Écrêtement de la production · Glossaire

L’écrêtement désigne la réduction ciblée de la production d’électricité ou de l’injection dans le réseau par rapport à ce qu’une installation pourrait fournir dans les conditions considérées. Le terme décrit d’abord une opération technique, et non sa cause : l’écrêtement peut intervenir sur instruction d’un gestionnaire de réseau, automatiquement en application de prescriptions techniques ou pour des raisons économiques. Dans la gestion allemande des congestions du réseau, il désigne le plus souvent une réduction de l’injection demandée par le gestionnaire de réseau.

Une éolienne peut réduire la quantité d’énergie éolienne qu’elle capte en modifiant l’orientation de ses pales ; une installation solaire limite sa puissance électrique délivrée au moyen de l’onduleur. Une centrale conventionnelle réduit sa production. L’installation ne perd pas pour autant sa puissance installée. C’est sa puissance effective qui est limitée pendant une période déterminée. Production et injection ne sont pas toujours identiques : si l’électricité est autoconsommée ou stockée en aval du point de raccordement au réseau, l’injection peut diminuer sans que la production baisse dans la même proportion.

Puissance, durée et énergie non injectée

La réduction instantanée de puissance s’exprime en kilowatts ou en mégawatts. Pour l’évaluation économique du système électrique, l’énergie non injectée pendant la durée de la mesure compte également ; elle s’exprime par exemple en mégawattheures. Dans le cadre du redispatch, cette grandeur calculée est appelée énergie non injectée. Elle repose sur une comparaison avec l’injection qui aurait été attendue sans intervention et ne correspond donc pas à une quantité d’énergie directement lisible sur le compteur électrique.

Prenons un exemple : si un parc éolien pouvait injecter constamment 150 mégawatts pendant dix minutes, mais que sa puissance est limitée à 50 mégawatts, la réduction est de 100 mégawatts. L’énergie non injectée est égale à 100 mégawatts multipliés par un sixième d’heure, soit environ 16,7 mégawattheures. Sur deux heures, elle serait de 200 mégawattheures. Si la production possible fluctue, la différence doit être calculée en tenant compte de son évolution dans le temps. Multiplier la puissance nominale par la durée de l’écrêtement ne constituerait alors pas une estimation fiable.

Distinguer congestion du réseau et excédent de production

Il y a congestion du réseau lorsqu’un flux électrique prévu dépasserait les limites de sécurité d’exploitation. La cause peut se trouver dans le réseau de transport ou dans le réseau local de distribution. Il ne suffit donc pas qu’une demande suffisante existe quelque part : l’électricité doit pouvoir atteindre les consommateurs par les infrastructures disponibles. L’écrêtement ne soulage une congestion que si la réduction de l’injection au point concerné du réseau diminue effectivement le flux électrique critique ou atténue la situation critique de tension.

Il faut distinguer cette situation d’un excédent temporaire de production possible par rapport à la demande capable de l’absorber, en tenant compte du stockage et des exportations. Dans ce cas aussi, une réduction de puissance peut être nécessaire ou économiquement judicieuse. Une congestion régionale du réseau ne signifie toutefois pas automatiquement qu’il y a trop d’électricité dans l’ensemble du système électrique. À l’inverse, un excédent temporaire peut se produire sans qu’aucune ligne ne soit individuellement surchargée. Les mesures adaptées diffèrent en conséquence.

Pour maintenir la fréquence, la production et la consommation doivent être équilibrées en permanence. Les réserves de réglage servent notamment à cet effet ; une réduction de la production peut faire partie de cet équilibrage. La gestion des congestions et le réglage de la fréquence restent néanmoins des tâches distinctes. Affirmer qu’une installation est écrêtée pour assurer la stabilité du réseau est donc peu explicite sans indication plus précise du motif.

Distinction entre redispatch, arrêt et réaction au marché

Le redispatch désigne l’adaptation de l’utilisation des installations pour des raisons liées au réseau, et pas uniquement sa réduction. En général, l’injection est diminuée à un endroit où cette mesure agit sur la congestion et augmentée ailleurs. Les installations de stockage d’électricité peuvent également être sollicitées. L’écrêtement correspond alors à la mesure de réduction. Depuis le 1er octobre 2021, les installations d’énergie renouvelable et de cogénération sont également intégrées en Allemagne au système dit Redispatch 2.0 ; l’ancienne gestion des injections n’est donc pas une désignation générale appropriée pour la procédure actuelle.

L’écrêtement peut aller jusqu’à zéro. Une limitation totale de l’injection ne signifie toutefois pas nécessairement que l’installation est déconnectée électriquement du réseau ou qu’elle est à l’arrêt en raison d’une défaillance. À l’inverse, tout arrêt n’est pas un écrêtement : l’absence de vent, l’obscurité, la maintenance et les incidents techniques réduisent la production disponible sans que les possibilités de production existantes soient ciblées par une limitation.

La cause initiale doit également être clairement indiquée. Si un exploitant réduit volontairement sa production en raison de prix de marché défavorables, il ne s’agit pas d’un redispatch demandé par un gestionnaire de réseau. Dans un sens plus large, on parle néanmoins d’écrêtement économique. Cette distinction est particulièrement importante en cas de prix négatifs de l’électricité : un signal de prix et une contrainte concrète du réseau peuvent coexister, mais pas nécessairement. Les statistiques internationales peuvent inclure les réactions volontaires au marché et ne sont donc pas directement comparables aux données allemandes de redispatch.

Pourquoi l’électricité éolienne et solaire retient particulièrement l’attention

Les installations éoliennes et solaires exploitent des sources d’énergie dépendantes de la météo et n’ont pas besoin de combustible pour produire davantage d’électricité. Une heure de vent ou d’ensoleillement non exploitée aujourd’hui ne peut pas être rattrapée plus tard. Cela rend leur écrêtement particulièrement visible. Il n’en découle toutefois pas automatiquement qu’un nombre excessif d’installations renouvelables a été construit : l’élément décisif est la cohérence entre production, transport, demande et possibilités de décalage dans le temps.

Pour l’Allemagne, la Bundesnetzagentur indique pour 2025 une réduction de l’injection d’électricité renouvelable liée au réseau de 9 379 gigawattheures, soit environ 9,38 térawattheures. La part publiée de la production d’électricité renouvelable correspondante est de 3,5 %. Environ 35 % de ce volume de redispatch ont été causés par des congestions dans le réseau de distribution. Ces valeurs annuelles ne couvrent pas toutes les limitations de production motivées par des raisons économiques ou techniques.

Une moyenne nationale renseigne par ailleurs peu sur le risque auquel est exposée une installation donnée. Deux parcs éoliens utilisant la même technologie peuvent être touchés très différemment parce qu’ils sont raccordés à des nœuds différents du réseau. Pour une évaluation pertinente, il faut donc connaître, outre la quantité d’énergie, la période, la région, la technologie de l’installation, le motif et une grandeur de référence clairement définie. Le volume total de redispatch ne doit pas être assimilé à l’électricité renouvelable écrêtée : il peut également comprendre des réductions de production conventionnelle et des augmentations de production.

Droit et compensation financière en Allemagne

Selon le § 13a de l’EnWG, l’obligation d’adaptation concerne en principe les installations de production et de stockage d’une puissance nominale d’au moins 100 kilowatts ainsi que les installations plus petites qu’un gestionnaire de réseau peut commander à distance à tout moment. L’application aux gestionnaires de réseaux de distribution est complétée par le § 14 de l’EnWG. Cette analyse concerne l’Allemagne, dans l’état du droit au 11 novembre 2026. Elle ne signifie pas que chaque petite installation solaire participe automatiquement à la même procédure.

Pour les mesures prises en vertu du § 13a, la loi prévoit une compensation financière appropriée. Compte tenu de la compensation d’équilibrage, l’exploitant ne doit en principe être ni avantagé ni désavantagé économiquement par rapport à la situation sans mesure. Pour la production renouvelable et la cogénération, les recettes perdues et les dépenses supplémentaires sont notamment pertinentes ; les dépenses évitées doivent être prises en compte. Il n’en découle aucun droit général à indemnisation pour toute limitation d’injection volontaire, technique ou convenue contractuellement.

La compensation financière et la compensation d’équilibrage sont deux choses distinctes : la première concerne les désavantages économiques, la seconde l’imputation de la quantité d’électricité manquante dans le système électrique. Des règles transitoires et de mise en œuvre particulières s’appliquent aux réseaux de distribution. Le volume écrêté, le versement compensatoire et le coût total de la gestion des congestions doivent donc être examinés séparément. Ce dernier comprend par exemple aussi les coûts des centrales mobilisées en supplément et ne constitue pas le prix direct du kilowattheure renouvelable perdu.

La flexibilité n’aide qu’au bon endroit et au bon moment

Une plus grande flexibilité peut réduire l’écrêtement : les installations de stockage absorbent temporairement de l’énergie ; les consommateurs dont la demande est déplaçable adaptent leur soutirage d’électricité. On peut notamment envisager la recharge de véhicules électriques, la production de chaleur avec stockage thermique, l’électrolyse ou des procédés industriels adaptés. Des capacités de transport supplémentaires et une meilleure utilisation des réseaux existants peuvent également aider. Aucune de ces options n’est toutefois une solution universelle indépendamment du lieu, du mode d’exploitation et des coûts.

On peut l’expliquer à l’aide d’une ligne simplifiée reliant une région de production à une région de consommation. Si une batterie située du côté de la production se charge pendant un excédent, moins d’électricité doit circuler sur la ligne sollicitée. Si, en revanche, elle se charge du côté de la consommation et augmente ainsi le besoin de transport sur cette même ligne, elle peut aggraver la congestion. Ce qui importe n’est donc pas seulement la présence d’un stockage quelque part, mais la manière dont son fonctionnement modifie le flux électrique concerné.

De même, un prix bas sur le marché de gros ne garantit pas automatiquement un comportement favorable au réseau. Au sein d’une zone de prix unique, le signal de marché ne reflète pas directement les congestions locales individuelles. Un consommateur techniquement capable de déplacer sa demande a donc besoin d’incitations économiques adaptées et, le cas échéant, d’un pilotage tenant compte du réseau. La question à poser est la suivante : la demande supplémentaire peut-elle absorber précisément la production qui serait autrement écrêtée, ou crée-t-elle de nouvelles contraintes ailleurs ?

Éviter l’écrêtement n’est pas toujours rentable

Un écrêtement limité peut être économiquement plus judicieux que des infrastructures nécessaires uniquement pour de rares pointes de production. L’objectif n’est donc pas nécessairement de supprimer tout écrêtement. Il faut comparer les coûts de lignes supplémentaires, du stockage ou du déplacement de la consommation avec les bénéfices de l’énergie supplémentaire ainsi utilisable. Des interventions fréquentes et importantes peuvent en revanche révéler des réseaux insuffisants, un manque de flexibilité ou des règles de marché inadaptées.

L’écrêtement est donc à la fois un instrument d’exploitation et un indicateur de diagnostic. Une augmentation de son volume ne prouve à elle seule ni l’échec des énergies renouvelables ni l’absence de rentabilité du développement des réseaux. Elle ne devient significative qu’au regard de ses causes, de ses coûts et des solutions de remplacement réalistes. La question centrale est la suivante : quelle combinaison de production, de réseaux, de stockage et de consommation permet d’assurer un approvisionnement sûr au coût total le plus bas possible ?

Sources

Wind and Solar Energy Curtailment — IEA Wind TCP, Task 25; 2025-02. Seite 1: Gründe, Flexibilitätsoptionen und wirtschaftliche Einordnung; Seite 2: Evaluation and comparison of curtailment sowie statistischer Abgrenzungshinweis
BK6-20-059, Beschluss vom 6. November 2020 — Bundesnetzagentur; 2020-11-06. Seite 28, Abschnitt 3.2.1.3 Berechnung der Ausfallarbeit, Abbildung 1
§ 13a EnWG – Erzeugungsanpassung und ihr bilanzieller und finanzieller Ausgleich — Bundesministerium der Justiz und Bundesamt für Justiz; unbekannt. Absatz 1: erfasste Anlagen; Absatz 1a: bilanzieller Ausgleich; Absatz 2: finanzieller Ausgleich
Redispatchkosten — Bundesnetzagentur; unbekannt. Abschnitte Redispatch 2.0, Bilanzieller Ausgleich und Finanzieller Ausgleich
Netzengpassmanagement im Q4 und Gesamtjahr 2025: Maßnahmenvolumen im Gesamtjahr stabil — Bundesnetzagentur, SMARD; 2026-03-30. Abschnitte zum Gesamtjahr 2025, insbesondere erneuerbare Reduzierungen, Engpassursachen und Ausgleichsmaßnahmen

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Edited by eCMS on 11.11.2026 06:14