Risque d'écrêtement · Glossaire

Le risque d'écrêtement désigne le risque qu'une installation de production d'électricité opérationnelle doive temporairement réduire l'injection qu'elle pourrait réaliser dans les conditions données. Au sens strict, il s'agit d'interventions liées au réseau et de limitations côté raccordement. Dans l'usage économique plus large, les arrêts motivés par le marché sont également inclus. Pour une évaluation fiable, ces causes doivent rester distinctes : elles diffèrent en matière de responsabilité, de prévision et de traitement financier.

L'écrêtement est l'opération effective ; le risque d'écrêtement décrit l'incertitude quant à la fréquence, à la durée, à l'ampleur et aux conséquences de telles opérations. Il concerne en particulier les installations éoliennes et photovoltaïques, sans s'y limiter. La distinction entre effet physique et effet économique est déterminante : une quantité d'électricité non injectée n'entraîne pas nécessairement une perte de recettes d'un montant équivalent. Une compensation légale ou contractuelle peut absorber tout ou partie de la charge économique.

Puissance, énergie non produite et perte de recettes

Ce qui est d'abord écrêté, c'est la puissance, mesurée par exemple en kilowatts ou en mégawatts. La quantité d'énergie qui en résulte découle de l'écart de puissance sur la durée. Exemple simplifié : une éolienne pourrait injecter en continu 5 mégawatts pendant deux heures, mais ne peut fournir que 2 mégawatts. L'écart est de 3 mégawatts ; sur deux heures, cela représente 6 mégawattheures d'énergie non injectée. Cela suppose que, sans la limitation, 5 mégawatts auraient effectivement été possibles pendant toute la période.

En cas de vent ou d'ensoleillement variable, cet écart doit être déterminé pour chaque intervalle de temps, puis additionné. La production hypothétique sans intervention ne peut pas se lire directement sur le compteur d'injection. Elle doit être déterminée à l'aide de données d'exploitation, météorologiques et de référence appropriées. L'énergie non produite ainsi déterminée n'est donc pas simplement la puissance nominale multipliée par la durée de l'arrêt. L'indisponibilité technique et les autres limitations agissant simultanément doivent être prises en compte.

Une part d'écrêtement nécessite elle aussi une grandeur de référence claire. Si, par exemple, 400 mégawattheures sur 10 000 mégawattheures autrement possibles ne sont pas injectés, la part est de 4 % de l'énergie possible. Rapportée aux 9 600 mégawattheures restants, la valeur en pourcentage serait en revanche plus élevée. Les valeurs annuelles de différents projets ne sont comparables que si la grandeur de référence, la période considérée et les causes prises en compte concordent.

La perte de recettes ne peut pas en être déduite avec un prix moyen annuel quelconque. Dans l'exemple, 6 mégawattheures à une recette supposée de 80 euros par mégawattheure représenteraient d'abord 480 euros de recettes brutes perdues. Il s'agit d'une hypothèse de calcul, et non d'une indication sur les prix actuels ou sur des droits à indemnisation. Pour le préjudice économique réel, comptent les intervalles de temps concernés, les règles de commercialisation et de soutien, une éventuelle compensation ainsi que les dépenses supplémentaires ou évitées.

Distinction par rapport à d'autres risques de rendement

Le risque d'écrêtement doit être distingué du risque lié à la ressource et à la météo. L'absence de vent et un faible rayonnement solaire réduisent déjà la production possible. L'écrêtement suppose en revanche qu'une production ou une injection plus élevée aurait été possible sans la limitation concernée. Une expertise éolienne ou une prévision de rendement solaire ne répond donc pas encore complètement à la question de savoir quelle quantité d'électricité peut effectivement parvenir au réseau sur le site prévu.

Les défaillances techniques relèvent également d'une catégorie distincte. Un onduleur défectueux ou une avarie de boîte de vitesses réduit la disponibilité de l'installation. Une installation opérationnelle dont l'injection est limitée sur instruction n'est en revanche pas techniquement défaillante pour cette seule raison. Les arrêts imposés par l'autorisation, par exemple pour la protection des espèces ou contre le bruit, doivent eux aussi être présentés séparément. Cette séparation évite les doubles comptages et aide à examiner les garanties de maintenance, les assurances et les droits à compensation.

Enfin, tout paiement manquant ne résulte pas d'un écrêtement. Une installation peut injecter et pourtant avoir des recettes de marché plus faibles ou aucun droit au soutien pour certaines périodes. Inversement, elle peut être écrêtée physiquement et être largement protégée sur le plan économique par des mécanismes de compensation. Injection, commercialisation, comptabilisation des écarts et rémunération sont liées entre elles, mais ne sont pas équivalentes.

Pourquoi le réseau peut limiter l'injection

Une congestion du réseau signifie que la situation actuelle d'injection et de consommation est incompatible avec les limites d'exploitation admissibles d'une zone du réseau. Lors du redispatch, la production est modifiée de manière à soulager les lignes critiques : des installations appropriées réduisent leur injection, tandis que d'autres l'augmentent. Une congestion ne doit donc pas être assimilée à un excédent d'électricité à l'échelle nationale. La gestion des congestions du réseau comprend en outre d'autres instruments ; toutes les interventions ne sont pas traitées juridiquement comme un redispatch ordinaire.

L'effet géographique peut s'illustrer par une région à forte production éolienne et aux liaisons de lignes limitées. Même si l'électricité est nécessaire ailleurs, l'injection supplémentaire peut surcharger la liaison entre les deux régions. Ce ne sont pas les contrats commerciaux de fourniture qui sont déterminants, mais les flux de charge électriques réels. Outre la capacité de charge des lignes, les transformateurs, les limites de tension et les exigences d'une exploitation sûre en cas de défaillance d'équipements peuvent jouer un rôle limitant.

Pour le photovoltaïque, de fortes pointes de midi peuvent rencontrer une faible demande locale. Ce qui compte alors, c'est par exemple le retour d'énergie d'un réseau de distribution vers le niveau de réseau supérieur. Pour l'éolien, de fortes injections peuvent survenir simultanément sur de longues périodes et dans de vastes régions. C'est pourquoi les profils d'écrêtement des deux technologies diffèrent. La seule puissance installée n'explique ni la fréquence ni la quantité d'énergie des limitations possibles.

Depuis le 1er octobre 2021, les anciennes règles allemandes relatives à la gestion de l'injection ont été transférées dans le système de redispatch. Celui-ci couvre aussi la production renouvelable, la cogénération et les stockages d'électricité. L'évaluation du risque doit donc distinguer la notion technique générale d'écrêtement de la procédure légale applicable dans chaque cas.

Allemagne : cercle des installations et compensation financière

Pour l'Allemagne, selon l'état du droit examiné ici au 11 novembre 2026, ce qui suit s'applique : le § 13a EnWG couvre les installations de production et de stockage à partir de 100 kilowatts de puissance nominale, ainsi que, indépendamment de ce seuil, les installations qu'un gestionnaire de réseau peut télécommander à tout moment. Le § 14 transpose ces règles, avec des particularités, aux gestionnaires de réseau de distribution. Pour les mesures prises en vertu du § 13a, une compensation financière appropriée est prévue, destinée à rendre la situation économiquement neutre compte tenu de la compensation en termes de bilan. Pour la réduction de la production renouvelable, la loi mentionne les recettes perdues et les dépenses supplémentaires. Il n'en résulte toutefois aucun droit forfaitaire à remboursement pour toute limitation technique, liée au marché ou contractuelle.

Pour un projet concret, plusieurs questions doivent donc être examinées séparément : sur quelle base juridique l'intervention a-t-elle eu lieu ? Qui a droit à la compensation ? Quels éléments de recettes sont concernés ? Comment les prestations déjà reçues sont-elles prises en compte ? Quelles preuves sont requises ? L'affirmation selon laquelle l'écrêtement est indemnisé ne remplace pas cet examen. En particulier, les anciennes règles d'indemnisation de la gestion de l'injection ne doivent pas être transposées sans vérification aux cas actuels.

Le montant d'un droit existant en principe et le moment de son paiement constituent des risques distincts. Même lorsqu'une compensation élimine en grande partie la charge économique, un décompte tardif, des quantités de référence contestées ou des données d'exploitation manquantes peuvent immobiliser de la liquidité. Pour le financement, ce n'est donc pas seulement le revenu annuel attendu qui importe, mais aussi le moment où l'argent est effectivement perçu et la charge que représentent les justificatifs et le traitement administratif.

Compensation en termes de bilan et commercialisation directe

La compensation en termes de bilan doit empêcher qu'une mesure de redispatch pèse sur le périmètre d'équilibre concerné comme si l'injection manquante était un écart de prévision ordinaire. L'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a rendu à ce sujet, le 7 mai 2026, la décision BK6-23-241. Pour les réseaux de distribution, une règle spéciale légale s'applique jusqu'à fin 2031 : la compensation ciblée par le gestionnaire de réseau n'a lieu que conformément à une décision correspondante. Là où elle n'est pas effectuée, des règles particulières sur le remboursement des dépenses s'y ajoutent. Un projet ne doit donc pas supposer un processus de traitement identique partout.

En cas de commercialisation directe, les interventions techniques doivent être conciliées avec les prévisions d'injection, les positions de négoce et la gestion du périmètre d'équilibre. Le contrat devrait préciser qui traite les notifications, rapproche les quantités non produites et fait valoir les droits. Il est tout aussi important de déterminer à qui reviennent économiquement les paiements de remplacement ou de compensation et comment ils sont reversés. Une compensation en termes de bilan n'équivaut pas automatiquement à un paiement supplémentaire d'un même montant à l'exploitant de l'installation.

L'analyse contractuelle doit donc éviter aussi bien les doubles rémunérations que les lacunes non couvertes. Si, par exemple, une partie reçoit une quantité de remplacement en termes de bilan et une autre une compensation financière, les flux de paiement et de livraison doivent concorder. Une simple clause selon laquelle le commercialisateur direct supporte ou répercute toutes les conséquences de l'écrêtement peut, sans définition précise des cas couverts, donner lieu à des litiges.

Raccordements flexibles au réseau et limites d'injection fixes

Le risque d'écrêtement peut déjà être inscrit dans le concept de raccordement. Une puissance de raccordement limitée peut être acceptable pour un projet si elle permet un raccordement plus précoce ou une autre solution techniquement et économiquement viable. Il n'en découle toutefois ni avantage de coût automatique, ni garantie d'une injection illimitée en dehors de quelques heures de congestion. Ce qui est déterminant, ce sont les droits et limitations effectivement garantis.

Le § 8a EEG permet en Allemagne des accords de raccordement flexibles au réseau pour les installations EEG. Peut être convenue une injection maximale de puissance active, y compris avec des limites différentes selon les plages horaires. Doivent notamment être réglés le niveau de la limitation, le cas échéant les plages horaires, la durée, la garantie technique et la responsabilité. Pour les points de raccordement utilisés conjointement, des accords supplémentaires sont nécessaires. La norme ne fonde donc aucune promesse générale de traiter comme un écrêtement indemnisable toute injection restant en deçà de la puissance installée de l'installation.

Pour les investisseurs, il faut notamment distinguer entre une limite de puissance convenue dès le départ et une intervention supplémentaire sur l'injection possible dans cette limite. Exemple : un parc solaire dispose de plus de puissance de modules qu'il n'est autorisé à en injecter au point de raccordement. Le dépassement de la puissance de raccordement convenue ne serait pas admissible même sans redispatch ultérieur. Un modèle de rendement ne doit donc pas traiter cet écart en même temps comme une mesure de réseau indemnisable.

Une limite fixe peut être modélisée de manière relativement claire lorsque le profil de production est connu. En cas de restrictions variables, le risque dépend en outre du moment et de l'ampleur avec lesquels la limite peut être modifiée. Pour l'examen du contrat, les délais de préavis, le lieu de mesure, l'accès aux données, la durée admissible, d'éventuels contingents annuels et la fin des restrictions temporaires sont des questions importantes. Un contingent annuel ne constitue pas une protection légale existant automatiquement.

Prix négatifs et arrêt économique

L'écrêtement lié au réseau et les prix négatifs de l'électricité peuvent survenir en même temps, mais ont des causes différentes. Une ligne locale peut être surchargée alors que le prix de bourse est positif. Inversement, une installation peut être autorisée techniquement à injecter alors que le prix est négatif. L'arrêt économique signifie que l'exploitant ou le commercialisateur renonce à produire parce que les recettes attendues, soutien compris, ne couvrent pas les coûts et désavantages pertinents.

Selon le § 51 EEG, la valeur à appliquer tombe en principe à zéro pour les périodes de prix négatif sur le marché spot. La disposition prévoit toutefois des exceptions ; en outre, le droit transitoire doit être pris en compte. Son application concrète dépend donc notamment de la catégorie et de la taille de l'installation, de sa mise en service et, le cas échéant, de l'équipement de mesure. La disparition d'une composante du soutien n'est pas une instruction du gestionnaire de réseau et ne fonde pas, en soi, de compensation au titre du redispatch.

Dans un modèle de recettes, les interventions liées au réseau, les limitations côté raccordement et les arrêts économiques devraient constituer des catégories distinctes. Lorsque plusieurs causes coïncident dans le même intervalle de temps, la même quantité d'énergie ne doit pas être déduite plusieurs fois comme perte. Il serait tout aussi erroné d'attribuer à chaque mégawattheure non injecté la pleine valeur de soutien et de marché, alors que ces recettes n'auraient pas été générées pendant l'heure concernée même sans intervention.

Importance pour le financement de projet et les contrats de fourniture d'électricité

Les projets éoliens et solaires exigent des investissements initiaux élevés. Leur financement dépend essentiellement des excédents de trésorerie disponibles pendant de nombreuses années. Une faible décote de volume peut donc être significative lorsque le calcul laisse peu de marge ou que des obligations de livraison déclenchent un approvisionnement de remplacement. Inversement, une part physique élevée d'écrêtement n'équivaut pas automatiquement à une perte économique aussi élevée, pour autant qu'il existe des droits à compensation solides.

Dans l'évaluation du rendement, les pertes doivent être ventilées de manière compréhensible : par exemple indisponibilité technique, pertes électriques, ombrage mutuel ou effets de parc, arrêts imposés par l'autorisation et limitation liée au réseau. Les états de référence respectifs doivent concorder. Les restrictions déjà prises en compte dans l'expertise ne doivent pas être déduites une nouvelle fois de manière forfaitaire dans le modèle financier. Inversement, une expertise sur la ressource naturelle ne doit pas être comprise comme preuve d'une utilisabilité sans restriction du réseau.

P50 et P90 ne désignent pas des décotes de sécurité fixes. P50 est la médiane d'une distribution de rendement supposée : selon les hypothèses du modèle, la valeur est atteinte ou dépassée avec une probabilité de 50 %. P90 désigne une valeur dont la probabilité de dépassement est de 90 %. La période considérée et les incertitudes prises en compte doivent être expressément indiquées. Un rendement P90 n'est ni une garantie ni nécessairement déjà corrigé de l'écrêtement futur.

Dans un Power Purchase Agreement, il est déterminant de savoir si c'est la quantité effectivement produite, un volume fixe ou un profil de livraison donné qui est dû. Dans le premier cas, la quantité livrée peut diminuer en cas d'écrêtement. En cas d'obligations fixes, des coûts d'approvisionnement de remplacement peuvent en revanche apparaître, sauf si le contrat prévoit une exception correspondante. Les clauses relatives aux événements de réseau, à la force majeure, aux quantités de livraison fictives et aux paiements de compensation doivent donc être lues ensemble.

Un événement de réseau n'est pas sans autre forme de procès un cas de force majeure. De même, une compensation financière légale ne remplace pas automatiquement toute charge contractuelle à l'égard d'un acheteur d'électricité. Pour l'évaluation du projet, il faut vérifier si les définitions figurant dans le contrat de raccordement, de commercialisation, de fourniture et de crédit sont cohérentes entre elles. Des termes différents pour le même événement peuvent sinon conduire à des lacunes imprévues de responsabilité ou de financement.

Pourquoi les moyennes historiques ne suffisent pas

Les écrêtements passés constituent un point de départ important, mais non une extrapolation fiable pour toute la durée d'exploitation. Ils reflètent les états du réseau, les installations de production, les profils de consommation, les situations météorologiques et les règles d'exploitation de l'époque. Une production supplémentaire peut accroître la charge ; de nouvelles lignes, de nouveaux transformateurs ou des consommateurs locaux peuvent la réduire. Un développement tardif du réseau et des défaillances temporaires d'équipements font également partie des scénarios futurs possibles.

Une moyenne nationale dit peu de chose d'un point de raccordement individuel. Deux parcs éoliens bénéficiant de conditions météorologiques similaires peuvent être touchés de manière très différente, car leur injection agit différemment sur la zone critique du réseau. Inversement, un site voisin ne présente pas nécessairement le même risque. Le niveau de tension, les états de commutation, le raccordement au transformateur et les congestions en amont peuvent être plus importants que la simple distance géographique.

Pour une prévision fiable, plusieurs évolutions devraient être combinées : mesures de réseau assurées et possibles, raccordements déjà promis, développement supplémentaire de l'éolien et du solaire, évolutions de la demande ainsi que nouveaux stockages et consommateurs flexibles. Une simple liste de projets planifiés ne suffit pas. Ce qui est déterminant, c'est leur disponibilité dans le temps, leur mode d'exploitation et leur effet sur le réseau. Une annonce de développement ne devrait pas être traitée comme une ligne déjà en service.

La corrélation temporelle est également importante. Les années riches en vent peuvent apporter à la fois une production potentielle élevée et des congestions plus fortes. La production solaire de nombreuses installations peut survenir pendant les mêmes heures de midi. Une décote en pourcentage constante ne reflète que grossièrement de telles relations. Pour des projets importants ou calculés de manière sensible, une analyse à résolution temporelle examinant conjointement volumes et recettes peut donc être nécessaire.

Flexibilité, stockage et conception de l'installation

La flexibilité peut réduire l'écrêtement si elle est disponible au bon endroit et exploitée de manière appropriée. Une consommation supplémentaire du côté production d'une congestion peut soulager ; une consommation de l'autre côté n'aide pas nécessairement cette congestion. Il en va de même pour les stockages. Un appareil n'est pas utile au réseau du seul fait qu'il peut en principe charger, décharger ou déplacer sa consommation.

Un stockage par batterie situé derrière le même point de raccordement peut absorber des pointes d'injection et restituer l'énergie plus tard. Cela ne fonctionne toutefois que si la puissance de charge, la capacité de stockage disponible, le concept de raccordement et le pilotage s'y prêtent. En cas d'excédent éolien prolongé, un petit stockage peut être rapidement plein. Lors d'une décharge ultérieure, il ne doit pas aggraver de nouveau la congestion. Les pertes de stockage, le vieillissement, les coûts d'investissement et les conditions de commercialisation et de soutien applicables doivent donc entrer dans le calcul.

L'électricité écrêtée n'existe en outre généralement pas sous forme d'énergie déjà produite et librement disponible. Pour l'éolien et le photovoltaïque, c'est en règle générale déjà la production électrique qui est réduite. Si cette énergie doit être utilisée à la place pour la chaleur ou l'hydrogène, la production, les consommateurs et la liaison au réseau doivent être conçus en conséquence. Quelques heures de congestion irrégulières ne suffisent pas, à elles seules, à justifier automatiquement l'investissement dans un électrolyseur ou une autre installation supplémentaire.

La conception influence aussi la quantité d'énergie utilisable. Pour le photovoltaïque, une puissance de modules supérieure à celle de l'onduleur peut augmenter la production en dehors des heures de pointe, bien que les pointes de puissance soient écrêtées. Cet écrêtement dit « clipping » est d'abord un effet de conception et non la preuve d'un écrêtement lié au réseau. Pour l'éolien, le choix des turbines et l'agencement du parc peuvent modifier le profil de production. Les projets hybrides peuvent mieux exploiter un raccordement commun, sans que leurs profils se complètent à tout moment.

Répartition des coûts et conception du marché de l'électricité

Une compensation financière n'élimine pas la congestion physique. Elle modifie d'abord qui en supporte les conséquences économiques. Du point de vue du projet, elle peut créer une sécurité d'investissement ; du point de vue du système, les conséquences de la production modifiée et du traitement restent pertinentes. Dans une évaluation macroéconomique, les paiements de compensation, en tant que transferts monétaires, ne doivent pas être assimilés sans examen à l'ensemble des coûts réels supplémentaires ni comptés en double à côté de ceux-ci.

Les signaux de localisation et d'investissement peuvent différer entre le marché de bourse et le réseau. Un prix unique au sein d'une zone de dépôt des offres ne reflète pas chaque congestion locale. Les conditions de raccordement, les incitations régionales et l'imputation des coûts de congestion peuvent donc influencer les sites et concepts d'installation qui paraissent économiquement attractifs. Une bonne ressource naturelle est importante, mais n'est pas à elle seule décisive pour des recettes fiables et de faibles coûts d'intégration.

Un écrêtement nul n'est pas automatiquement un objectif de planification économique. Il peut être plus avantageux de limiter de rares pointes de production que de développer le réseau et le raccordement pour chaque pointe imaginable. Savoir si c'est le cas exige une comparaison des coûts supplémentaires d'infrastructure, de flexibilité et de pertes. Inversement, une part élevée d'écrêtement ne prouve en soi ni une mauvaise planification du projet ni un développement globalement superflu des énergies renouvelables.

Évaluation dans la pratique

Un examen soigneux associe technique des réseaux, modèle de rendement, base juridique et flux de paiement. Il devrait couvrir au minimum les points suivants :

Droits de raccordement : puissance d'injection garantie, point de mesure et de régulation, limitations fixes ou variables, restrictions temporaires et conditions d'une extension ultérieure.
Développement du réseau : congestions locales et en amont connues, délais de développement fiables, raccordements supplémentaires ainsi que changements pertinents de la consommation et de la flexibilité.
Hypothèses de rendement : profil de production dans le temps, catégories de pertes clairement séparées, grandeurs de référence univoques et scénarios cohérents sans doubles décotes.
Contrats et compensation : fondement du droit, affectation des quantités de remplacement et des paiements, obligations d'approvisionnement de remplacement, exigences de preuve et retards possibles de décompte.
Données et processus : instructions documentées, valeurs de consigne, valeurs mesurées, données météorologiques et de disponibilité ainsi que responsabilités claires pour le rapprochement des quantités et le suivi des droits.

Le résultat ne devrait pas se limiter à un seul pourcentage. Des attentes distinctes pour l'énergie non injectée, la perte de recettes restante, les coûts supplémentaires possibles et le besoin de liquidité sont plus parlantes. De plus, des scénarios de stress montrent comment le projet réagit à des limitations plus fortes, à un développement retardé du réseau ou à des paiements de compensation tardifs. On voit ainsi quel risque existe sur le plan technique et quelle part reste effectivement à la charge du projet selon les contrats et le droit.

Ce que la notion explique – et ce qu'elle n'explique pas

Le risque d'écrêtement fait apparaître que plusieurs conditions s'interposent entre la production techniquement possible et l'injection économiquement utilisable : capacité du réseau, conduite de l'exploitation, droits de raccordement, commercialisation et compensation. Il n'explique en revanche ni la couverture de la demande lorsqu'il y a peu de vent et de soleil, ni l'ensemble du besoin en puissance garantie ou en stockages de longue durée. Un kilowattheure non produit pendant une heure d'excédent n'est pas automatiquement disponible pendant une heure de pénurie ultérieure.

Pour les projets, la question centrale n'est donc pas seulement de savoir si un écrêtement se produit. Ce qui est déterminant, c'est de savoir quelles limitations sont à attendre au point de raccordement concret, dans quelle mesure cette attente est fiable et quelles conséquences économiques subsistent après compensation et répartition contractuelle. Ce n'est que cette combinaison qui permet une évaluation du site, un financement et une décision d'exploitation appropriés.

Sources

Energiewirtschaftsgesetz: §§ 13a und 14 — Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz; Bundesamt für Justiz; 2026-07-23. § 13a Abs. 1 und 2, insbesondere Ausgleichsbestandteil für erneuerbare Erzeugung; § 14 Abs. 1 bis 1b
Redispatchkosten — Bundesnetzagentur; unbekannt. Abschnitte Redispatch 2.0, Bilanzieller Ausgleich und Finanzieller Ausgleich
§ 8a EEG 2023: Flexible Netzanschlussvereinbarungen — Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz; Bundesamt für Justiz; unbekannt. Absätze 1 und 2
§ 51 EEG 2023: Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen — Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz; Bundesamt für Justiz; unbekannt. Absätze 1 und 2 sowie Anwendungshinweis auf § 100 Abs. 47
Netzengpassmanagement — Bundesnetzagentur; unbekannt. Abschnitte Maßnahmen und Redispatch

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Edited by eCMS on 11.11.2026 13:58