnement. Elle montre toutefois comment le droit traite la production renouvelable par rapport à d'autres installations.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:43

© 2026 Erik Schmidt. All rights reserved. Quotations with a link to the source are welcome.