Contract for Difference · Glossaire

Contract for Difference, en abrégé CfD, désigne sur le marché de l'électricité un contrat de différence. Un prix contractuel fixé est comparé à un prix de marché. Le prix contractuel s'appelle le plus souvent prix d'exercice (strike price). Si le prix de référence pertinent est inférieur au prix d'exercice, l'exploitant de l'installation reçoit la différence. Dans un CfD bilatéral, l'inverse s'applique aussi : si le prix de référence est supérieur, l'exploitant rembourse la différence. Un modèle unilatéral ne protège que contre la baisse. Les recettes d'une installation de production d'électricité sont ainsi protégées en tout ou en partie contre les fluctuations du marché. Le droit de l'UE décrit, en substance, le CfD bilatéral comme un contrat entre un exploitant d'installation et une contrepartie le plus souvent publique. Il offre une protection minimale de la rémunération et limite en même temps les recettes excessives.

Un CfD ne vend pas nécessairement l'électricité physiquement. L'installation peut continuer à commercialiser son électricité sur le marché de l'électricité, le contrat de différence étant réglé en plus, de manière purement financière. Un exemple avec des chiffres ronds, choisis librement : le prix d'exercice est de 70 euros par mégawattheure. Si le prix de référence est de 50 euros pendant une heure, l'exploitant reçoit 20 euros par MWh. S'il est de 110 euros, l'exploitant rembourse 40 euros par MWh dans le cas d'un CfD bilatéral. S'il vend son électricité exactement au prix de référence, il arrive dans les deux cas à 70 euros. La contrepartie se trouve dans la position symétrique. Il s'agit d'un organisme public ou d'une société mandatée par l'État, au Royaume-Uni par exemple la Low Carbon Contracts Company. Lorsque les prix de marché sont bas, elle paie l'exploitant ; lorsqu'ils sont élevés, elle reçoit des remboursements.

Prix d'exercice, prix de référence et recettes réelles

Le prix d'exercice n'est pas un prix souhaité fixé politiquement. Il doit refléter les recettes dont un projet a besoin pour couvrir les coûts d'investissement, d'exploitation et de financement ainsi qu'une rémunération appropriée du capital. Il est souvent déterminé de manière concurrentielle par des appels d'offres. Celui qui propose un prix d'exercice plus bas a plus de chances d'obtenir l'attribution. Mais il supporte alors aussi le risque que le prix proposé ne couvre pas les coûts réels.

Le prix de référence est la valeur de comparaison par rapport à laquelle le règlement s'effectue. Ce choix n'est pas un détail technique. Dans le système britannique de CfD, le prix day-ahead horaire sert de référence pour les producteurs intermittents tels que l'éolien et le photovoltaïque. Pour les installations de base comme les centrales nucléaires ou la biomasse, on utilise en revanche un prix saisonnier du marché à terme. D'autres systèmes recourent à des moyennes mensuelles ou annuelles ou à des valeurs de marché spécifiques à chaque technologie. Cela a des effets, car un parc éolien n'obtient pas automatiquement le prix moyen de la bourse. De nombreuses éoliennes injectent en même temps et font ainsi baisser les prix pendant les heures venteuses. Pour le photovoltaïque, le même effet apparaît aux heures ensoleillées de midi ; on parle d'effet de cannibalisation. Un prix de référence horaire protège l'exploitant de façon largement complète. Une moyenne plus longue lui laisse en revanche une partie du risque de profil et donc aussi une incitation à produire aux moments les plus valorisés.

Le règlement se fait en général en euros ou en livres par mégawattheure. Un CfD classique, fondé sur la production, se rapporte donc à l'énergie électrique produite et non à la puissance installée. Une installation qui injecte rarement reçoit en conséquence moins de paiements qu'une installation de même taille produisant davantage d'électricité. Il existe toutefois aussi des variantes divergentes. Le droit de l'UE mentionne expressément, entre autres, les CfD à plusieurs prix d'exercice, les modèles à prix minimal ainsi que les CfD dits de capacité (capability) ou yardstick. Dans ces variantes, le paiement dépend de la capacité de production ou d'une grandeur de modèle plutôt que de la quantité effectivement injectée. Dans tous les cas, un point reste important : la sécurité d'investissement n'est pas la même chose que la sécurité d'approvisionnement. Un CfD stabilise les recettes, mais ne garantit pas que l'électricité soit disponible à chaque heure où le système en a besoin.

Distinction avec le tarif de rachat, la prime de marché, le PPA et le mécanisme de capacité

Un CfD est souvent confondu avec un tarif de rachat. Dans un tarif de rachat classique, l'exploitant reçoit un prix fixe pour l'électricité injectée, indépendamment du prix de marché actuel. La commercialisation est le plus souvent assurée par un tiers, en Allemagne par le gestionnaire de réseau. Avec le CfD, la commercialisation sur le marché demeure et est complétée par un paiement de compensation financier. Le prix de marché ne disparaît pas ; sa fluctuation est répartie par contrat.

Le CfD est étroitement apparenté à la prime de marché glissante. Là aussi, la différence entre une valeur à appliquer et une valeur de marché est compensée. La prime de marché selon l'EEG 2023 est toutefois unilatérale. Si la valeur de marché est supérieure à la valeur à appliquer, la prime disparaît, mais l'exploitant peut conserver les recettes supplémentaires. C'est seulement l'obligation de remboursement en cas de prix élevés qui en fait un CfD bilatéral avec une répartition des risques plus symétrique. Des questions de conception sont en outre déterminantes : comment le prix de référence est-il déterminé ? Comment les prix négatifs sont-ils traités ? Quelles obligations de commercialisation directe existent ?

Un contrat d'achat d'électricité (Power Purchase Agreement) (PPA) est un contrat de fourniture d'électricité entre un producteur et un acheteur. Il peut lui aussi sécuriser les prix par des prix fixes ou des formules de prix, mais constitue en règle générale un accord de droit privé entre acteurs du marché. Un CfD sert en revanche le plus souvent d'instrument de soutien ou de couverture avec participation publique. Les deux instruments peuvent se rencontrer. La Commission européenne recommande de concevoir ces combinaisons de manière à ne pas subventionner de façon croisée les acheteurs de PPA et à ne pas fausser les marchés de PPA.

Le CfD se distingue également d'un mécanisme de capacité. Un mécanisme de capacité rémunère la mise à disposition de puissance garantie. Un CfD fondé sur la production sécurise en revanche le prix par mégawattheure produit. Il réduit ainsi les risques d'investissement et de recettes, mais ne résout pas automatiquement le problème d'une puissance garantie suffisante en période de forte charge résiduelle.

Pourquoi les CfD sont pertinents pour le système électrique

L'énergie éolienne, le photovoltaïque et l'énergie nucléaire ont des coûts d'investissement élevés et des coûts variables relativement faibles. Ces projets réagissent de façon sensible à l'incertitude sur les recettes. Si les investisseurs ne savent pas quels prix ils obtiendront sur vingt ans ou plus, ils exigent des primes de risque plus élevées ou n'investissent pas du tout. Ces coûts de financement se retrouvent finalement dans les coûts des projets, du soutien ou de l'électricité. Un CfD peut réduire les primes de risque en transférant une partie du risque de prix de marché à une contrepartie capable de supporter ce risque à moindre coût. La raison n'en est pas une défaillance technique du négoce d'électricité. Il s'agit de l'écart entre des investissements de long terme et des signaux de prix de court terme.

Pour les consommateurs et les budgets publics, c'est surtout le volet du remboursement qui compte. Un CfD bilatéral empêche que des installations soutenues conservent des bénéfices fortuits lorsque les prix de marché sont très élevés, tout en étant protégées lorsque les prix sont bas. Selon le droit de l'UE, les États membres peuvent répartir ces reflux entre les clients finals sans que cela soit considéré comme une réglementation des prix de détail. Si et comment cela se produit effectivement relève du droit national concerné. Un CfD ne crée pas d'électricité gratuite ; il répartit les risques de prix et les flux de paiements dans le temps.

Cadre juridique dans l'UE et en Allemagne

Avec la réforme du marché de l'électricité de 2024, l'article 19 quater a été introduit dans le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité. Il repose sur le règlement modificatif (UE) 2024/1747. Selon l'article 19 quater, les régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans de nouvelles installations doivent être conçus comme des CfD bilatéraux ou comme des régimes équivalents ayant le même effet. Cela s'applique à l'électricité issue de l'éolien, du solaire, de la géothermie, de l'hydroélectricité sans réservoir et du nucléaire, et ce à partir du 17 juillet 2027. Pour les installations en mer sur des interconnecteurs hybrides, la date est le 17 juillet 2029. L'obligation ne concerne que le soutien direct des prix. Les subventions à l'investissement ou les avantages fiscaux n'en relèvent pas. Le règlement ne prescrit pas de variante de CfD particulière. Les lignes directrices de la Commission de décembre 2025 exigent toutefois que les installations se comportent de manière orientée vers le marché. Leurs incitations doivent se rapprocher autant que possible de celles de producteurs comparables non soutenus.

En Allemagne, ce cadre doit être mis en œuvre par la réforme de l'EEG 2027. Le projet du gouvernement est soumis au Bundestag en tant que Drucksache 21/7867. Pour les nouvelles installations soutenues à partir de 100 kilowatts, il prévoit des contrats de différence bilatéraux. Les exploitants restent protégés contre la baisse, mais doivent reverser une partie de leurs recettes supplémentaires pendant les phases de prix élevés. D'après les sources examinées, la loi n'était pas encore adoptée fin octobre 2026. Elle nécessite en outre l'autorisation de la Commission européenne au titre du droit des aides d'État. Des détails tels que les seuils, le taux de prélèvement et les options de sortie peuvent donc encore changer. Jusqu'à l'entrée en vigueur, l'EEG actuel avec prime de marché unilatérale continue de s'appliquer.

Incitations et interprétations erronées

On entend souvent, de façon abrégée, que les CfD rendent les prix de l'électricité prévisibles. Ce qui devient prévisible, ce sont toutefois surtout les recettes des installations couvertes. Le prix de bourse continue de fluctuer, sous l'effet de la demande, des prix des combustibles, de la météo, des congestions du réseau et des coûts marginaux. Que la facture d'électricité des clients finals devienne plus stable dépend d'autres règles : de la répercussion des reflux, de la tarification ainsi que des redevances de réseau, des impôts et des taxes.

Pour l'intégration au marché aussi, la conception est déterminante. Les CfD conservent des incitations de marché lorsque les exploitants doivent continuer à réagir aux prix, par exemple pour la planification de la maintenance, la combinaison avec des stockages ou l'injection pendant les heures de prix négatifs de l'électricité. Si en revanche le paiement compense chaque perte, il devient rentable de continuer à produire même à des prix négatifs. De nombreux modèles suspendent donc les paiements pendant ces heures ou les limitent. Il en va de même pour le site. Un prix de référence unique ne reconnaît pas si une installation se trouve dans une zone de réseau à congestions fréquentes. Il peut en résulter un redispatching et un écrêtement supplémentaires. Un CfD ne remplace ni la planification du réseau ni les signaux de localisation.

Dans l'industrie, la notion est entendue plus largement. Les Carbon Contracts for Difference ne sécurisent pas le prix de l'électricité, mais les surcoûts d'une production respectueuse du climat par rapport à une référence fossile, souvent en incluant le prix du CO₂. Le mécanisme ressemble au CfD électrique, mais la grandeur de référence est différente.

Conception institutionnelle

L'effet d'un CfD dépend de règles qui apparaissent souvent comme des questions secondaires dans le débat. Il s'agit notamment de la durée, de l'adaptation à l'inflation, du traitement des défaillances et de l'obligation de commercialisation directe. Sont tout aussi importants le calcul du prix de référence, le financement des paiements, l'utilisation des reflux ainsi que les pénalités contractuelles en cas de non-réalisation. Chacune de ces règles déplace des risques. Une longue durée réduit les coûts de financement, mais engage la marge de manœuvre budgétaire. Un prix d'exercice élevé rend des projets possibles, mais accroît la charge lorsque les prix sont bas. Un prix d'exercice très bas fait paraître les appels d'offres avantageux, mais comporte le risque que des projets ne soient jamais construits. Des règles de remboursement strictes protègent les consommateurs, mais peuvent compliquer des opérations privées de couverture telles que les PPA.

Un Contract for Difference n'est donc pas une technologie, mais une règle de sécurisation des recettes. La notion n'est employée avec précision que lorsque le prix d'exercice, le prix de référence, la base de règlement, l'obligation de remboursement et le porteur de risque sont nommés. Sans ces indications, « CfD » reste une désignation générique pour des interventions très différentes sur les incitations à l'investissement et les risques de prix.

Sources

Verordnung (EU) 2024/1747 zur Änderung der Verordnungen (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 im Hinblick auf die Verbesserung der Gestaltung des Elektrizitätsbinnenmarkts — Europäisches Parlament und Rat der EU (EUR-Lex); 2024-06-13. Erwägungsgründe 38 und 41; Art. 19d der geänderten Verordnung (EU) 2019/943
Commission guidance on the design of two-way contracts for difference (C/2025/6701) — Europäische Kommission (EUR-Lex); 2025-12-19. Einleitung; Abschnitte zu Art. 19d Abs. 1 und Abs. 2 Buchst. a und b
Contract for Difference CFD — Low Carbon Contracts Company; unbekannt. Abschnitte zur Definition und FAQ zum Referenzpreis
Bundesregierung legt EEG-Novelle vor — Deutscher Bundestag (heute im bundestag); unbekannt (Meldung zum Regierungsentwurf, Drucksache 21/7867, September 2026). Abschnitt zu Anlagen ab 100 Kilowatt
Empfehlung (EU) 2026/917 der Kommission — Europäische Kommission (EUR-Lex); unbekannt (2026). Erwägungsgrund 8 und Nr. 4

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Edited by eCMS on 11.11.2026 17:57