Contracts for Difference · Glossaire

Les contracts for difference, en abrégé CfD, sont des contrats pour différence. Ils comparent un prix fixé par contrat à un prix de marché. Pour les installations de production d'électricité, cela signifie généralement : l'exploitant vend son électricité sur le marché comme d'habitude. En outre, pour chaque mégawattheure produit ou pris en compte, on compare si un prix de marché de référence déterminé est inférieur ou supérieur au prix contractuel convenu. Ce prix contractuel s'appelle strike price. Si le prix de référence lui est inférieur, l'exploitant reçoit la différence sous forme de paiement compensatoire. S'il lui est supérieur, l'exploitant doit, dans le cas d'un CfD bilatéral, restituer la différence à la contrepartie contractuelle.

Un CfD n'est donc pas un contrat de fourniture d'électricité au sens simple. La fourniture d'électricité et la couverture financière sont dissociées. L'installation injecte dans le réseau et participe au marché de l'électricité. Le contrat pour différence, lui, stabilise les recettes. Ce qui compte n'est pas la seule quantité d'énergie produite, mais l'écart de prix par mégawattheure entre le strike price et le prix de référence, multiplié par la quantité prise en compte selon le contrat.

Exemple de calcul : unilatéral et bilatéral

Le strike price est le prix par mégawattheure que le contrat garantit en définitive à l'exploitant pour la quantité d'électricité prise en compte. Il peut résulter d'appels d'offres concurrentiels, de négociations bilatérales ou d'une fixation administrative. Au Royaume-Uni, il est par exemple ajusté chaque année en fonction de l'indice des prix à la consommation (CPI). Le strike price ne garantit toutefois pas la rentabilité d'un investissement : la quantité produite, les coûts de construction et les coûts d'exploitation restent des risques supportés par l'exploitant.

Un exemple simplifié : un strike price de 70 euros par mégawattheure s'applique à un parc éolien en mer. Si le prix de référence est de 50 euros, l'exploitant reçoit 20 euros par mégawattheure. S'il est de 100 euros, l'exploitant rembourse 30 euros par mégawattheure dans le cas d'un CfD bilatéral. Dans un modèle unilatéral, il n'existe que le complément en cas de prix bas, mais aucun remboursement en cas de prix élevés. Ces chiffres ne servent qu'à l'illustration et ne sont pas des valeurs contractuelles réelles.

Le caractère unilatéral ou bilatéral d'un CfD détermine fortement son effet. Les modèles unilatéraux agissent comme un prix plancher : les exploitants sont couverts à la baisse et conservent les recettes supplémentaires en cas de prix élevés. Les CfD bilatéraux stabilisent les recettes dans les deux sens. Cela modifie aussi la répartition des risques de prix entre investisseurs, État et consommateurs d'électricité. Le Royaume-Uni en fournit un exemple : lorsque les prix de gros ont fortement augmenté à partir de 2021 dans le sillage de la crise des prix du gaz, de nombreux contrats ont donné lieu à des remboursements des producteurs à la contrepartie contractuelle publique. Selon le gestionnaire des contrats, ceux-ci ont allégé les coûts pour les fournisseurs et les consommateurs.

Distinction avec la prime de marché, le tarif d'achat fixe, le PPA et le marché à terme

Avec un tarif d'achat fixe, l'exploitant reçoit pour l'électricité injectée un montant fixe, indépendamment du prix de marché. La prime de marché glissante de l'EEG allemand, en revanche, compense l'écart entre une valeur à appliquer (anzulegender Wert) et une valeur de marché propre à chaque technologie. Selon le droit en vigueur, elle n'agit que dans un sens : si la valeur de marché est supérieure à la valeur à appliquer, la prime disparaît, sans remboursement. Elle correspond donc pour l'essentiel à un CfD unilatéral. Elle ne devient un CfD bilatéral que si les recettes supplémentaires au-delà de la valeur à appliquer doivent être remboursées. C'est précisément ce que prévoit la réforme envisagée de l'EEG.

Un Power Purchase Agreement (PPA) est un contrat d'achat d'électricité entre producteur et acheteur, le plus souvent à prix fixe ou indexé. CfD et PPA peuvent être combinés : au Royaume-Uni, de nombreux producteurs vendent leur électricité via un PPA et reçoivent par le CfD le complément jusqu'au strike price. La Commission européenne recommande de concevoir de telles combinaisons de façon que l'acheteur du PPA ne soit pas subventionné de manière croisée et que les marchés des PPA ne soient pas faussés. En Allemagne, la question de savoir avec quelle souplesse les exploitants devraient pouvoir passer entre PPA et soutien dans le nouveau modèle est controversée.

Le CfD se distingue aussi du marché à terme. Les produits à terme couvrent les prix de quantités d'électricité standardisées sur des périodes de livraison fixes. Les CfD pour installations de production se rapportent en revanche le plus souvent à la production réelle ou prise en compte d'une installation déterminée et durent souvent nettement plus longtemps. C'est pourquoi ils sont étroitement liés au financement de projets et à la politique énergétique de l'État.

Pourquoi les CfD sont pertinents pour le système électrique

Les parcs éoliens, les installations solaires et les centrales nucléaires coûtent cher au départ, mais relativement peu en exploitation. Ils doivent être financés avant que des recettes ne coulent pendant de nombreuses années. Pour les investisseurs, ce n'est donc pas seulement le prix moyen attendu qui compte, mais aussi l'incertitude des recettes futures. Plus cette incertitude est grande, plus les primes de risque et le coût du capital sont élevés. Un CfD peut rendre le financement moins cher, car il retire du projet une partie du risque de prix. Les risques ne disparaissent pas pour autant. Ils sont alors supportés par ceux qui versent les paiements compensatoires ou reçoivent les remboursements, par exemple le budget de l'État ou les consommateurs d'électricité via un prélèvement.

Le marché de l'électricité rémunère avant tout les mégawattheures produits. Il ne garantit pas qu'une installation amortisse ses coûts d'investissement. Lorsque la part d'une technologie à très faible coût marginal augmente, les prix baissent précisément durant les heures où cette technologie produit beaucoup : pour le photovoltaïque aux heures ensoleillées de midi, pour l'éolien lors des périodes très ventées. Cet effet de cannibalisation complique les investissements lorsque les recettes dépendent entièrement du prix de marché à court terme. Les CfD peuvent limiter ce risque, mais seulement en partie selon le prix de référence.

Prix de référence, risque de profil et incitations inopportunes

L'effet d'un CfD dépend fortement du prix de référence. Peuvent être retenus un prix spot horaire, une valeur de marché mensuelle ou annuelle propre à chaque technologie, un prix du marché à terme ou un autre indice. Au Royaume-Uni, le prix de référence est déterminé différemment selon la technologie, pour les installations de base par exemple à partir de prix du marché à terme. Plus le prix de référence reflète fidèlement la production réelle, plus le risque est transféré à la contrepartie. Avec des prix moyens sur de longues périodes, l'exploitant supporte davantage de risque de profil. Il ne produit en effet pas au prix moyen, mais aux prix de ses heures de production. En contrepartie, l'incitation à commercialiser mieux que la moyenne demeure.

Si les paiements dépendent de la quantité effectivement produite, un exploitant peut avoir une incitation à continuer de produire même à des prix de l'électricité très bas ou négatifs, car il perdrait sinon le complément. Les CfD doivent donc régler précisément quelles quantités sont rémunérées, comment les prix négatifs sont traités et si un droit existe en cas de limitation de production ou de congestions du réseau. On discute aussi de variantes indépendantes de la production, par exemple des CfD liés à la capacité ou à des installations de référence. Elles visent à dissocier le paiement du comportement effectif d'injection. Le droit de l'UE exige que les CfD bilatéraux préservent les incitations dont disposent des installations comparables non soutenues, c'est-à-dire que les installations soutenues réagissent conformément au marché.

Un CfD ne résout pas de lui-même les questions de réseau. Un parc éolien financièrement sécurisé peut être construit sur un site à congestions fréquentes et entraîner alors des coûts de redispatching ou d'extension du réseau. Qu'une installation soit implantée de manière utile au système ou contribue à la sécurité d'approvisionnement se décide dans la planification du réseau, le pilotage des sites, l'autorisation et la conception du marché.

Cadre juridique : UE, Royaume-Uni et Allemagne

UE : la réforme de l'organisation du marché de l'électricité par le règlement (UE) 2024/1747 a inséré l'article 19d dans le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité. Selon cet article, les régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans de nouvelles installations de production fondées sur certaines énergies renouvelables et dans de nouvelles centrales nucléaires doivent être conçus comme des CfD bilatéraux ou des régimes équivalents ayant le même effet. L'obligation s'applique à partir du 17 juillet 2027, et à partir du 17 juillet 2029 pour les installations en mer sur des interconnecteurs hybrides. Les formes peuvent varier : selon le règlement, sont par exemple possibles des CfD fondés sur l'injection avec un ou plusieurs strike prices, des prix planchers ainsi que des CfD fondés sur la capacité ou sur des installations de référence. Les États membres peuvent redistribuer aux clients finals les recettes issues des remboursements. La Commission a publié en décembre 2025 des lignes directrices sur la conception. Le droit des aides d'État continue de s'appliquer en parallèle.

Royaume-Uni : les CfD y sont des contrats de droit privé entre des producteurs bas carbone et la Low Carbon Contracts Company, société publique. Les strike prices sont déterminés lors de cycles d'enchères ou négociés bilatéralement pour des projets individuels. Les paiements circulent dans les deux sens.

Allemagne (état au 11 novembre 2026) : pour les installations en service, l'EEG 2023 s'applique toujours, avec une prime de marché glissante à effet unilatéral. Le gouvernement fédéral a adopté le 29 juillet 2026 le projet d'un EEG 2027 (document du Bundestag 21/7867), que le Bundestag a examiné en première lecture le 24 septembre 2026. Le projet maintient la prime de marché sur le principe et la complète par une obligation de remboursement des recettes supplémentaires au-delà de la valeur à appliquer. Selon des rapports, cela doit valoir pour les installations soutenues à partir d'environ 100 kilowatts, en principe pour les attributions issues de dates d'appel d'offres à partir de 2027. Pour les attributions plus anciennes et les installations mises en service jusqu'à fin 2026, le modèle actuel doit continuer de s'appliquer. D'après les rapports spécialisés actuels, le Bundestag n'a pas encore adopté la loi. Il reste ensuite l'examen par le Bundesrat et l'approbation de la Commission européenne au titre du droit des aides d'État. Des détails peuvent donc encore changer.

Malentendus dans le débat

« Les CfD sont simplement des subventions. » Cela est exact en définitive tant que des paiements sont versés durablement aux exploitants. Mais un CfD est d'abord un contrat de partage des risques. En cas de prix élevés, les CfD bilatéraux agissent comme un prélèvement au-dessus du strike price. La question de savoir s'ils soulagent ou grèvent en net les finances publiques ou les consommateurs dépend de l'évolution des prix, du strike price, de la quantité produite et de la durée.
« Les CfD font baisser le prix de l'électricité en bourse. » Pas directement. Le prix de gros à court terme continue de se former à partir de l'offre, de la demande, des contraintes de réseau et des coûts marginaux des installations qui fixent le prix. Les paiements des CfD interviennent en aval, via des prélèvements, des budgets ou des redistributions. Les CfD peuvent surtout réduire les coûts de financement des nouvelles installations, et ils peuvent limiter les recettes extrêmes.
« Les CfD remplacent l'organisation du marché. » Non. Ils sécurisent des investissements dans certaines installations. Mais ils ne règlent pas quelle puissance est disponible lors des périodes de Dunkelflaute, comment les stockages et les consommateurs flexibles reçoivent des incitations, ni comment les coûts de réseau et les congestions locales sont pris en compte.

Portée institutionnelle

Les CfD montrent que les marchés de l'électricité ne se composent pas seulement de prix, mais aussi de règles qui répartissent les risques. Un CfD de long terme crée des engagements sur de nombreuses années, souvent 15 ans ou plus. Ceux-ci doivent être financés, comptabilisés et assumés politiquement. Que les paiements proviennent du budget, d'un prélèvement sur les fournisseurs d'électricité, d'un fonds ou de remboursements en phases de prix élevés fait partie de l'instrument. La conception de l'appel d'offres influence aussi le résultat. Des offres trop agressives peuvent conduire à ce que des projets ne soient pas réalisés si les taux d'intérêt ou les coûts de construction augmentent. Si trop de risques sont transférés aux exploitants, les offres augmentent. Si trop de risques sont socialisés, des incitations inopportunes menacent.

Employé avec précision, le terme CfD désigne donc non pas seulement un paiement en cas de prix bas, mais toute la construction : strike price, prix de référence, règle de remboursement, référence aux quantités, durée, indexation et financement institutionnel. C'est cette conception qui décide si un CfD facilite les investissements, préserve les signaux de marché, limite les coûts ou crée de nouvelles distorsions.

Sources

Regulation (EU) 2024/1747 amending Regulations (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 as regards improving the Union's electricity market design — Europäisches Parlament und Rat der EU (EUR-Lex); 2024-06-13. Erwägungsgründe 38 und 41; Art. 19d der geänderten VO (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; Abschnitt zu Art. 19d(1) und 19d(2)(a),(b)
What is a CfD — Low Carbon Contracts Company (LCCC); unbekannt. Abschnitte zu Strike Price, Reference Price und Finanzierung
EEG 2027: Was der Entwurf für Photovoltaik-Direktinvestments und Solarparks bedeutet — pv magazine Deutschland (Unternehmensmeldung); unbekannt (ca. Ende September/Anfang Oktober 2026). Abschnitte zu Verfahren und Förderregime
EEG 2027 und Netzpaket: Die Zitterpartie geht weiter — energiezukunft; 2026-11 (laut Suchergebnis aktuell; genaues Datum unbekannt). Einleitung und Abschnitt zum Zeitplan

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Edited by eCMS on 11.11.2026 17:58