Coûts différentiels · Glossaire

Des coûts différentiels apparaissent lorsqu'une valeur de rémunération garantie pour l'électricité est supérieure à la recette que cette électricité obtient sur le marché ou obtiendrait de manière calculée. Il s'agit de l'écart financier entre un droit au soutien et la valeur de marché de l'électricité produite. La notion apparaît dans le cas du tarif de rachat, de la prime de marché glissante et des contrats pour différence (Contracts for Difference). Ces trois instruments sécurisent les investissements sans exposer entièrement l'électricité au risque de prix du marché.

Le calcul de base est simple. Une installation produit une certaine quantité d'électricité, généralement mesurée en mégawattheures (MWh) ou en kilowattheures (kWh). Pour cette quantité, il existe une valeur de référence : dans l'EEG allemand, la valeur à appliquer (« anzulegender Wert »), dans un contrat pour différence, un prix d'exercice convenu (strike price). On en déduit une valeur de marché ou un prix de marché de référence. Cette différence multipliée par la quantité d'électricité pertinente donne les coûts différentiels. Un exemple de calcul à titre d'illustration : la valeur à appliquer est de 6 ct/kWh (60 €/MWh), la valeur de marché de 4,5 ct/kWh. La compensation s'élève alors à 1,5 ct/kWh. Pour une production annuelle de 10 000 MWh, cela représente 150 000 euros. Si la valeur de marché dépasse la valeur de soutien, la compensation tombe à zéro. La question de savoir s'il y a alors même des remboursements dépend du modèle de soutien concerné.

La différence entre une valeur par unité d'énergie et les coûts absolus est importante. Un écart important en euros par MWh n'entraîne des coûts totaux élevés que si de grandes quantités d'électricité sont concernées. Inversement, un faible écart appliqué à de très grandes quantités peut exiger beaucoup d'argent. Les coûts différentiels dépendent donc toujours de trois grandeurs : le niveau de rémunération, la valeur de marché et la quantité soutenue.

Calcul et valeur de marché

Pour l'électricité éolienne et solaire, la recette déterminante n'est pas simplement le prix moyen de l'électricité en bourse. Ces installations injectent selon la météo, l'heure du jour et la saison. L'EEG calcule donc une valeur de marché spécifique à chaque technologie. Pour cela, le prix du marché spot de chaque quart d'heure est pondéré par l'injection extrapolée de la technologie concernée durant ce quart d'heure. La somme est ensuite divisée par la quantité totale produite. Lorsque de nombreuses installations solaires produisent simultanément, le prix baisse souvent durant ces heures. La valeur de marché de l'électricité solaire se situe alors en dessous du prix moyen simple. Il en va de même pour l'électricité éolienne durant les heures très venteuses.

Cet effet de profil, aussi appelé risque de profil (Profile Risk), est central pour les coûts différentiels. Si la valeur de marché d'une technologie baisse, les coûts différentiels augmentent à rémunération égale. Cela ne signifie pas que la technologie est devenue techniquement plus chère. Cela montre seulement que son électricité rapporte moins sur le marché durant les heures où elle est injectée. Les causes peuvent être une forte production simultanée, une demande peu flexible, des congestions du réseau, un manque de stockage ou la conception du marché de l'électricité.

La prime de marché glissante dans l'EEG

Avec la prime de marché glissante, les exploitants d'installations vendent en principe eux-mêmes leur électricité ou par l'intermédiaire d'un commercialisateur direct. Ils reçoivent en outre une prime. Selon l'annexe 1 de l'EEG 2023, elle résulte de la valeur à appliquer moins la valeur de marché. Si le résultat est négatif, la prime est fixée à zéro. La prime de marché allemande n'agit donc jusqu'à présent que dans un seul sens : des prix de marché élevés réduisent la subvention jusqu'à zéro, mais ne déclenchent aucun remboursement. Les recettes supplémentaires au-delà de la valeur à appliquer restent chez l'exploitant.

L'hypothèse selon laquelle la prime serait toujours calculée avec une valeur de marché mensuelle a été corrigée. Une valeur de marché mensuelle ne s'applique qu'aux installations mises en service avant le 1er janvier 2023 ou ayant obtenu auparavant une attribution. Pour les autres installations, la prime est calculée annuellement et rétroactivement à partir d'une valeur de marché annuelle spécifique à la technologie. Cela modifie les incitations : une valeur annuelle lisse les fluctuations saisonnières. Un exploitant dont l'installation est mieux valorisée que la moyenne de sa technologie en profite. Celui qui obtient de moins bons résultats en supporte lui-même le désavantage.

Les prix négatifs influencent également les coûts différentiels. Selon l'article 51 de l'EEG 2023, pour les installations mises en service ou ayant obtenu une attribution à partir du 25 février 2025, le droit au paiement disparaît pour chaque quart d'heure où le prix du marché spot est négatif. En compensation, l'article 51a de l'EEG prolonge la période de rémunération en conséquence. Pour les installations plus anciennes s'appliquent, selon l'année de mise en service et la puissance, des règles horaires antérieures ou des exceptions. Durant les heures de surabondance, il n'en résulte donc aucun coût différentiel pour les nouvelles installations. En même temps, il devient intéressant de réduire la production de l'installation durant ces heures ou d'utiliser un stockage.

Contrats pour différence bilatéraux

Dans un CfD bilatéral, la compensation est réglée dans les deux sens. Si le prix de référence est inférieur au prix d'exercice, l'exploitant reçoit la différence. S'il lui est supérieur, l'exploitant rembourse la différence. Durant les phases de prix élevés, les coûts différentiels peuvent ainsi devenir négatifs : de l'argent revient à l'organisme de soutien. Le fonctionnement d'un CfD dépend fortement du prix de référence choisi, des quantités prises en compte et de la capacité de l'installation à continuer de réagir aux signaux de prix à court terme.

La réforme européenne du marché de l'électricité a établi à l'article 19d du règlement sur le marché intérieur de l'électricité : le soutien direct des prix pour les investissements dans de nouvelles installations, par exemple de production à partir de l'éolien, du solaire, de la géothermie et de l'hydroélectricité sans réservoir, doit désormais être conçu sous forme de contrat pour différence bilatéral ou de système équivalent. La base en est le règlement (UE) 2024/1747. Selon une présentation répandue, l'obligation s'applique aux contrats de soutien à partir du 17 juillet 2027. Le règlement mentionne comme formes possibles, entre autres, des contrats fondés sur l'injection avec un ou plusieurs prix d'exercice, des prix minimaux ainsi que des contrats fondés sur la capacité ou sur une valeur de référence. Les États membres peuvent redistribuer aux clients finals les flux de retour issus de tels contrats.

L'Allemagne prépare la transition par une réforme de l'EEG. Le ministère fédéral de l'Économie a publié à cet effet en juillet 2026 un projet de loi du gouvernement fédéral. Selon l'état de cette recherche, la réforme n'est pas encore adoptée. Des détails tels que la période de référence, les seuils et les délais transitoires peuvent donc encore changer.

Distinction par rapport aux coûts de soutien, au prix de l'électricité et aux coûts du système

Les coûts différentiels sont souvent assimilés aux coûts de soutien. Cela n'est que partiellement exact. Ils décrivent la compensation entre la recette de marché et la valeur de soutien, mais pas nécessairement tous les coûts d'un système de soutien. Selon la loi de financement de l'énergie (Energiefinanzierungsgesetz, EnFG), le besoin de financement annuel de l'EEG comprend la différence entre les recettes et les dépenses des gestionnaires de réseau de transport. Y figurent, outre les primes de marché et les rémunérations fixes, des postes tels que les coûts de service de profil et les réserves de liquidité, ainsi que la prise en compte du solde du compte EEG. Les paiements aux exploitants d'installations ne sont pas non plus identiques aux coûts différentiels, car une partie d'entre eux est couverte par des recettes de marché.

Les coûts différentiels ne sont pas non plus identiques aux coûts du système. Ceux-ci comprennent en outre l'extension du réseau, le redispatching, la puissance de réserve, le stockage, la technique de mesure et de commande et d'autres coûts de la sécurité d'approvisionnement. Les coûts différentiels ne montrent qu'une compensation financière au sein du régime de soutien. Ils ne disent rien à eux seuls des coûts macroéconomiques qu'entraîne une structure de production donnée.

De même, les coûts différentiels ne doivent pas être assimilés au prix de l'électricité pour les ménages ou les entreprises. Autrefois, ils étaient financés en Allemagne par le prélèvement EEG et étaient ainsi directement visibles sur la facture d'électricité. Le prélèvement a été ramené à zéro au 1er juillet 2022. Depuis 2023, le soutien de l'EEG est financé par le budget fédéral. Les gestionnaires de réseau de transport publient le besoin de financement chaque année en octobre pour l'année suivante. Pour 2026, il s'élevait à 16,152 milliards d'euros hors prise en compte du solde du compte. Les coûts ne disparaissent pas avec ce changement, ils passent simplement par un autre canal. La répartition des charges et les incitations politiques s'en trouvent modifiées.

Pourquoi les coûts différentiels sont pertinents dans le système électrique

Les installations renouvelables exigent des investissements initiaux élevés et n'ont pratiquement pas de coûts de combustible. Pour les investisseurs, la fiabilité des recettes futures est donc déterminante. Une valeur de soutien réduit le risque de prix et peut diminuer les coûts de financement. Des coûts de capital plus bas réduisent à leur tour la rémunération nécessaire. Un instrument de soutien n'est donc pas seulement un système de paiement. Il détermine aussi quel risque supportent les exploitants d'installations, l'État, les consommateurs et les autres acteurs du marché.

Il en résulte un conflit d'objectifs. Plus les recettes sont sécurisées, plus il est facile de financer les investissements. En même temps, les signaux de prix peuvent s'affaiblir lorsque les installations sont rémunérées indépendamment de la valeur à court terme de leur injection. Les modèles de soutien modernes doivent donc limiter les risques d'investissement sans supprimer entièrement la réaction aux prix négatifs, aux congestions du réseau ou aux besoins de flexibilité. Servent à cela des règles comme l'article 51 de l'EEG ou l'exigence du droit de l'UE selon laquelle les CfD doivent préserver un comportement orienté vers le marché.

Les coûts différentiels montrent en outre le lien entre le développement des énergies renouvelables et l'évolution des valeurs de marché. Avec la part croissante de production dépendante de la météo, les heures de forte injection simultanée deviennent plus fréquentes. En l'absence de consommateurs flexibles, de stockage, d'électrolyseurs, d'extension du réseau ou d'autres formes de flexibilité, les recettes baissent durant ces heures. Les coûts différentiels augmentent alors, alors même que les coûts de production des nouvelles installations peuvent continuer à baisser.

Interprétations erronées typiques

« Des coûts différentiels élevés prouvent que les installations sont inefficientes » : cette conclusion ignore le lien avec le prix de marché. Lorsque les prix de gros baissent, les coûts différentiels augmentent mécaniquement. En même temps, les coûts d'approvisionnement des fournisseurs et des consommateurs peuvent diminuer, notamment grâce à l'effet de merit order. L'effet global dépend du système de financement, des profils de consommation et des stratégies d'approvisionnement.
« Des coûts différentiels faibles signifient que le soutien est gratuit » : des valeurs faibles ou négatives durant les phases de prix élevés peuvent tenir à des prix du gaz exceptionnellement élevés, à de faibles capacités de centrales ou à des chocs géopolitiques. Un mécanisme de soutien ne peut être évalué utilement que sur plusieurs phases de prix.
« Tout paiement différentiel est une subvention » : c'est trop imprécis. Un paiement différentiel peut être un soutien public. Mais il peut aussi être conçu comme une compensation contractuelle des risques qui déclenche des remboursements en cas de prix élevés. Pour la qualification comptent la personne qui fixe la valeur de référence, le fait que l'accès soit attribué en concurrence par un appel d'offres, la personne qui supporte le risque de prix et le fait que le mécanisme agisse dans les deux sens ou dans un seul.
« Une année dit tout » : une seule année avec des paiements de compensation élevés dit peu de chose sur la qualité à long terme d'un dispositif de soutien. Comptent la durée, les hypothèses de prix, les coûts de capital, les objectifs de développement et la question de savoir si le soutien permet de nouvelles capacités qui remplacent les coûts de combustibles fossiles et les émissions.

Portée institutionnelle

Les coûts différentiels sont aussi une question de compétence. Avec un prélèvement, les consommateurs d'électricité supportent les coûts selon des règles fixées par la loi. Avec un financement par le budget, la compensation est en concurrence avec d'autres dépenses publiques et dépend de décisions budgétaires. Avec des contrats bilatéraux, les recettes supplémentaires des phases de prix élevés peuvent être prélevées de façon ciblée et redistribuées. Chaque forme de financement modifie la visibilité, la répartition et le pilotage politique.

De petites différences de conception influencent aussi les comportements. Une valeur de marché mensuelle crée d'autres incitations qu'une valeur de marché annuelle ou qu'un prix de référence horaire. Un soutien qui disparaît en cas de prix négatifs agit autrement qu'une rémunération continue. Un CfD lié à l'injection réelle agit autrement qu'un contrat se référant à une installation ou à une capacité de référence. De telles règles contribuent à déterminer si les exploitants ajoutent du stockage, réduisent la production des installations, concluent des contrats de fourniture ou recourent à d'autres options de flexibilité. La notion de coûts différentiels n'explique donc pas tous les coûts du système électrique. Mais elle rend visible un lien important entre soutien, valeur de marché et financement.

Sources

Anlage 1 EEG 2023 (zu § 23a) – Höhe der Marktprämie — LX Gesetze (Wiedergabe des amtlichen Gesetzestexts, Stand: zuletzt geändert 18.12.2025); 2025-12-18. Anlage 1 Nr. 2, 3.1.2, 3.3.2, 4.1.1–4.1.2, 4.3.2
Verordnung (EU) 2024/1747 zur Verbesserung des Elektrizitätsmarktdesigns in der Union — Europäisches Parlament und Rat der EU (EUR-Lex); 2024-06-13. Art. 19d der Verordnung (EU) 2019/943 in der Fassung von 2024/1747; Erwägungsgründe 40–41
EEG-Finanzierungsbedarf 2026 — Übertragungsnetzbetreiber (netztransparenz.de); 2025-10-24. Übersichtsseite zum Finanzierungsbedarf 2026
Wird die Vergütung meiner Anlage wegen negativen Preisen reduziert? — Clearingstelle EEG|KWKG; unbekannt. Abschnitte 1–3
Gesetzentwurf der Bundesregierung (EEG/Stromsektor) — Bundesministerium für Wirtschaft und Energie; 2026-07-29. Vorblatt, D. Haushaltsausgaben ohne Erfüllungsaufwand (laut Suchergebnis)

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:01