Curtailment Risk, risque d'écrêtement · Glossaire

Le Curtailment Risk, ou risque d'écrêtement, est le risque économique qu'une installation de production puisse injecter, commercialiser ou se voir rémunérer moins d'électricité que ce qu'elle pourrait techniquement produire. Son injection est alors limitée, différée ou totalement empêchée. Il ne s'agit donc pas seulement de l'opération technique d'écrêtement, mais de son effet attendu sur les volumes d'électricité, les recettes, les positions contractuelles, le financement et l'évaluation d'un projet. Concrètement : le vent souffle et le soleil brille, mais une partie des kilowattheures possibles n'arrive jamais sur le marché ou chez l'acheteur, ou n'y rapporte aucun revenu.

Le risque d'écrêtement se mesure généralement en énergie perdue, en mégawattheures, ou en part de la production annuelle attendue, en pourcentage. Dans les modèles de projet, il apparaît comme une décote sur le rendement attendu, par exemple par rapport à une expertise de rendement P50 ou P90. Le P50 est la médiane de la distribution des rendements : il est statistiquement dépassé la moitié des années et n'est pas atteint l'autre moitié. Le P90 est une valeur plus prudente, atteinte ou dépassée avec une probabilité de 90 pour cent. Il importe de noter que les expertises de rendement pures ne reflètent généralement que la météo et la technique. L'écrêtement doit être modélisé séparément. Comme il survient souvent précisément pendant les heures à fort rendement, il peut déplacer l'ensemble de la distribution des recettes d'un parc éolien ou solaire.

Écrêtement lié au réseau : le redispatching en Allemagne

L'écrêtement est lié au réseau lorsqu'un gestionnaire de réseau réduit l'injection afin d'éviter la surcharge de lignes ou de transformateurs, ou de préserver la tension et la sécurité du réseau. Le déclencheur est généralement une congestion du réseau et non un manque de demande à l'échelle nationale. Depuis le 1er octobre 2021, l'ancienne gestion de l'injection prévue par l'EEG a été transférée dans le système de redispatching de la loi sur l'industrie énergétique (Energiewirtschaftsgesetz). Sous le terme Redispatch 2.0, les installations d'énergies renouvelables et de cogénération sont depuis lors également intégrées à la gestion des congestions fondée sur des plannings. Quiconque parle aujourd'hui de gestion de l'injection en Allemagne vise donc en règle générale des mesures de redispatching au titre des §§ 13, 13a et 14 EnWG.

Pour le risque, il est déterminant qu'en Allemagne l'écrêtement lié au réseau soit en principe compensé. Il existe deux niveaux. Dans la compensation en termes de bilan, le gestionnaire de réseau remplace la quantité manquante dans le périmètre d'équilibre. Le négociant ou l'agrégateur de commercialisation directe n'a donc pas à racheter lui-même la quantité écrêtée. La compensation financière visée au § 13a, alinéa 2 EnWG est réputée appropriée lorsqu'elle place l'exploitant de l'installation, compte tenu de la compensation en termes de bilan, économiquement ni mieux ni moins bien que s'il n'y avait pas eu la mesure. La base du décompte est l'énergie non produite (Ausfallarbeit), c'est-à-dire la quantité estimée qui aurait été produite sans intervention.

Selon l'interprétation de l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur), pour les installations bénéficiant d'un soutien et en commercialisation directe, c'est pour l'essentiel la prime de marché perdue qui doit être remboursée, et non la pleine valeur applicable. L'exploitant reçoit déjà la valeur de marché de la quantité par le biais de la compensation en termes de bilan. Dans certains cas, le solde peut même aboutir à un paiement de l'exploitant de l'installation au gestionnaire de réseau. Le risque résiduel ne réside donc pas tant dans une perte totale de recettes. Il tient plutôt à des estimations imprécises de l'énergie non produite, à des retards de décompte et de liquidité, à des composantes de recettes situées en dehors de la compensation, et à de futures modifications du droit.

Écrêtement lié au marché et au contrat

Il faut en distinguer l'écrêtement lié au marché. En cas de prix négatifs de l'électricité, une installation peut techniquement injecter, mais il est souvent économiquement judicieux de réduire la production. Aucune compensation du gestionnaire de réseau n'est prévue à cet égard. S'y ajoutent les règles de soutien : selon le § 51 EEG 2023 dans la version applicable depuis le 25 février 2025, la valeur applicable tombe à zéro, pour les nouvelles installations concernées, dès le premier quart d'heure avec un prix spot négatif. Pour les installations plus anciennes s'appliquent, selon la mise en service et la taille, des seuils horaires ou des exceptions. Pour certaines installations, les périodes perdues sont ajoutées à la fin de la période de soutien en vertu du § 51a EEG. Cela reporte des recettes dans le futur, mais ne les remplace pas à valeur équivalente.

Une troisième source tient aux conditions de raccordement et aux conditions contractuelles. Certaines installations ne reçoivent qu'un raccordement au réseau limité, par exemple avec un plafonnement fixe de la puissance injectée ou des limitations flexibles convenues. Le versement éventuel d'une compensation à ce titre dépend de l'accord concerné et de la base juridique, et doit être examiné au cas par cas. Pour la rentabilité, il y a une grande différence entre une installation limitée seulement pendant quelques heures de pointe et une installation limitée régulièrement pendant ses plages horaires les plus productives.

Distinction par rapport aux risques voisins

Le risque d'écrêtement est souvent confondu avec d'autres risques. Le risque de prix concerne le prix auquel l'électricité produite est vendue. Le risque de volume, aussi appelé Volume Risk, décrit la quantité d'électricité qu'une installation produit réellement en raison de la météo, de la disponibilité technique ou de la performance de l'installation. Le risque de raccordement au réseau pose la question de savoir si une installation est raccordée à temps et avec la capacité prévue. Le risque d'écrêtement se situe entre les deux : l'installation est raccordée et pourrait produire, mais une partie de la production possible n'atteint pas le marché ou n'est pas rémunérée.

La valeur de marché est elle aussi une notion voisine, mais distincte. Elle décrit la recette moyenne d'une technologie pendant les heures où elle injecte. Si la valeur de marché du photovoltaïque baisse parce que de nombreuses installations produisent simultanément, il s'agit d'abord d'un effet de prix. Si un écrêtement intervient en outre pendant ces mêmes heures, un effet de volume s'y ajoute. Les deux effets se renforcent souvent mutuellement, mais devraient être calculés séparément dans les analyses. Cela vaut également pour le Profile Risk, qui lui est étroitement lié.

Dans un PPA, c'est la structure contractuelle qui détermine qui supporte le risque. Dans un contrat pay-as-produced, l'acheteur reçoit la quantité effectivement produite. Les quantités écrêtées font alors simplement défaut, et le contrat prévoit si des paiements dits de Deemed Generation, c'est-à-dire des paiements pour des quantités fictivement produites, ou des seuils de prix s'appliquent. Dans les contrats baseload ou à volume fixe, le producteur doit livrer une quantité convenue. Il doit se procurer les quantités manquantes sur le marché, ce qui peut coûter cher lorsque des heures de rareté et l'écrêtement coïncident. En Allemagne, l'écrêtement lié au réseau est certes compensé en termes de bilan. Toutefois, que cette compensation parvienne à l'acheteur du PPA ou reste chez le producteur dépend de l'affectation au périmètre d'équilibre et des clauses contractuelles.

Ordre de grandeur et importance pour les projets

À l'échelle nationale, l'écrêtement n'est pas un phénomène marginal. Selon l'Agence fédérale des réseaux, environ 96 pour cent de la production renouvelable ont pu être acheminés vers les consommateurs finals au troisième trimestre 2025. La compensation financière pour les installations d'énergies renouvelables écrêtées s'est élevée, ce trimestre-là, à environ 127 millions d'euros. L'autorité décrit en outre une situation de congestion modifiée : une forte injection photovoltaïque engendre davantage de flux de charge est-ouest. Ces moyennes masquent de fortes différences régionales. Certaines zones de réseau et certains sites peuvent présenter des taux nettement plus élevés.

Dans les projets éoliens et solaires, la plupart des coûts surviennent avant la mise en service, et les coûts de combustible sont quasi inexistants. La rentabilité dépend donc du nombre de mégawattheures effectivement vendus ou rémunérés sur la durée de vie. Pour les banques et les investisseurs, le risque d'écrêtement influence ainsi la capacité de remboursement de la dette, le rendement des fonds propres et les marges de sécurité. Un site très venteux peut être financièrement moins attractif qu'un site plus faible si des interventions fréquentes y sont à prévoir ou si les règles de compensation ne couvrent pas une partie des pertes. Deux projets écrêtés de manière techniquement similaire peuvent donc être touchés très différemment sur le plan économique, selon l'indemnisation, les clauses contractuelles et la responsabilité d'équilibre (Bilanzkreisverantwortung).

Interprétations erronées fréquentes

« Il y a trop d'électricité » : le plus souvent, il y a, à un moment donné et à un endroit donné, trop d'injection par rapport à la capacité de transport et à la flexibilité disponible. Une congestion dans le nord de l'Allemagne ne signifie pas qu'il n'y a pas de demande dans le sud.
« Tout écrêtement est un gaspillage » : techniquement, de l'énergie reste inutilisée. Sur le plan macroéconomique, un écrêtement limité peut toutefois être moins coûteux qu'un développement du réseau qui n'absorberait entièrement que quelques heures de pointe. Ce qui compte, ce sont les coûts globaux du réseau, du stockage, des charges pilotables, du choix du site et des règles de marché.
« Une indemnisation signifie absence de risque » : la compensation du redispatching ne remplace en principe que le préjudice résultant de la mesure, et non toute valeur de projet attendue. L'écrêtement lié au marché et l'absence de rémunération en cas de prix négatifs restent non indemnisés.
« Plus de puissance signifie plus d'énergie utilisable » : en cas de forte simultanéité, par exemple à midi pour le photovoltaïque ou par vent fort, une puissance installée supplémentaire apporte souvent une énergie commercialisable supplémentaire moins que proportionnelle.

Flexibilité, stockage et choix du site

Le risque d'écrêtement diminue lorsque l'électricité peut être mieux absorbée dans l'espace ou dans le temps. Dans l'espace, cela signifie que les réseaux acheminent l'énergie vers les centres de consommation et que le développement du réseau supprime les congestions structurelles. Dans le temps, cela signifie que des stockages, électrolyseurs, pompes à chaleur, infrastructures de recharge ou procédés industriels absorbent l'électricité pendant les heures de forte injection. Une telle flexibilité accroît la demande précisément au moment où la production serait sinon perdue.

Un stockage par batteries sur un parc solaire aide surtout lorsqu'il dispose de capacité libre pendant les heures critiques, qu'il est raccordé derrière la même congestion et qu'il est exploité de manière à se charger en cas de forte production locale. Si la congestion se situe ailleurs ou si le stockage est déjà plein, il n'a guère d'effet. Dans les décisions de choix de site, outre la vitesse du vent et le rayonnement, la capacité du réseau, la charge locale et les profils d'injection comptent de plus en plus. Celui qui analyse proprement le risque d'écrêtement identifie tôt si un projet pose avant tout un problème de réseau, de prix, de contrat ou de flexibilité. De cela dépend la réponse adaptée : développement du réseau, stockage, autres clauses de PPA, autre site ou demande locale.

Sources

§ 13a EnWG – Erzeugungsanpassung und ihr bilanzieller und finanzieller Ausgleich — Bundesministerium der Justiz / gesetze-im-internet.de; unbekannt (aktuelle Fassung). § 13a Abs. 1a und Abs. 2
Mitteilung Nr. 10 zum Redispatch 2.0 — Bundesnetzagentur, Beschlusskammer 6; unbekannt (ca. 2022). Abschnitt zum finanziellen Ausgleich nach § 13a Abs. 2 EnWG
Umsetzungsfragenkatalog zum Redispatch 2.0 — BDEW; unbekannt. Einleitung
Wird die Vergütung meiner Anlage wegen negativen Preisen reduziert? — Clearingstelle EEG|KWKG; unbekannt (Stand nach 25.02.2025). Häufige Rechtsfrage 264, Abschnitt 1
Volumen und Kosten gestiegen – Netzengpassmanagement Q3/2025 — Bundesnetzagentur (SMARD); unbekannt (zum 3. Quartal 2025). Abschnitte zur erneuerbaren Erzeugung und zum finanziellen Ausgleich

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 18:23