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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

CfD, Contracts for Difference

CfD Contrats pour différence Contrat pour différence soutien marché de l'électricité

Un CfD, abréviation de Contract for Difference, se dit en allemand « Differenzvertrag » et en français « contrat pour différence ». Il compare a posteriori les revenus tirés de la production d'électricité avec un prix convenu à l'avance. Dans le système électrique, le terme désigne le plus souvent un instrument de soutien ou de couverture. L'exploitant de l'installation continue de vendre son électricité sur le marché. Ensuite, on calcule l'écart entre un prix de référence et le prix convenu. Si le prix de référence est inférieur, l'exploitant reçoit un paiement compensatoire. S'il est supérieur, l'exploitant rembourse tout ou partie de la différence dans le cas d'un CfD bilatéral. Cette forme bilatérale limite le risque de revenus de l'exploitant. Elle plafonne toutefois aussi les revenus supplémentaires lorsque les prix de marché sont élevés. Le droit de l'UE définit expressément le contrat pour différence bilatéral depuis 2024. Il s'agit d'un contrat entre l'exploitant d'une installation de production et une contrepartie, le plus souvent une entité publique. Le contrat prévoit une rémunération minimale protégée et limite en même temps les rémunérations excessives.

La grandeur centrale est un prix par quantité d'énergie produite, le plus souvent en euros par mégawattheure (en Allemagne : centimes par kilowattheure). Ce prix convenu s'appelle prix d'exercice ou Strike Price. Dans le droit allemand des appels d'offres, il s'appelle valeur d'adjudication (Zuschlagswert) ou valeur à appliquer (anzulegender Wert). Il n'est pas identique aux coûts d'investissement d'une installation. Dans une attribution concurrentielle, il correspond au revenu par mégawattheure avec lequel un soumissionnaire peut financer et exploiter l'installation selon ses hypothèses. En face se trouve un prix de référence. Celui-ci est dérivé d'un prix de marché, par exemple du prix day-ahead moyen d'une zone de dépôt des offres sur une heure, un mois ou une année. La différence entre les deux grandeurs, multipliée par la quantité décomptée, donne le paiement. Un exemple simplifié : le prix d'exercice est de 60 euros/MWh, le prix de référence d'un mois de 45 euros/MWh. L'exploitant reçoit alors 15 euros par mégawattheure décompté. Si le prix de référence est de 90 euros/MWh, il rembourse 30 euros par mégawattheure en cas de restitution intégrale.

Un CfD ne modifie pas le flux physique d'électricité. L'installation injecte du courant, le réseau le transporte selon les règles d'exploitation du réseau, et l'électricité est commercialisée sur le plan comptable via le marché de l'électricité. Le contrat pour différence n'agit que sur le plan des revenus. Il répartit les risques de prix entre l'exploitant de l'installation et une contrepartie. Il peut s'agir de l'État, d'un organisme de soutien ou d'un mécanisme financé par prélèvement, auquel participent en fin de compte les consommateurs d'électricité ou les contribuables. C'est pourquoi la notion est surtout importante sur le plan institutionnel. Un CfD n'est ni une installation technique ni un prix de marché. C'est une règle selon laquelle les revenus de marché sont corrigés et les risques attribués.

Distinction par rapport au tarif de rachat, à la prime de marché et au PPA

Un CfD se distingue d'un tarif de rachat classique surtout en ce que l'exploitant vend en principe lui-même son électricité sur le marché ou par l'intermédiaire d'un agrégateur de vente directe. Avec un tarif de rachat fixe, l'exploitant reçoit un taux garanti par kilowattheure injecté, quelle que soit la valeur de marché de l'électricité. Un CfD maintient la vente sur le marché et ne décompte que la différence par rapport à une valeur convenue.

La prime de marché glissante, que l'EEG allemand connaît depuis 2014 comme régime normal pour les installations plus importantes, lui est étroitement apparentée. Là aussi, la différence entre la valeur à appliquer et une valeur de marché est compensée. La prime de marché est toutefois unilatérale. Elle complète les revenus lorsque la valeur de marché est trop basse. Si la valeur de marché dépasse la valeur à appliquer, l'exploitant conserve les revenus excédentaires. Économiquement, cela correspond à un prix minimal, donc à un CfD unilatéral. Pour un CfD bilatéral s'ajoute le volet de remboursement : les revenus excédentaires au-dessus de la valeur convenue sont écrêtés. Lorsque le débat politique parle de CfD, c'est le plus souvent cette forme symétrique qui est visée.

Un Power Purchase Agreement (PPA) doit aussi être distingué. Un PPA est un contrat de droit privé de fourniture ou d'achat d'électricité entre un producteur et un acheteur, par exemple une entreprise industrielle. Il peut contenir des prix fixes ou des formules de prix et couvrir ainsi des risques similaires. Un CfD au sens de la politique énergétique est en revanche le plus souvent un instrument organisé publiquement. Il est attribué par appels d'offres et a une contrepartie étatique ou régulée. Les deux instruments peuvent coexister, mais poursuivent des objectifs différents. Un PPA organise l'approvisionnement et la couverture de prix entre acteurs du marché. Un CfD doit permettre des investissements dans certaines capacités de production et lier les coûts de soutien aux revenus de marché. Le droit de l'UE considère les deux comme des instruments complémentaires. Les régimes de soutien ne doivent pas entraver le développement des PPA.

Pourquoi les CfD sont pertinents pour le système électrique

Les installations de production d'électricité à coûts d'investissement élevés et à faibles coûts variables dépendent fortement des prix futurs de l'électricité. Cela concerne surtout l'éolien, le photovoltaïque, l'hydroélectricité au fil de l'eau, le nucléaire et d'autres technologies à faibles émissions de CO₂. Pour ces installations, les coûts surviennent surtout au début. Les revenus, eux, proviennent de la vente d'électricité sur de nombreuses années. Lorsque les prix de marché attendus fluctuent fortement, les bailleurs de capitaux exigent des primes de risque plus élevées. Le financement devient plus cher, même si la production elle-même peut être peu coûteuse.

Un CfD réduit ce risque de revenus. Pour l'exploitant, les recettes deviennent plus prévisibles sur la durée du contrat. Pour la partie publique, cela peut limiter les coûts de soutien, car des remboursements surviennent lorsque les prix de marché sont élevés. L'effet ne tient donc pas seulement au paiement par mégawattheure, mais aussi à des coûts de financement plus bas. Si un projet peut être financé à moindre coût, la valeur d'adjudication dont il a besoin dans un appel d'offres diminue. Ce lien entre risque de prix de marché, coût du capital et résultat de l'appel d'offres est souvent sous-estimé dans les débats sur les CfD. L'UE justifie ses exigences notamment par le fait que les CfD bilatéraux rendent les revenus des installations soutenues plus indépendants des prix fluctuants de l'électricité produite à partir de sources fossiles. Cette électricité fossile détermine souvent le prix day-ahead.

Pour les consommatrices et consommateurs, cela ne signifie pas automatiquement un prix final plus bas. Le prix final comprend, outre les coûts d'approvisionnement, aussi les redevances de réseau, les impôts, les taxes et les coûts de commercialisation. En outre, l'allègement dépend de la manière dont les remboursements sont utilisés. Pour les nouveaux CfD bilatéraux au titre de l'article 19d du règlement de l'UE sur le marché intérieur de l'électricité, cette marge de manœuvre est limitée. Les recettes ou leur équivalent financier doivent être reversés aux clients finals. Elles peuvent aussi financer les coûts des régimes de soutien ou des investissements qui réduisent les coûts d'électricité des clients finals. Lors de la répartition, l'incitation pour les clients à réduire leur consommation en cas de prix élevés ou à la déplacer vers des périodes moins chères doit être préservée. Une utilisation libre dans le budget général de l'État n'est pas prévue par cette disposition.

Prix de référence, base de quantités et incitations d'exploitation

La conception concrète décide des incitations qui subsistent dans l'exploitation. Si chaque mégawattheure produit est complété jusqu'à un prix fixe, une installation peut réaliser des revenus même lorsque son électricité n'a guère de valeur pour le système. C'est le cas par exemple en présence de prix très bas ou de prix négatifs de l'électricité. Avec de fortes parts d'énergies renouvelables, cette question gagne en importance. De nombreuses installations photovoltaïques ou éoliennes produisent beaucoup d'électricité aux mêmes moments, et la valeur de marché de cette injection baisse alors. On parle d'effet de cannibalisation.

Un CfD peut être conçu de manière à ce que les exploitants continuent de réagir aux prix de marché. Les principaux leviers sont :

  • Période de référence : des prix de référence horaires couvrent très étroitement l'exploitant. Les moyennes mensuelles ou annuelles lui laissent plus de risque de marché, mais aussi plus d'incitation à commercialiser mieux que la moyenne.

  • Traitement des prix négatifs : les paiements peuvent être suspendus lorsque les prix sont négatifs, afin que les installations n'injectent pas davantage pendant ces heures.

  • Base de quantités : le décompte peut se référer à l'injection réelle (pay-as-produced), à la production potentiellement possible ou à des profils standardisés et des installations de référence. Ces CfD dits financiers ou de référence (benchmark) découplent davantage le paiement de la production réelle.

  • Forme de la couverture : outre un prix d'exercice unique, il existe des modèles de corridor avec limite inférieure et supérieure, de purs prix minimaux ou des CfD fondés sur la capacité.

Chaque variante déplace les risques et les incitations. Un CfD pay-as-produced protège fortement contre les risques de prix, mais peut affaiblir les incitations à une injection adaptée au marché. Les modèles indépendants de la production préservent mieux les réactions du marché, mais exigent des mesures, une modélisation et un décompte plus complexes. Le droit de l'UE mentionne expressément différentes formes pouvant valoir comme CfD bilatéraux ou systèmes équivalents : contrats fondés sur l'injection avec un ou plusieurs prix d'exercice, prix minimaux ainsi que contrats pour différence fondés sur la capacité ou sur une valeur de référence.

Le CfD touche ainsi au rapport entre soutien et flexibilité. Un système électrique comptant beaucoup de production dépendante de la météo a besoin de producteurs, de consommateurs, de stockages et de réseaux qui réagissent aux pénuries et aux excédents. Si les règles de soutien neutralisent entièrement les signaux de prix, les décisions d'exploitation s'en trouvent découplées. Si elles ne limitent pas du tout les risques de prix, les investissements dans des installations à forte intensité de capital peuvent faire défaut ou devenir plus chers. La conception d'un CfD se situe entre ces deux pôles. C'est pourquoi l'article 19d exige expressément deux choses : l'exploitation, la planification de l'engagement, la maintenance et le comportement d'offre ne doivent pas être faussés. Et les installations doivent continuer à participer efficacement aux marchés.

Cadre juridique dans l'UE : obligation de CfD bilatéraux à partir de juillet 2027

Avec la réforme de l'organisation du marché de l'électricité de l'UE, l'article 19d a été inséré dans le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité. Le fondement est le règlement (UE) 2024/1747 du 13 juin 2024. L'article régit les régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans de nouvelles installations de production. Ces régimes doivent prendre la forme de contrats pour différence bilatéraux ou de systèmes équivalents ayant le même effet. L'obligation s'applique aux contrats conclus à partir du 17 juillet 2027. Pour les installations en mer dans des projets hybrides raccordés à deux zones de dépôt des offres ou plus, c'est le 17 juillet 2029 qui s'applique.

Sont visées les nouvelles installations de production d'électricité à partir de l'énergie éolienne, de l'énergie solaire, de la géothermie, de l'hydroélectricité sans réservoir et de l'énergie nucléaire. La participation des acteurs du marché reste volontaire. Qui ne souhaite pas de soutien direct des prix peut se financer par exemple au moyen de PPA. Des principes de conception sont également prescrits :

  • La rémunération minimale et le plafond doivent être alignés sur les coûts d'investissement et les revenus de marché afin d'éviter une surcompensation.

  • La rémunération doit en principe être fixée dans des procédures concurrentielles ouvertes, transparentes et non discriminatoires.

  • Les contrats doivent contenir des sanctions contractuelles en cas de résiliation anticipée unilatérale.

  • Les États membres peuvent exclure les petites installations et les projets de démonstration.

Ne sont pas visés les soutiens sans lien direct avec la production d'électricité, par exemple pour les stockages. Ne sont pas non plus visées les aides à l'investissement sans soutien direct des prix, par exemple les subventions versées à l'avance ou les mesures fiscales. Les contrats de soutien existants, conclus avant la date butoir, ne sont pas concernés par l'obligation. Pour le repowering, les augmentations de puissance importantes ou les prolongations de durée de vie, les États membres peuvent recourir volontairement à des CfD bilatéraux. Le respect des principes est contrôlé par la Commission européenne dans la procédure en matière d'aides d'État.

Transposition en Allemagne : état en novembre 2026

En Allemagne, l'EEG 2023 avec la prime de marché glissante unilatérale s'applique jusqu'à nouvel ordre. Avec la réforme de l'EEG 2027, le gouvernement fédéral a présenté un projet de loi (document du Bundestag 21/7867). Selon celui-ci, des contrats pour différence devraient à l'avenir s'appliquer aux nouvelles installations soutenues à partir de 100 kilowatts. Le projet du ministère fédéral de l'Économie le justifie expressément par le droit de l'Union. Le cœur du projet est un écrêtement des revenus excédentaires pendant les phases de prix élevés. La prime de marché subsiste comme protection vers le bas. Si la valeur de marché dépasse la valeur à appliquer, l'exploitant rembourse selon le projet la différence sous forme de contribution de refinancement. Les fonds doivent être versés au compte EEG. Les coûts de soutien de l'EEG sont financés depuis 2023 par le budget fédéral. Pour les installations nouvellement soutenues de 2027 à 2032, le projet prévoit des dépenses d'environ 12,8 milliards d'euros.

À la mi-novembre 2026, la réforme n'avait pas encore été adoptée. Le traitement final par le Bundestag et le Bundesrat a pris du retard. Une conclusion est attendue au plus tôt lors de la séance du Bundesrat du 18 décembre 2026. Ensuite, l'approbation de la Commission européenne au titre des aides d'État reste à obtenir. Contexte de la pression de calendrier : l'autorisation au titre des aides d'État de l'EEG 2023 expire fin 2026. Des détails tels que la période de référence, les seuils, les options de sortie et les numéros de paragraphes peuvent encore changer dans la procédure parlementaire. Seul le texte de loi promulgué fait foi.

D'autres pays utilisent les CfD depuis des années. L'exemple le plus connu est le Royaume-Uni. L'État y attribue depuis le milieu des années 2010 des CfD bilatéraux pour les énergies renouvelables et le nucléaire par enchères. La contrepartie est une société étatique.

Malentendus typiques

Un malentendu répandu veut que les CfD soient automatiquement une subvention. Pour les paiements différentiels unilatéraux, c'est souvent le cas, car seuls des paiements vont aux exploitants. Avec les CfD bilatéraux, des remboursements surviennent toutefois aussi dès que le prix de référence dépasse le prix convenu. Qu'un CfD pèse sur les finances publiques ou les allège dépend des prix de marché, des valeurs contractuelles, des durées, des règles de remboursement et de l'utilisation des fonds. C'est un instrument de partage des risques pouvant avoir un caractère de soutien. Il ne se réduit pas à une simple logique de subvention.

Tout aussi imprécise est l'affirmation selon laquelle les CfD remplaceraient le marché de l'électricité. Le marché de gros reste responsable de la planification de l'engagement, du bilan et de la formation des prix, tant que les installations y commercialisent leurs quantités. Le CfD modifie le décompte des revenus après la vente sur le marché. Si toutefois une grande partie de la production est couverte à long terme par des CfD, les prix à court terme pèsent moins dans les décisions d'investissement. Le prix de marché continue alors d'indiquer la rareté et l'ordre d'appel, mais porte moins de risque d'investissement. Ce déplacement peut être voulu, mais doit être correctement situé sur le plan institutionnel.

Un autre malentendu concerne la sécurité d'approvisionnement. Un CfD pour des installations éoliennes ou solaires crée de la production supplémentaire, mais pas automatiquement de la puissance garantie pendant les heures de forte demande avec peu de vent ou de soleil. Pour la sécurité d'approvisionnement comptent la disponibilité, la pilotabilité, le raccordement au réseau, les stockages, la demande flexible et les concepts de réserve. Les CfD peuvent déclencher des investissements dans certaines capacités. Ils ne remplacent pas une analyse de la charge résiduelle. Un système électrique peut avoir beaucoup de production annuelle soutenue et avoir malgré tout besoin d'instruments supplémentaires pour la puissance garantie ou la demande flexible.

La répartition des risques est elle aussi souvent décrite de manière incomplète. Lorsque l'État ou un organisme public conclut un CfD, les risques de prix ne disparaissent pas. Ils passent des investisseurs privés à la contrepartie et y sont supportés par des fonds budgétaires, des prélèvements ou des mécanismes de remboursement. Cela peut être judicieux, parce que l'État peut supporter certains risques à moindre coût ou parce que les investissements sont politiquement voulus. Pour une évaluation solide, il faut toutefois que l'on voie clairement qui paie et qui profite selon l'évolution des prix.

Positionnement dans la politique de marché et de soutien

Les CfD sont surtout pertinents là où un système électrique veut à la fois accélérer les investissements, réduire les coûts du capital et protéger les consommateurs contre des déplacements extrêmes de revenus. Ils s'accordent bien avec un appel d'offres : l'État n'a pas à fixer administrativement un prix fixe, mais les projets se font concurrence sur la valeur d'adjudication. L'appel d'offres décide alors quelles installations obtiennent un contrat et à quel prix. Des questions se posent alors quant à la différenciation technologique, à la qualité du site, à la compatibilité avec le réseau, à la sécurité de réalisation et à la durée du contrat.

Le côté institutionnel n'est pas secondaire. Un CfD requiert une contrepartie et un organisme de décompte. Il requiert des règles claires pour les prix de référence, les quantités, les durées, les sanctions et les remboursements ainsi que pour le traitement des défaillances ou des retards. Il faut en outre clarifier comment les paiements sont financés et comptabilisés et où vont les reflux. De ces détails dépend la question de savoir si un CfD crée de la sécurité d'investissement ou génère une nouvelle incertitude.

Le CfD ne décrit donc pas un modèle de soutien unique au résultat fixe, mais une forme contractuelle de couverture des revenus de marché. Son effet dépend de la conception précise. Un CfD peut faciliter les investissements, réduire les coûts de financement et apporter des remboursements lorsque les prix de marché sont élevés. Il peut toutefois aussi affaiblir les signaux de prix, déplacer des risques vers les budgets publics ou créer de mauvaises incitations d'exploitation. Employé avec précision, CfD ne signifie pas électricité bon marché, mais une règle qui répartit les risques de prix entre les producteurs et une contrepartie publique ou contractuelle.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 17:13

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