Curtailment (réduction de la production) · Glossaire

Le curtailment désigne la réduction ou l'arrêt volontaire de la production d'électricité alors qu'une installation pourrait techniquement en produire davantage. Au niveau international, le terme est surtout utilisé pour les installations éoliennes et solaires. Il ne s'agit ni d'une panne technique, ni d'une maintenance, ni d'une production faible due aux conditions météorologiques. Il s'agit d'une limitation délibérée de l'injection pour des raisons liées au réseau, au marché ou à l'exploitation.

Le curtailment est le plus souvent mesuré comme une quantité d'énergie en kilowattheures, mégawattheures ou gigawattheures. Cette quantité indique combien d'électricité supplémentaire aurait pu être produite en fonctionnement non bridé. Comme cette quantité n'est pas mesurée mais doit être estimée à partir de données météorologiques et de données d'installation, elle dépend de la méthode de calcul retenue. Dans le régime allemand du redispatch, cette quantité non produite s'appelle énergie non produite (Ausfallarbeit). On indique souvent en outre un taux de curtailment, c'est-à-dire la part de la production réduite par rapport à la production possible. Sur le plan économique, il importe également de savoir quels revenus ont été perdus et si quelqu'un verse une compensation à ce titre.

Le curtailment doit être distingué de la puissance installée. Une éolienne de cinq mégawatts de puissance nominale peut être temporairement limitée à trois mégawatts, à un mégawatt ou à zéro. La puissance installée décrit ce que l'installation peut produire techniquement. Le curtailment décrit dans quelle mesure cette possibilité est restreinte en exploitation réelle. Une capacité élevée dit donc à elle seule peu de choses sur la quantité d'énergie effectivement utilisable à un moment donné en un point donné du réseau.

Distinction avec la réduction de production (Abregelung), le redispatch et la gestion de l'injection (Einspeisemanagement)

En allemand, le curtailment correspond largement à l'Abregelung (réduction de production). Le terme anglais apparaît plus fréquemment dans les contrats internationaux, les analyses de marché et les financements de projets. Il y revêt souvent une signification contractuelle, car les Power Purchase Agreements et les modèles de financement définissent expressément ce qui constitue un curtailment et qui en supporte les conséquences.

Le redispatch est la notion plus large. Il désigne l'adaptation du fonctionnement des centrales en raison de contraintes de réseau : en amont d'une congestion, la production est réduite, en aval de la congestion, elle est augmentée. Le curtailment décrit en revanche le plus souvent uniquement la réduction pour une installation donnée, sans prendre en compte la mesure de remplacement. Dans la pratique, les deux opérations sont liées. Lorsque, par exemple, des parcs éoliens du nord sont bridés, des centrales conventionnelles du sud doivent souvent produire davantage.

Correction par rapport à des présentations plus anciennes : en Allemagne, la réduction de production pour raisons de réseau des installations d'énergies renouvelables et de cogénération (KWK) était réglée, jusqu'à fin septembre 2021, comme gestion de l'injection (Einspeisemanagement) au titre de l'EEG. Depuis le 1er octobre 2021, c'est le régime unifié du redispatch 2.0 selon les §§ 13, 13a et 14 EnWG qui s'applique. Cette réorganisation découle de la loi de 2019 visant à accélérer l'extension des lignes électriques. Selon le § 13a, alinéa 1, EnWG, les exploitants d'installations de production et de stockage à partir de 100 kilowatts de puissance nominale, ainsi que d'installations télécommandables à tout moment, doivent adapter leur injection à la demande du gestionnaire de réseau ou tolérer cette adaptation. Il convient à cet égard de respecter le droit de l'UE, selon lequel la production renouvelable doit en principe être réduite en dernier rang.

Curtailment lié au réseau

Le curtailment lié au réseau survient lorsque l'électricité est produite à un endroit où le réseau ne peut pas l'absorber ou l'évacuer entièrement. Les lignes, transformateurs, postes de transformation, points de raccordement au réseau ou limites de sécurité d'exploitation peuvent constituer des facteurs limitants. Une congestion de réseau (Netzengpass) ne signifie pas qu'il y a trop d'électricité dans l'ensemble du système. Il s'agit d'abord d'une limite spatiale : dans une région, il est produit plus que ce qui peut être acheminé en toute sécurité, tandis qu'ailleurs de la production reste nécessaire. Qualifier globalement de tels cas d'excédent d'électricité revient à négliger que le nœud de réseau, le niveau de tension et le moment sont déterminants.

Selon le § 13a, alinéa 2, EnWG, l'exploitant de l'installation reçoit, pour une telle mesure, une compensation financière appropriée. Elle est appropriée lorsque l'exploitant n'est économiquement ni mieux ni moins bien placé que sans la mesure. Pour les installations EE et KWK, la compensation comprend les recettes perdues, majorées des dépenses supplémentaires. Les dépenses économisées doivent être remboursées par l'exploitant. En outre, la quantité réduite est compensée comptablement au profit du périmètre d'équilibre (Bilanzkreis). Ces paiements sont souvent appelés indemnisation de la réduction de production (Abregelungsentschädigung). Avec le § 13k EnWG (« Nutzen statt Abregeln », utiliser plutôt que réduire), il existe désormais aussi une disposition selon laquelle l'électricité qui serait autrement réduite doit, dans certains cas, être utilisée.

Sur l'ordre de grandeur en Allemagne : selon le gouvernement fédéral, l'ensemble de la gestion des congestions de réseau a coûté environ 3,1 milliards d'euros en 2025. Sur ce montant, 435 millions d'euros correspondaient à la compensation financière pour les installations d'énergies renouvelables réduites. En 2024, ce chiffre était de 554 millions d'euros. La plus grande partie des coûts provient du redispatch avec des centrales conventionnelles, de la réserve de réseau et du countertrading. Les coûts totaux de la gestion des congestions ne doivent donc pas être assimilés aux coûts de la réduction de production.

Le curtailment lié au réseau peut être réduit par l'extension du réseau (Netzausbau), mais pas uniquement par celle-ci. Le stockage, les consommateurs flexibles, les électrolyseurs implantés régionalement, de meilleures prévisions, une conduite dynamique du réseau et des règles de raccordement adaptées peuvent également aider. La mesure pertinente dépend de la fréquence de la congestion, de la quantité d'énergie concernée, du coût d'un renforcement du réseau et de la fiabilité de la disponibilité des alternatives flexibles.

Curtailment lié au marché et lié au système

Il y a curtailment lié au marché lorsqu'une installation pourrait injecter, mais que cela n'est pas rentable sur le plan économique. C'est typique en cas de prix négatifs de l'électricité. Ceux-ci apparaissent lorsque l'offre dépasse la demande et que certaines installations continuent néanmoins à fonctionner, par exemple en raison de puissances minimales techniques, d'obligations de fourniture de chaleur ou de rémunérations fixes. Pour les négociants directs, il est alors souvent plus avantageux de réduire la production. Contrairement au redispatch, il n'existe en principe aucune compensation de la part du gestionnaire de réseau.

En Allemagne, le § 51 EEG 2023 renforce cette incitation. En cas de prix négatifs sur le marché spot, la valeur à appliquer (anzulegender Wert), c'est-à-dire la base du soutien, tombe à zéro. Le seuil applicable dépend de la date de mise en service ou de l'attribution. Pour les installations relevant de l'EEG 2023 mises en service avant le 25 février 2025, le soutien ne disparaissait d'abord qu'après plusieurs heures négatives consécutives. Ce nombre diminue par paliers : en 2026, il est d'au moins deux heures, à partir de 2027 d'au moins une heure. Depuis la nouvelle réglementation du 25 février 2025, le soutien disparaît pour les nouvelles installations pour toute période de prix négatif. Selon le § 51a EEG, la période de soutien peut être prolongée en conséquence, pour les installations solaires seulement proportionnellement. Des règles transitoires et dérogatoires s'appliquent aux installations anciennes et aux petites installations.

Le curtailment lié au système concerne les situations dans lesquelles l'exploitation sûre de l'ensemble du système électrique exige une réduction. La production et la consommation doivent être à tout moment en équilibre. La fréquence, la tension et les exigences de réserve doivent être respectées. Si la demande flexible, le stockage ou la production pilotable ne réagissent pas suffisamment, la réduction de l'injection renouvelable est une mesure disponible à court terme.

Ces causes ne doivent pas être confondues. Le curtailment lié au réseau renvoie à un manque de capacité de transport et de raccordement, celui lié au marché aux prix, aux revenus et aux règles de soutien, celui lié au système à la sécurité d'exploitation. Une même installation peut être bridée à différentes heures pour des raisons différentes. Des conclusions fiables pour la planification du réseau ou la conception du marché ne sont possibles que si les causes sont enregistrées séparément.

Importance économique dans les PPA et les financements de projets

Dans un Power Purchase Agreement, le curtailment est une notion centrale de risque. Le contrat doit déterminer si l'acheteur paie malgré la réduction (souvent appelée Deemed Generation), si l'exploitant supporte le risque de volume et comment les indemnisations du gestionnaire de réseau sont imputées. Le curtailment lié au réseau et celui lié au marché sont habituellement traités différemment, car des droits légaux à compensation ne peuvent exister que dans le cas lié au réseau.

Les banques et les investisseurs évaluent donc non seulement la production annuelle attendue, mais aussi la probabilité qu'une partie de celle-ci ne puisse être ni commercialisée ni rémunérée. Un parc éolien situé en un point de réseau très venté mais faiblement raccordé peut être économiquement moins attrayant qu'un site avec un vent un peu plus faible et un raccordement au réseau plus fiable. Pour la conduite d'exploitation, les contrats de maintenance et les garanties de disponibilité, il faut distinguer l'indisponibilité technique, la sous-production due à la météo et le curtailment. Une installation bridée sur instruction était techniquement disponible. Elle ne pouvait ou ne devait simplement pas injecter.

Malentendus courants

Le curtailment prouverait que la production renouvelable supplémentaire est inutile : tout système électrique connaît des congestions et, par moments, des capacités inutilisées. Les centrales conventionnelles ne fonctionnent pas non plus en permanence à pleine puissance. Ce qui est déterminant, ce sont la fréquence, le lieu, la cause et les coûts. Des quantités modérées peuvent être moins coûteuses que d'étendre le réseau pour chaque pic de production rare.
L'électricité réduite serait un excédent gratuit : l'électricité réduite n'a jamais été produite et ne peut pas être utilisée après coup. Elle ne devient utilisable que si des stockages, des électrolyseurs, des pompes à chaleur ou d'autres consommateurs flexibles sont disponibles au bon endroit, au bon moment et avec une puissance de raccordement suffisante.
Le curtailment serait toujours une erreur de planification : une certaine part peut être économiquement pertinente. Le curtailment ne devient un problème que lorsque des quantités durablement élevées sont concernées, que les signaux d'investissement sont faussés ou que les coûts sont répartis de manière non transparente.
Les coûts de la gestion des congestions de réseau seraient les coûts de la réduction de production : la compensation pour les installations EE réduites n'en est qu'une partie. En Allemagne, elle représentait en 2025 environ 435 millions d'euros sur environ 3,1 milliards d'euros.

Ce que le curtailment révèle du système électrique

Le curtailment montre que la production renouvelable ne peut pas être décrite uniquement par la puissance installée et la production annuelle. Son effet dans le système dépend de la capacité de la consommation, de la capacité du réseau, du stockage et des règles de marché à absorber l'injection dépendante de la météo. Avec la hausse des parts d'énergies renouvelables, la flexibilité passe donc au premier plan : les charges peuvent être décalées, l'énergie stockée, les congestions éliminées par l'extension du réseau et les signaux de prix conçus de manière que les installations flexibles réagissent. Que la limitation provienne du réseau, du marché ou de l'exploitation sûre détermine quelle contre-mesure convient. Utilisé correctement, le curtailment ne mesure pas la valeur des énergies renouvelables, mais leur degré d'intégration dans le réseau, le marché et l'exploitation.

Sources

§ 13a EnWG – Erzeugungsanpassung und ihr bilanzieller und finanzieller Ausgleich — dejure.org (Gesetzestext EnWG); Fassung in Kraft seit 23.12.2025. § 13a Abs. 1, 1a, 2 EnWG; Änderungsübersicht (Inkrafttreten 01.10.2021); Normenliste § 13k
Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (EEG 2023) — Bundesministerium der Justiz / gesetze-im-internet.de; unbekannt (konsolidierte Fassung). § 51 und § 51a EEG 2023
Antwort der Bundesregierung, Drucksache 21/7804 (Kosten des Netzengpassmanagements) — Deutscher Bundestag; 31.08.2026. Antwort zu Fragen 1a bis 2, Kostentabelle
Kosten für das Netzengpassmanagement 2024 und 2025 (hib-Kurzmeldung) — Deutscher Bundestag, heute im bundestag; unbekannt (ca. September 2026). Kurzmeldung, Kostenaufschlüsselung
Haufe: Erneuerbare-Energien-Gesetz § 51 Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen — Haufe (Normtext EEG); unbekannt. § 51 Abs. 1 (Fassung EEG 2023 vor 25.02.2025)

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Edited by eCMS on 11.11.2026 18:22