Curtailment · Woordenlijst

Curtailment is het gerichte verminderen of uitschakelen van elektriciteitsproductie, hoewel een installatie technisch meer elektriciteit zou kunnen produceren. Internationaal wordt de term vooral gebruikt voor wind- en zonne-installaties. Het gaat niet om een technische storing, onderhoud of een door het weer veroorzaakte lage productie. Het gaat om een bewuste beperking van de invoeding om redenen die verband houden met het net, de markt of de bedrijfsvoering.

Curtailment wordt meestal gemeten als hoeveelheid energie in kilowattuur, megawattuur of gigawattuur. Deze hoeveelheid geeft aan hoeveel elektriciteit er bij ongeremde werking extra had kunnen worden geproduceerd. Omdat die hoeveelheid niet wordt gemeten, maar op basis van weer- en installatiegegevens moet worden geschat, hangt zij af van de gekozen berekeningsmethode. In het Duitse redispatchregime heet deze niet-geproduceerde hoeveelheid Ausfallarbeit (gederfde energie). Vaak wordt daarnaast een curtailmentpercentage vermeld, dus het aandeel van de afgeregelde hoeveelheid in de mogelijke productie. Economisch telt bovendien welke opbrengsten zijn misgelopen en of iemand daarvoor een vergoeding betaalt.

Curtailment moet worden onderscheiden van het geïnstalleerd vermogen. Een windturbine met een nominaal vermogen van vijf megawatt kan tijdelijk worden beperkt tot drie megawatt, één megawatt of nul. Het geïnstalleerd vermogen beschrijft wat de installatie technisch kan produceren. Curtailment beschrijft in welke mate die mogelijkheid in de reële werking wordt beperkt. Een hoge capaciteit zegt op zichzelf dan ook weinig over hoeveel energie er op een bepaald moment op een bepaald netpunt daadwerkelijk bruikbaar is.

Afbakening ten opzichte van afregeling, redispatch en invoedingsmanagement

In het Duits komt curtailment grotendeels overeen met afregeling (Abregelung). De Engelse term komt vaker voor in internationale contracten, marktanalyses en projectfinancieringen. Daar heeft hij vaak een contractuele betekenis, omdat Power Purchase Agreements en financieringsmodellen uitdrukkelijk vastleggen wat als curtailment geldt en wie de gevolgen draagt.

Redispatch is de ruimere term. Hij duidt op de netgerelateerde aanpassing van de inzet van centrales: vóór een congestiepunt wordt de productie verlaagd, achter het congestiepunt wordt ze verhoogd. Curtailment beschrijft daarentegen meestal alleen de verlaging bij een bepaalde installatie, zonder de vervangende maatregel mee te beschouwen. In de praktijk hangen beide handelingen samen. Wanneer bijvoorbeeld windparken in het noorden worden afgeregeld, moeten vaak conventionele centrales in het zuiden meer produceren.

Correctie ten opzichte van oudere voorstellingen: in Duitsland werd de netgerelateerde afregeling van installaties voor hernieuwbare energie en WKK tot eind september 2021 als invoedingsmanagement (Einspeisemanagement) geregeld volgens de EEG. Sinds 1 oktober 2021 geldt hiervoor het uniforme regime van Redispatch 2.0 volgens §§ 13, 13a en 14 EnWG. Deze herordening gaat terug op de wet ter versnelling van de uitbreiding van het energienetwerk van 2019. Volgens § 13a lid 1 EnWG moeten exploitanten van productie- en opslaginstallaties vanaf 100 kilowatt nominaal vermogen, evenals van installaties die te allen tijde op afstand kunnen worden aangestuurd, hun invoeding op verzoek van de netbeheerder aanpassen of de aanpassing dulden. Daarbij moet rekening worden gehouden met het EU-recht, volgens hetwelk hernieuwbare productie in beginsel pas in tweede instantie mag worden afgeregeld.

Netgerelateerd curtailment

Netgerelateerd curtailment ontstaat wanneer elektriciteit op een bepaalde plaats wordt geproduceerd, maar het net ze daar niet volledig kan opnemen of afvoeren. Beperkend kunnen werken: leidingen, transformatoren, onderstations, netaansluitpunten of operationele veiligheidsgrenzen. Een netcongestie (Netzengpass) betekent niet dat er in het hele systeem te veel elektriciteit is. Het is in de eerste plaats een ruimtelijke grens: in een regio wordt meer geproduceerd dan veilig kan worden doorgevoerd, terwijl elders nog steeds productie nodig is. Wie dergelijke gevallen zonder meer als elektriciteitsoverschot bestempelt, ziet over het hoofd dat netknooppunt, spanningsniveau en tijdstip doorslaggevend zijn.

Volgens § 13a lid 2 EnWG ontvangt de exploitant van de installatie bij een dergelijke maatregel een passende financiële vergoeding. Die is passend wanneer de exploitant economisch noch beter noch slechter af is dan zonder de maatregel. Bij installaties voor hernieuwbare energie en WKK omvat de vergoeding de gederfde inkomsten vermeerderd met bijkomende kosten. Bespaarde kosten moet de exploitant terugbetalen. Daarnaast wordt de afgeregelde hoeveelheid bilanciëel gecompenseerd ten aanzien van de balansverantwoordelijke (Bilanzkreis). Deze betalingen worden vaak aangeduid als afregelingsvergoeding (Abregelungsentschädigung). Met § 13k EnWG (‚Nutzen statt Abregeln', dus benutten in plaats van afregelen) bestaat er inmiddels ook een regeling volgens welke elektriciteit die anders zou worden afgeregeld in bepaalde gevallen moet worden benut.

Over de orde van grootte in Duitsland: volgens de federale regering kostte het totale congestiemanagement in 2025 ongeveer 3,1 miljard euro. Daarvan ging 435 miljoen euro naar de financiële vergoeding voor afgeregelde installaties voor hernieuwbare energie. In 2024 was dat 554 miljoen euro. Het grootste deel van de kosten ontstaat door redispatch met conventionele centrales, door de netreserve en door countertrading. De totale kosten van het congestiemanagement mogen daarom niet worden gelijkgesteld met de kosten van afregeling.

Netgerelateerd curtailment kan worden verminderd door netuitbreiding (Netzausbau), maar niet alleen daardoor. Ook opslag, flexibele verbruikers, regionaal geplaatste elektrolyseurs, betere prognoses, dynamisch netbeheer en passende aansluitregels kunnen helpen. Welke maatregel zinvol is, hangt ervan af hoe vaak de congestie optreedt, hoeveel energie betrokken is, wat een netversterking kost en hoe betrouwbaar flexibele alternatieven beschikbaar zijn.

Marktgerelateerd en systeemgerelateerd curtailment

Marktgerelateerd curtailment doet zich voor wanneer een installatie zou kunnen invoeden, maar dat economisch niet loont. Typisch is dit bij negatieve elektriciteitsprijzen. Die ontstaan wanneer het aanbod de vraag overstijgt en sommige installaties toch blijven draaien, bijvoorbeeld wegens technische minimumvermogens, warmteverplichtingen of vaste vergoedingen. Voor directe vermarkters is het dan vaak voordeliger de productie te verlagen. Anders dan bij redispatch is hiervoor in principe geen vergoeding door de netbeheerder voorzien.

In Duitsland versterkt § 51 EEG 2023 deze prikkel. Bij negatieve spotmarktprijzen daalt de aan te leggen waarde (anzulegender Wert), dus de basis van de steun, tot nul. Welke drempel geldt, hangt af van het tijdstip van ingebruikname, respectievelijk van de toewijzing. Bij installaties onder de EEG 2023 met ingebruikname vóór 25 februari 2025 vervalt de steun aanvankelijk pas na meerdere opeenvolgende negatieve uren. Dat aantal daalt trapsgewijs: in 2026 gaat het om minstens twee uur, vanaf 2027 om minstens één uur. Sinds de nieuwe regeling van 25 februari 2025 vervalt de steun bij nieuwe installaties voor elke periode met een negatieve prijs. Volgens § 51a EEG kan de steunperiode dienovereenkomstig worden verlengd, bij zonne-installaties slechts naar evenredigheid. Voor oudere installaties en kleine installaties gelden overgangs- en uitzonderingsregels.

Systeemgerelateerd curtailment betreft situaties waarin de veilige werking van het hele elektriciteitssysteem een vermindering vereist. Productie en verbruik moeten te allen tijde in evenwicht zijn. Frequentie, spanning en reservevereisten moeten worden nageleefd. Wanneer flexibele vraag, opslag of regelbare productie onvoldoende reageren, is het terugregelen van hernieuwbare invoeding een op korte termijn beschikbare maatregel.

Deze oorzaken mogen niet door elkaar worden gehaald. Netgerelateerd curtailment wijst op ontbrekende transport- en aansluitcapaciteit, marktgerelateerd op prijzen, opbrengsten en steunregels, systeemgerelateerd op de bedrijfszekerheid. Dezelfde installatie kan in verschillende uren om uiteenlopende redenen worden teruggeregeld. Betrouwbare conclusies voor netplanning of marktontwerp zijn alleen mogelijk wanneer de oorzaken afzonderlijk worden geregistreerd.

Economisch belang in PPA's en projectfinancieringen

In een Power Purchase Agreement is curtailment een centraal risicobegrip. De overeenkomst moet regelen of de afnemer bij afregeling toch betaalt (vaak aangeduid als deemed generation), of de exploitant het volumerisico draagt en hoe vergoedingen van de netbeheerder worden verrekend. Netgerelateerd en marktgerelateerd curtailment worden daarbij gewoonlijk verschillend behandeld, omdat alleen bij netgerelateerd curtailment wettelijke vergoedingsaanspraken kunnen bestaan.

Banken en investeerders beoordelen daarom niet alleen de verwachte jaaropbrengst, maar ook hoe waarschijnlijk het is dat een deel daarvan niet kan worden vermarkt of vergoed. Een windpark op een winderig, maar zwak aangesloten netpunt kan economisch minder aantrekkelijk zijn dan een locatie met iets minder wind en een betrouwbaardere netaansluiting. Voor bedrijfsvoering, onderhoudscontracten en beschikbaarheidsgaranties moet een onderscheid worden gemaakt tussen technische onbeschikbaarheid, door het weer veroorzaakte minderproductie en curtailment. Een installatie die op instructie wordt teruggeregeld, was technisch beschikbaar. Zij mocht of moest alleen niet invoeden.

Typische misverstanden

Curtailment zou bewijzen dat extra hernieuwbare productie nutteloos is: elk elektriciteitssysteem heeft congestie en tijdelijk ongebruikte capaciteit. Ook conventionele centrales draaien niet voortdurend op volle capaciteit. Beslissend zijn frequentie, plaats, oorzaak en kosten. Gematigde hoeveelheden kunnen voordeliger zijn dan het net uit te breiden voor elke zeldzame productiepiek.
Afgeregelde elektriciteit zou gratis overschot zijn: afgeregelde elektriciteit is nooit geproduceerd en kan achteraf niet worden benut. Ze wordt pas bruikbaar wanneer opslag, elektrolyseurs, warmtepompen of andere flexibele verbruikers op de juiste plaats, op het juiste moment en met voldoende aansluitvermogen beschikbaar zijn.
Curtailment zou altijd een planningsfout zijn: een bepaald aandeel kan economisch zinvol zijn. Curtailment wordt pas een probleem wanneer duurzaam grote hoeveelheden worden getroffen, investeringssignalen worden verstoord of de kosten ondoorzichtig worden verdeeld.
De kosten van het congestiemanagement zouden de kosten van afregeling zijn: de vergoeding voor afgeregelde installaties voor hernieuwbare energie is slechts een deel daarvan. In Duitsland ging het in 2025 om ongeveer 435 miljoen euro van circa 3,1 miljard euro.

Wat curtailment over het elektriciteitssysteem laat zien

Curtailment laat zien dat hernieuwbare productie zich niet alleen laat beschrijven aan de hand van geïnstalleerd vermogen en jaaropbrengst. Haar effect in het systeem hangt ervan af of verbruik, netcapaciteit, opslag en marktregels de weersafhankelijke invoeding kunnen opnemen. Bij stijgende aandelen hernieuwbare energie komt daarom flexibiliteit centraal te staan: belasting kan worden verschoven, energie kan worden opgeslagen, congestie kan door netuitbreiding worden weggenomen en prijssignalen kunnen zo worden vormgegeven dat flexibele installaties reageren. Of een beperking voortkomt uit het net, de markt of de veilige werking, bepaalt welke tegenmaatregel past. Correct gebruikt meet curtailment niet de waarde van hernieuwbare energie, maar hoe goed zij in net, markt en bedrijfsvoering is ingebed.

Bronnen

§ 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)

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 18:22