Dunkelflaute, conséquences opérationnelles · Glossaire

Une Dunkelflaute est une situation météorologique dans laquelle les éoliennes et les installations photovoltaïques n'injectent que peu d'électricité pendant une période prolongée. La conséquence opérationnelle décrit ce qui en découle pour l'exploitation courante, la planification de l'appel des moyens de production et la sécurisation du système électrique. Il ne s'agit donc pas seulement de l'absence de soleil et de vent, mais de savoir quelles autres ressources peuvent remplacer l'injection manquante, quand elles sont disponibles et si elles agissent au bon endroit du réseau. Il n'existe pas de définition généralement contraignante avec des seuils fixes pour la durée ou la part d'injection. La Bundesnetzagentur décrit la Dunkelflaute comme une situation météorologique persistante avec peu de lumière solaire et peu de vent.

La grandeur centrale est la charge résiduelle. Il s'agit de la demande d'électricité diminuée de l'injection issue des énergies renouvelables dépendantes de la météo. Lorsque l'injection éolienne et photovoltaïque chute alors que la demande reste stable ou augmente, la charge résiduelle croît. Elle doit alors être couverte par des centrales pilotables, des stockages, une demande flexible, des importations ou d'autres contributions fiables. Pour l'exploitation, ce qui compte n'est pas seulement la quantité d'énergie en kilowattheures ou en térawattheures, mais aussi la puissance requise en kilowatts, mégawatts ou gigawatts. Une courte Dunkelflaute peut concerner peu d'énergie au total tout en exigeant une puissance très élevée pendant certaines heures de la soirée. Inversement, une longue phase de sous-couverture modérée peut exiger de grandes quantités d'énergie provenant de stockages ou de combustibles. Une comparaison parlante : la puissance correspond au diamètre d'un robinet, l'énergie à la quantité d'eau dans le réservoir. Pour une Dunkelflaute, il faut les deux en quantité suffisante.

Distinction par rapport à la pénurie d'électricité et au déficit d'approvisionnement

Une Dunkelflaute n'entraîne pas automatiquement une panne de courant. Elle décrit d'abord seulement la quantité d'électricité éolienne et solaire produite. La question de savoir si un problème d'approvisionnement en résulte dépend des moyens d'équilibrage disponibles. C'est ce que montrent les Dunkelflauten du 5 au 7 novembre et du 11 au 12 décembre 2024 en Allemagne. Les prix de gros ont temporairement dépassé 300 euros par mégawattheure, avec des pointes au-delà de 900 euros. La moyenne annuelle 2024 s'établissait à environ 79 euros. Selon l'analyse de la Bundesnetzagentur et du Bundeskartellamt, les centrales pilotables étaient largement en service. Durant les heures les plus chères, la Bundesnetzagentur estimait qu'il restait encore environ 4,5 et 3,4 gigawatts de capacité de marché, ainsi qu'environ 12 à 13 gigawatts de réserves et d'énergie de réglage. L'approvisionnement était assuré à tout moment. La Dunkelflaute s'est donc manifestée avant tout par le prix, et non par une interruption de l'approvisionnement.

On ne parle de pénurie d'électricité que lorsque la demande ne peut pas être entièrement couverte, ou seulement par des interventions en dehors du fonctionnement normal du marché. Un déficit d'approvisionnement, en revanche, est un constat de planification : sous certaines hypothèses, les capacités ou les réserves ne suffisent pas. La Dunkelflaute elle-même est une situation météorologique et d'injection, réelle ou modélisée. Dans les analyses d'adéquation des capacités, les Dunkelflauten servent de cas de stress. Elles montrent quelles ressources doivent être disponibles pendant des heures défavorables ou sur une période plus longue.

Le terme est souvent confondu avec de faibles rendements annuels des énergies renouvelables, ce qui conduit à de fausses conclusions. Une année peut avoir en moyenne de bons rendements éoliens et solaires et contenir pourtant plusieurs Dunkelflauten critiques. Pour la sécurité d'exploitation, ce sont les heures et les jours où une forte demande coïncide avec une faible injection renouvelable qui comptent. Les bilans annuels masquent cette structure temporelle.

Durée, saison et profil de charge

L'ampleur de la contrainte qu'une Dunkelflaute impose à l'exploitation dépend avant tout de sa durée. Quelques heures avec peu de vent et de soleil peuvent être compensées par des batteries, des stations de transfert d'énergie par pompage, des importations à court terme, des charges industrielles flexibles ou des centrales pilotables. Si la situation dure plusieurs jours, le tableau change : les niveaux des stockages baissent, la disponibilité des combustibles et des centrales devient plus importante, et le marché doit couvrir pendant longtemps des charges résiduelles élevées. Lors de phases d'une ou plusieurs semaines, ce sont surtout les stockages de longue durée, les centrales compatibles avec l'hydrogène, le biogaz, la puissance thermique garantie, le report de charge et la compensation à l'échelle européenne qui entrent en jeu.

La saison joue aussi un rôle. Les Dunkelflauten hivernales sont particulièrement exigeantes, car le photovoltaïque ne fournit de toute façon que peu en raison des journées courtes et du soleil bas, et la demande d'électricité est souvent plus élevée. Les cas de 2024 se situaient en novembre et en décembre. Avec l'électrification croissante du chauffage et des transports, cette relation peut se renforcer. Par temps froid, les pompes à chaleur augmentent la demande d'électricité si elles ne sont pas exploitées de manière flexible grâce à l'inertie du bâtiment, à des accumulateurs de chaleur ou à des tarifs adaptés. Les véhicules électriques génèrent une charge supplémentaire, mais leur recharge peut en partie être décalée dans le temps.

Une Dunkelflaute est donc aussi une question de profil de charge. Deux jours avec la même quantité d'électricité peuvent être très différents sur le plan opérationnel : par exemple lorsque la demande atteint son pic en début de soirée ou lorsque des charges industrielles peuvent être décalées. Les heures les plus chères de 2024 se situaient chaque fois entre 17 h et 18 h. Dans de telles situations, la flexibilité ne vaut que ce qu'elle peut concrètement apporter : réduire la consommation, augmenter la production ou fournir de l'énergie stockée précisément pendant les heures de tension.

Marché, services système et réserves

En fonctionnement normal, les producteurs, les stockages et les consommateurs réagissent d'abord via le marché. Les marchés day-ahead et infrajournalier reflètent les attentes concernant la demande, le vent, le soleil, la disponibilité des centrales et les capacités d'interconnexion. Une Dunkelflaute est généralement prévisible quelques jours à l'avance. Les prix augmentent alors typiquement pendant les heures à forte charge résiduelle, ce qui donne de la valeur à la demande flexible, à la décharge des stockages et à la production pilotable. Mais un prix ne crée pas de disponibilité physique si des installations manquent, si les combustibles ne sont pas disponibles ou si des congestions du réseau limitent le transport.

Pour les gestionnaires de réseau de transport, c'est l'équilibre physique en temps réel qui compte : production et consommation doivent coïncider à tout instant. Il convient ici de bien distinguer les outils. L'énergie de réglage compense des écarts imprévus de court terme, par exemple des erreurs de prévision ou des défaillances de centrales. Elle n'est pas destinée à couvrir un déficit prévisible de plusieurs jours. Le redispatching résout les congestions du réseau en réduisant la production de centrales dans une région et en l'augmentant dans une autre. Il ne remplace pas une production manquante à l'échelle du système global. C'est pourquoi la Bundesnetzagentur présente l'énergie de réglage et les réserves comme un tampon de sécurité supplémentaire en plus de la capacité de marché.

En Allemagne, la loi sur l'industrie énergétique (Energiewirtschaftsgesetz) prévoit notamment deux réserves aux finalités différentes. Quiconque parle de Dunkelflauten ne devrait pas les confondre :

Réserve de réseau selon le § 13d EnWG : les gestionnaires de réseau de transport maintiennent des installations disponibles, surtout pour gérer les congestions du réseau, maintenir la tension et garantir une éventuelle remise en service de l'approvisionnement. La réserve de réseau a donc avant tout une fonction spatiale, liée au réseau.
Réserve de capacité selon le § 13e EnWG : une réserve stratégique en dehors des marchés de l'électricité. Elle compense les déficits du bilan de puissance lorsque l'offre et la demande ne sont pas entièrement équilibrées sur les marchés de l'électricité. Les installations n'injectent que sur demande des gestionnaires de réseau de transport et ne peuvent pas commercialiser leur puissance sur le marché. La loi prévoit 2 gigawatts, sous réserve d'un ajustement après examen périodique. Une réduction de soutirage d'électricité peut également être considérée comme puissance de réserve.

Les centrales de réserve sont autre chose que des centrales en fonctionnement courant. Une installation peut fonctionner rarement et être pourtant importante pour la sécurité d'approvisionnement si elle fournit une puissance garantie pendant les heures de tension. Il en résulte un problème économique : le marché de l'énergie rémunère surtout l'énergie produite et la rareté à court terme, alors que le maintien de capacités rarement utilisées engendre des coûts fixes propres. De là viennent les débats sur les marchés de capacité, les réserves stratégiques, les nouvelles centrales compatibles avec l'hydrogène, la stratégie pour les centrales (Kraftwerksstrategie) et la question de savoir qui supporte les coûts de la sécurisation. Après les événements de 2024, la Bundesnetzagentur juge urgentes des mesures légales pour la construction de capacités pilotables. Elle voit en outre un besoin de davantage de flexibilité côté offre et demande, par exemple par un fonctionnement plus flexible des installations de biomasse.

Malentendus typiques

Un malentendu répandu consiste à croire qu'une forte puissance installée éolienne et photovoltaïque remplace la même quantité de puissance garantie. La puissance installée décrit seulement l'injection maximale possible par temps favorable. Elle dit peu de choses sur ce qui est réellement disponible lors d'une situation anticyclonique hivernale avec brouillard et absence de vent. Pour la sécurisation, c'est la contribution fiable pendant les heures critiques qui compte, et non la puissance nominale sur le papier.

Il est tout aussi grossier de traiter les importations de manière générale comme une solution sûre ou comme une solution peu fiable. Les marchés européens de l'électricité aident à compenser les différences météorologiques régionales. Les couplages de réseaux, les parcs de production différents et les divers profils de charge élargissent les possibilités d'équilibrage. Toutefois, des situations météorologiques de grande ampleur peuvent toucher plusieurs pays simultanément. Les pays voisins se disputent alors des ressources similaires, et les capacités de ligne disponibles ne sont pas garanties. Les importations sont un élément important, mais ne remplacent pas une sécurisation propre ou garantie par contrat.

Les stockages sont eux aussi souvent mal situés. Les batteries fournissent de la puissance très rapidement et sont précieuses pour les pointes de prix et les exigences du réseau. Leur point fort se situe généralement à l'échelle de quelques heures. Une Dunkelflaute de plusieurs jours exige de grandes quantités d'énergie ou la possibilité de recharger entre-temps. Les stations de transfert d'énergie par pompage, les accumulateurs de chaleur, les stockages d'hydrogène et d'autres stockages de longue durée remplissent d'autres fonctions que les batteries domestiques ou les batteries de réseau. Qui ne considère que la puissance d'un stockage en néglige l'autonomie. Qui ne considère que la capacité de stockage en néglige la puissance maximale délivrable pendant les heures critiques.

Il est également faux d'assimiler les Dunkelflauten à un échec des énergies renouvelables. Le développement d'une production dépendante de la météo modifie plutôt la nature de la sécurisation. Autrefois, un système électrique devait surtout maîtriser les défaillances de centrales, les risques liés aux combustibles, les pointes de charge et les perturbations du réseau. Avec de fortes parts d'éolien et de photovoltaïque s'ajoute le fait que leur injection fluctue de manière corrélée dans le temps. La planification n'en devient pas superflue, mais doit devenir plus précise : adéquation des capacités, développement du réseau, stratégie de stockage, pilotage de la charge et coordination européenne doivent se référer aux mêmes situations de tension.

Coûts et responsabilités

La sécurisation contre les Dunkelflauten coûte de l'argent. Des coûts surviennent non seulement pour les kilowattheures produits, mais aussi pour le maintien en disponibilité, la capacité de démarrage, la logistique des combustibles, les interventions sur le réseau, les contrats de réserve, les pertes de stockage et la couverture d'heures extrêmes rares. Un système électrique avec de très faibles coûts variables issus de l'éolien et du photovoltaïque peut néanmoins comporter des coûts fixes considérables pour la puissance garantie. Ces coûts ne disparaissent pas lorsqu'ils sont absents du prix de gros. Ils apparaissent alors ailleurs, par exemple dans des prélèvements, des paiements de capacité ou des mécanismes de financement publics. La réserve de capacité en est un exemple : ses exploitants reçoivent une rémunération annuelle, et les gestionnaires de réseau de transport peuvent répercuter les coûts, déduction faite des recettes, via les tarifs d'utilisation du réseau.

La responsabilité se répartit sur plusieurs niveaux. Les exploitants d'installations décident des investissements et de l'appel selon les règles du marché. Les gestionnaires de réseau assurent l'exploitation courante et doivent maîtriser les congestions et les écarts d'équilibre. Les autorités de régulation et le législateur déterminent quelles réserves sont acquises, quelles incitations de marché s'appliquent et comment les coûts sont répartis. Les communes, l'industrie et les ménages influencent le côté de la demande via les pompes à chaleur, l'infrastructure de recharge, l'autoconsommation, les stockages et le pilotage de la charge. Les conflits surgissent là où les possibilités techniques, les règles du marché et les compétences politiques divergent.

Utiliser le terme Dunkelflaute avec précision permet de rendre visible quelle sécurisation est nécessaire face à une charge résiduelle élevée. Quelle technique remplit cette tâche au moindre coût, le terme à lui seul n'y répond pas. Pour cela, il faut considérer ensemble la durée, la fréquence, la simultanéité avec les pays voisins, les restrictions du réseau, l'autonomie des stockages, la disponibilité des combustibles et la flexibilité de la demande. La conséquence opérationnelle consiste à fournir de la puissance et de l'énergie au bon moment et au bon endroit. Les quantités annuelles moyennes ne suffisent pas comme étalon pour cela.

Sources

Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt veröffentlichen Untersuchung zu Strompreisspitzen während Dunkelflauten 2024 — Bundesnetzagentur; 2025-10-21. Pressemitteilung, Abschnitte Einleitung, Ergebnisse der Bundesnetzagentur, Hintergrund
§ 13e EnWG Kapazitätsreserve — Bundesministerium der Justiz / Bundesamt für Justiz (gesetze-im-internet.de); unbekannt (abgerufen 2026-11-11). § 13e Abs. 1 bis 5 EnWG
§ 13d EnWG Netzreserve — Bundesministerium der Justiz / Bundesamt für Justiz (gesetze-im-internet.de); unbekannt (abgerufen 2026-11-11). § 13d Abs. 1 EnWG (laut Suchergebnis-Auszug)

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:42