L'électricité qui n'est jamais produite
France’s 2025 electricity review contains two figures that appear to describe the same problem.
Around 3 TWh of wind and solar output was not produced during periods of negative electricity prices.
In the same year, France’s transmission operator ordered 0.1 TWh of wind and solar generation to reduce output as part of its real-time balancing work.
Three terawatt-hours. One-tenth of a terawatt-hour.
The thirtyfold difference is not a mistake. It marks the boundary between two events that are often described with the same word.
In the first, generators responded to a market telling them that another unit of electricity had no buyer at that hour. In the second, the system operator instructed generation to move downward to keep supply and demand balanced safely.
Both left usable wind or sunlight unconverted into electricity.
They did so for different reasons.
RTE’s detailed review of French electricity generation in 2025 separates the two. It estimates that 1.3 TWh of onshore wind and 1.6 TWh of solar output was modulated during negative-price periods, while downward adjustments requested directly by RTE accounted for 0.1 TWh.
Public discussion tends to call all of this curtailment.
That is understandable. The blades could have turned harder. The panels could have converted more sunlight. The equipment was available, but less electricity reached the system.
For anyone trying to understand what went wrong, however, the distinction matters.
Renewable electricity can be reduced because the local network cannot carry it, because the wider power system has more supply than demand, because operational stability requires a change, or because the market price makes continued generation uneconomic.
The missing megawatt-hour looks the same on the final meter.
Its cause determines what might have saved it.
One missing megawatt-hour, several explanations
The International Energy Agency uses technical curtailment for renewable output dispatched downward for network or power-system reasons. It excludes generation reduced because of economic or market conditions.
Under that definition, curtailment occurs when the power system cannot absorb all available wind or solar generation because of transmission limitations, stability requirements, or an imbalance between supply and demand.
These causes can overlap, but they are not interchangeable.
A local congestion problem arises when a wind or solar farm can generate electricity but the lines carrying power away from that area have reached their limit. Demand may exist elsewhere. The network cannot deliver another megawatt from this point without exceeding a safe operating constraint.
A system-wide surplus can occur when total generation exceeds demand. Electricity supply and demand have to remain balanced continuously, so some generation must reduce if demand cannot rise, exports cannot increase, and storage cannot absorb the difference.
A system-stability instruction may be needed even when the annual or national energy balance looks comfortable. Operators manage frequency, voltage, reserve, and rapidly changing power flows in real time. The least expensive source of electricity is not always the only consideration during a particular operating moment.
Then there is economic modulation.
A generator may reduce output because the wholesale price has reached zero or fallen below it. No system operator needs to issue an order. The market signal makes another megawatt-hour unattractive to produce under the generator’s contractual and support arrangements.
France experienced 513 hours of negative spot prices in 2025, up from 352 in 2024. RTE links the increase to rising solar generation, relatively low consumption during parts of the day, and a wider ability among wind and solar installations to respond to price signals.
A negative price does not mean electricity has acquired a negative physical value.
It means the market has more supply than buyers want at that location and moment, after accounting for the limits of storage, exports, flexible consumption, and the network.
Some generators still produce during negative-price periods because their technical constraints, contracts, or support mechanisms give them reasons to continue. Others turn down.
In France, regulatory changes have expanded the amount of solar and wind capacity able to respond. RTE reported that this capacity grew by around 3 GW during 2025. Wind and solar participation in the real-time balancing mechanism also rose almost tenfold to 5.6 GW by the end of the year.
That is progress in controllability.
It also creates a new operational challenge. If many generators react to the same price threshold at almost exactly the same moment, their combined output can fall or return too abruptly. A system built around millions of independently owned assets still needs coordinated behavior.
Curtailment is therefore not just a story about the grid refusing renewable electricity.
Sometimes the market has rejected it first.
The grid has geography
Electricity can be abundant and unavailable at the same time.
One region may have strong wind, low local demand, and limited transmission capacity. Another may have high demand and expensive generation. The price difference tells us that moving more electricity between them would have value.
The physical network decides how much movement is possible.
In 2024, European transmission operators carried out remedial actions involving 60 TWh to manage grid congestion, at a cost of €4.3 billion. ACER, the EU energy regulator, says delayed reinforcement is widening the gap between the network Europe has and the one its changing power system requires.
That 60 TWh should not be read as 60 TWh of electricity thrown away.
Remedial action can involve reducing generation on one side of a constraint and increasing it somewhere else, changing cross-border flows, or taking other steps to keep the system within safe limits. The volume measures intervention, not a pile of missing renewable energy.
It does show how much work operators are doing after the market has scheduled electricity along paths the network cannot fully support.
Wind and solar make the geography more visible because their best generating locations do not necessarily match the places where electricity demand is already concentrated.
A strong wind resource may sit far from major cities and industrial areas. Large solar installations need land and favorable conditions. New generation can sometimes be built faster than the transmission lines needed to carry its output.
Meanwhile, new electrical loads may be seeking connections in regions where substations and transmission corridors are already congested.
This is the central argument of our article on why data-center power demand is also a location problem. Building more generation does not guarantee that a particular load can access it. The electrical path between the two matters.
Cross-border interconnection helps by widening the area across which supply and demand can balance. Stronger domestic networks do the same within a country. Better use of existing lines, including grid-enhancing technologies and improved coordination, can also release capacity before entirely new corridors are built.
But grids take time.
Permitting, land access, public opposition, equipment shortages, financing, and construction can turn a transmission project into a decade-long undertaking. In its 2026 electricity analysis, the IEA reported that more than 2,500 GW of generation, storage, and large-load projects were stalled in grid queues worldwide.
The problem is no longer a simple shortage of renewable projects.
In many places, it is a shortage of ways to integrate what developers are ready to build.
Some curtailment is rational. Too much is a warning.
Every curtailed megawatt-hour can look like failure.
The turbines were available. The wind cost nothing. The panels were in sunlight. Why would a sensible electricity system choose less clean generation?
Because capturing the final possible unit of renewable electricity also has a cost.
A transmission line built to carry a rare annual peak may sit partly unused during the rest of the year. A battery large enough to absorb every period of surplus may be more expensive than the value of the electricity it saves. Maintaining generation or demand that can respond quickly is part of keeping the system secure.
It can therefore be economically rational to accept some curtailment rather than build enough wires, storage, and flexible capacity to capture every theoretical megawatt-hour under every possible condition.
The IEA describes a certain amount of curtailment as expected and inevitable in systems with growing shares of variable renewable generation. Persistent or widespread curtailment is the stronger warning: it can signal gaps in transmission, flexibility, storage, market design, or coordinated planning.
The distinction is similar to designing a road network.
Building enough road capacity to guarantee that no driver ever slows down would be enormously expensive and physically destructive. Regular gridlock throughout the working day would still tell us that the system is failing to match infrastructure with demand.
Zero congestion is not the sensible target.
Neither is zero renewable curtailment at any cost.
The useful questions concern frequency, scale, location, cause, and trend.
How much available generation was reduced?
What share of total potential output did it represent?
Was the constraint local or system-wide?
Was the reduction ordered for technical reasons or chosen in response to price?
How often does the same bottleneck recur?
Would another investment recover enough energy or system value to justify its cost?
The European Union curtailed more than 10 TWh of surplus renewable electricity in 2024, according to the IEA. That total is large enough to matter, but it does not reveal which portion could have been recovered economically or which intervention would have done so.
Curtailment also affects project economics.
A wind or solar installation earns nothing from electricity it does not sell unless its contract or market rules provide compensation. Persistent reductions can lower revenue, weaken the case for further investment, or shift costs toward consumers and public support systems.
The technical reason and the commercial allocation are separate questions.
One asks why output fell.
The other asks who pays for the missing megawatt-hour.
The system has four ways to respond
There is no single cure for renewable curtailment because the causes differ.
The broad responses can be understood as four forms of movement.
The first is to move electricity through space.
Transmission, distribution upgrades, and interconnectors allow renewable output to reach a wider pool of demand. Better coordination and more effective use of existing cross-border capacity can also reduce the need for corrective intervention.
This is the clearest answer to a recurring physical bottleneck.
Ce n'est que rarement la solution la plus rapide.
La deuxième consiste à déplacer l'électricité dans le temps.
Les batteries peuvent absorber de courtes périodes de surplus et restituer l'énergie plus tard. Le pompage hydraulique, le stockage thermique, l'hydrogène et d'autres technologies fonctionnent selon des durées, des pertes, des coûts et des exigences de site différents.
Le stockage est d'autant plus utile que sa durée et son cycle correspondent au surplus qu'il est censé absorber. Une batterie conçue pour deux heures ne peut pas résoudre une semaine de vent fort et de faible demande.
La troisième consiste à déplacer la demande.
Les véhicules électriques peuvent se recharger lorsque l'électricité est abondante. Les systèmes de chauffage et de climatisation peuvent décaler une partie de leur consommation tout en préservant le confort intérieur. Les processus industriels peuvent s'adapter dans la limite des capacités de production. Les électrolyseurs peuvent convertir l'électricité en hydrogène lorsque les conditions économiques et les infrastructures le permettent.
L'AIE soutient que la flexibilité de la demande peut réduire les pics, diminuer les coûts du système, optimiser l'utilisation des réseaux et absorber davantage d'énergies renouvelables. Son évaluation souligne également pourquoi le déploiement reste limité : les équipements flexibles, les logiciels, les communications, la tarification, la réglementation et les incitations commerciales doivent tous être alignés.
La quatrième consiste à rendre la production elle-même plus pilotable.
Les parcs éoliens et solaires peuvent participer aux marchés de l'équilibrage, répondre aux instructions du système et moduler leur production plutôt que de fonctionner comme des injections passives. De meilleures prévisions donnent aux opérateurs plus de temps pour se préparer aux changements météorologiques. Les règles du marché peuvent récompenser les comportements dont le système a besoin au lieu de créer des incitations à produire quelles que soient les conditions.
Ces réponses se complètent mutuellement.
Un réseau plus robuste peut éliminer un goulot d'étranglement local. Le stockage peut gérer le cycle solaire quotidien. La demande flexible peut absorber une partie d'un surplus prévisible en milieu de journée. La production pilotable protège le système lorsque les prévisions ou d'autres outils sont insuffisants.
L'objectif n'est pas d'en choisir une et de déclarer le problème résolu.
Il s'agit d'identifier pourquoi l'électricité n'était pas disponible pour le système et d'appliquer la réponse qui traite cette cause précise.
L'informatique peut devenir un élément de la demande
Les centres de données entrent dans ce débat car ils combinent deux caractéristiques rarement associées.
Ils peuvent consommer une quantité importante d'électricité.
Leur production utile est l'information.
Certaines charges de travail informatiques doivent être exécutées immédiatement, en continu et à proximité des utilisateurs ou des données. D'autres peuvent tolérer un démarrage différé, une réduction temporaire ou une localisation physique différente. La flexibilité disponible dépend de la charge de travail, de l'engagement de service, du matériel, de l'emplacement des données, du réseau et du coût de la capacité inutilisée.
Notre article sur la capacité des centres de données à devenir une demande flexible examine directement ces limites.
Là où la flexibilité existe, l'informatique peut s'adapter aux conditions du réseau électrique plutôt que de rester une charge parfaitement rigide. Les tâches peuvent être planifiées pendant les périodes de forte production, réduites lors des heures de tension ou redirigées vers un autre site approprié.
L'emplacement physique peut également être reconsidéré.
Un centre de données situé sur ou à proximité d'un site énergétique peut créer une demande là où l'énergie est disponible. Cela ne prouve pas pour autant qu'il consomme de l'électricité qui aurait été autrement perdue par écrêtement.
La relation électrique est déterminante.
L'installation est-elle raccordée derrière le même compteur que le générateur ? Utilise-t-elle une ligne privée ? Est-elle alimentée par le réseau public ? Sa consommation augmente-t-elle pendant les heures où le générateur réduirait normalement sa production ? Que se serait-il passé sans le centre de données ?
Sans comptage, données d'exploitation et scénario contrefactuel crédible, la proximité reste un simple fait géographique plutôt qu'une preuve d'évitement de l'écrêtement.
La fiabilité ajoute une condition supplémentaire.
L'écrêtement des énergies renouvelables survient pendant les périodes de surplus. Un centre de données doit également disposer d'un plan opérationnel pour les périodes où la production locale est faible ou absente. Le réseau, le stockage, une autre source d'énergie, le déplacement de la charge de travail ou une réduction de l'activité peuvent faire partie de ce plan.
Le réseau peut devenir la contrainte suivante. Un site disposant d'énergie disponible nécessite toujours de la fibre optique, un terrain adapté, un système de refroidissement, des accès, des permis et un modèle opérationnel. Notre guide sur la sélection de sites pour centres de données rassemble ces conditions.
Pour Policloud, c'est là que l'infrastructure modulaire crée une possibilité utile sans pour autant garantir un résultat.
Policloud développe et déploie des infrastructures physiques de centres de données pour des sites définis. Un site énergétique ou industriel peut être évalué en fonction de l'énergie disponible, ainsi que de ses besoins en matière de réseau, de terrain, de charge de travail, de réglementation, de propriété et d'exploitation.
L'opportunité commerciale ne réside pas dans « l'électricité gratuite ».
Il s'agit d'un site où la demande informatique utile et les conditions réelles de production d'énergie s'accordent.
Les orientations publiques actuelles de Policloud évitent délibérément d'affirmer qu'un déploiement sur site énergétique élimine le bridage ou soutient automatiquement le réseau. Ces résultats nécessitent un mécanisme défini, des données de site, un périmètre de comparaison et l'approbation du propriétaire.
Ce périmètre protège la valeur de l'affirmation.
Si un déploiement peut démontrer ultérieurement, par comptage, qu'il a consommé de l'énergie pendant des périodes où le générateur associé aurait autrement réduit sa production, le résultat devient une preuve.
D'ici là, cela reste une proposition de conception crédible à tester.
Demandez-vous pourquoi l'énergie a disparu
Revenons aux deux chiffres de la France.
Trois térawattheures de production éolienne et solaire ont été modulés pendant les périodes de prix négatifs en 2025.
Un dixième de térawattheure a été bridé à la demande du gestionnaire de réseau de transport.
Qualifier ces deux chiffres de « gaspillage d'énergie renouvelable » masquerait les règles du marché, les contrats, les conditions du réseau et les instructions opérationnelles qui les ont engendrés.
Ne considérer aucun des deux comme un problème serait tout aussi complaisant.
La bonne réponse commence par un diagnostic.
Un mégawattheure supplémentaire était-il indésirable parce que la demande était faible ?
N'a-t-il pas pu quitter la région parce qu'une ligne était saturée ?
Le système électrique avait-il besoin d'un ajustement rapide pour rester équilibré ?
Les incitations du marché ont-elles encouragé le générateur à réduire sa production ?
La même contrainte apparaît-elle assez souvent pour justifier de nouvelles infrastructures ?
Le stockage, la demande flexible, une meilleure interconnexion ou une autre utilisation pourraient-ils récupérer cette énergie à un coût raisonnable ?
Le bridage des énergies renouvelables est parfois un outil de sécurité, parfois une réponse économique, et parfois le signe que la production a progressé plus rapidement que les systèmes qui l'entourent.
L'objectif ne doit pas être un système électrique sans aucune limitation.
Il doit s'agir d'un système qui limite la production pour des raisons claires, qui en mesure les résultats avec honnêteté et qui sait reconnaître quand un outil opérationnel temporaire devient une défaillance structurelle persistante.
L'électricité manquante n'est pas stockée quelque part, en attente d'être récupérée plus tard.
Il s'agissait d'une opportunité que le système n'a pas pu, ou n'a pas voulu, saisir.
Savoir laquelle de ces deux situations s'est produite est le point de départ pour mieux exploiter cette énergie.
