Le 27 octobre 2026, des rédactions de plusieurs Länder font à nouveau état d’injections très importantes d’électricité éolienne et photovoltaïque dans le nord, tandis que certaines centrales à charbon fonctionnent ou sont remises en service dans d’autres régions. Cette coexistence n’est pas contradictoire : elle résulte de contraintes techniques du réseau, d’obligations légales de maintien en réserve et de mécanismes de marché.
Premièrement, les congestions du réseau et les flux physiques d’électricité entrent en jeu. L’électricité emprunte les lignes disponibles, et non les voies souhaitées par les autorités. En cas de vents violents dans Mecklembourg-Poméranie-Occidentale et Schleswig-Holstein les capacités de transport vers les centres de consommation peuvent être dépassées. Afin de protéger les lignes et de garantir la stabilité, les gestionnaires de réseau ordonnent le gestionnaires de réseaux de transport redispatching : la production d’électricité renouvelable est réduite localement et des moyens de production conventionnels sont activés dans des régions plus proches des consommateurs, lorsque cela est nécessaire pour respecter les paramètres du réseau. L’ Bundesnetzagentur Agence fédérale des réseaux considère le redispatching comme un outil central de gestion des congestions.
Deuxièmement, les obligations de maintien en réserve et la réserve de réseauentrent en jeu. Les centrales qui ne sont plus compétitives sur le marché peuvent être intégrées à la réserve de réseau ou maintenues temporairement sur leur site. Ces installations ne produisent pas de l’électricité en permanence, mais restent disponibles pour désamorcer rapidement les congestions du réseau et fournir des services système. L’Agence fédérale des réseaux définit à cet égard les besoins, les critères et la rémunération, et autorise les mises à l’arrêt différées lorsque la sécurité d’approvisionnement serait autrement menacée.
Troisièmement, les mécanismes du marché et les règles d’équilibrage ont un rôle à jouer. Même lorsque les prix de gros sont bas ou négatifs, les installations renouvelables bénéficiant de subventions peuvent continuer à injecter de l’électricité dans le réseau. Parallèlement, les règles de compensation et de règlement du redispatching imposent que des installations conventionnelles restent techniquement disponibles à certains nœuds du réseau. Le manque d’informations et les difficultés de pilotage des réseaux de distribution compliquent également l’utilisation complète des excédents régionaux sur place.
Conséquences et intérêts en jeu : le recours à certaines unités au charbon dans les zones de congestion augmente à court terme les coûts et les émissions. Les gestionnaires de réseau et l’Agence fédérale des réseaux considèrent cette mesure comme nécessaire pour garantir la sécurité d’approvisionnement, tant que l’ extension du réseau, les charges pilotables, les capacités de stockage et les options de flexibilité ne sont pas encore suffisamment efficaces. Des mesures politiques et réglementaires telles que «consommer plutôt que réduire la production», l’accélération de l’extension du réseau, le développement du stockage et une meilleure intégration de l’industrie et des réseaux de chaleur devraient, à terme, réduire les besoins de redispatching. La question de savoir si et quand ces outils permettront de réduire sensiblement les interventions décrites dépend de l’avancement des projets et du développement des capacités de flexibilité pilotables.
Les informations récentes faisant état à la fois d’excédents d’électricité renouvelable et de centrales à charbon en fonctionnement sont compatibles avec le cadre technique, juridique et économique décrit. Elles illustrent le caractère transitoire de la transition énergétique dans le réseau électrique ainsi que le besoin persistant d’étendre le réseau et de renforcer la flexibilité.
Rédactrice : Mira Cadena (Article avec le soutien de l'IA).