Feed-in Premium (prime d'injection) · Glossaire

Feed-in Premium, en allemand généralement Einspeiseprämie (prime d'injection), désigne un paiement de soutien pour l'électricité injectée, versé en plus des recettes du marché. L'exploitant ne reçoit donc pas de prix de rachat fixé par l'État. Il vend lui-même son électricité sur le marché, ou par l'intermédiaire d'un prestataire, et perçoit une prime en supplément. Dans le droit allemand des énergies renouvelables, la forme la plus importante de ce modèle s'appelle prime de marché (Marktprämie).

La prime est versée pour la quantité d'énergie produite et effectivement injectée, en règle générale en centimes par kilowattheure ou en euros par mégawattheure. Elle se rapporte donc à l'énergie électrique (travail électrique) et non à la puissance installée. Une éolienne de cinq mégawatts ne perçoit pas la prime pour sa puissance nominale, mais pour chaque kilowattheure effectivement injecté. Ce point est important : les coûts de soutien, les recettes de marché et les incitations dépendent de la quantité d'énergie produite. Le raccordement au réseau, les besoins en surface et la contribution à la puissance garantie dépendent en revanche d'autres grandeurs.

Distinction par rapport au tarif d'injection et au contrat pour différence

Un Feed-in Premium se situe entre un tarif d'injection fixe et une production d'électricité financée uniquement par le marché. Avec le tarif fixe, l'exploitant reçoit pour chaque kilowattheure un taux défini à l'avance, et le prix du marché joue à peine un rôle dans ses recettes. Avec le Feed-in Premium, le prix du marché reste en revanche une composante du calcul des recettes.

Prime fixe : un supplément constant s'ajoute aux recettes du marché. Si le prix du marché monte, les recettes totales montent aussi. S'il baisse, les recettes totales baissent. L'exploitant supporte ainsi un risque de prix considérable.
Prime glissante : une valeur cible est fixée, dans l'EEG la valeur à appliquer (anzulegender Wert). La prime compense l'écart entre cette valeur et une valeur de marché de référence. Si la valeur de marché monte, la prime baisse ; si elle baisse, la prime monte. Un tel modèle s'appelle aussi Sliding Market Premium.
Contrat pour différence bilatéral : dans un Two-sided CfD, des paiements circulent dans les deux sens. Si le prix de référence est supérieur à la valeur convenue, l'exploitant doit restituer les recettes excédentaires.

Toute prime d'injection n'est donc pas un Contract for Difference. La prime de marché allemande selon l'EEG 2023 est unilatérale. L'annexe 1 de l'EEG la calcule comme la valeur à appliquer moins la valeur de marché mensuelle ou annuelle. Si le résultat est inférieur à zéro, la prime est fixée à zéro ; il n'y a pas de remboursement. Un exemple simplifié : avec une valeur à appliquer de 7 ct/kWh et une valeur de marché de 5 ct/kWh, la prime s'élève à 2 ct/kWh. Si la valeur de marché est de 9 ct/kWh, la prime est nulle et l'exploitant conserve les recettes de marché plus élevées. La valeur de référence applicable dépend de la date de mise en service ou de l'attribution. Les installations mises en service ou ayant obtenu l'attribution avant le 1er janvier 2023 sont en principe décomptées avec la valeur de marché mensuelle spécifique à la technologie, et mensuellement. Les autres installations sont décomptées avec la valeur de marché annuelle, et annuellement.

Pourquoi la prime est pertinente pour le système électrique

Les rémunérations d'injection fixes ont fortement favorisé la montée en puissance de l'éolien, du photovoltaïque et de la biomasse, car elles offraient des recettes prévisibles. Avec la part croissante de ces installations, il est cependant apparu plus clairement que le système électrique n'a pas seulement besoin de suffisamment d'électricité sur l'année. Production, consommation, capacité du réseau et énergie d'équilibrage doivent aussi concorder dans le temps. La prime d'injection doit donc rapprocher les exploitants du marché de l'électricité, le plus souvent par la commercialisation directe. Dans ce cadre, un commercialisateur direct ou l'exploitant lui-même vend l'électricité en bourse, de gré à gré ou par des contrats de fourniture. Cela suppose des prévisions, une commercialisation et la responsabilité d'équilibre (Bilanzkreisverantwortung). Lorsque la production réelle s'écarte de la prévision, des coûts d'équilibrage apparaissent. Dans le système de rémunération fixe, ils étaient davantage répartis sur la collectivité ; dans le modèle de prime, ils sont supportés au moins en partie par les commercialisateurs et les exploitants.

Les propriétés physiques de la production ne changent pas pour autant. Une installation photovoltaïque dépend toujours du rayonnement solaire, une éolienne de la disponibilité du vent. Le lien avec le marché améliore la prévision, la commercialisation et la réaction aux prix. Il ne remplace ni le stockage, ni la capacité du réseau, ni la puissance garantie. La commercialisation commerciale est donc autre chose que la pilotabilité technique.

Incitations en cas de prix bas et négatifs

La conception du dispositif devient particulièrement importante en cas de prix très bas ou de prix de l'électricité négatifs. Avec une prime glissante fondée sur une moyenne mensuelle ou annuelle, la prime par kilowattheure est fixe au sein de la période de décompte. Sans règle contraire, l'injection reste alors rentable même avec un prix de bourse négatif, tant que la prime est supérieure au montant que l'exploitant doit payer pour l'enlèvement. L'installation continue donc d'injecter alors que le prix signale un excédent.

L'Allemagne a réagi par un durcissement progressif du § 51 EEG. La règle applicable dépend de la date de mise en service ou de la date limite de l'appel d'offres :

Jusqu'à fin 2015 : pas de réduction.
De 2016 à 2020 : règle des 6 heures. Le soutien ne disparaît qu'après six heures consécutives de prix négatifs.
De 2021 à 2022 : règle des 4 heures.
Du 1er janvier 2023 au 24 février 2025 : règle échelonnée 4-3-2-1 heures.
Depuis le 25 février 2025 (Solarspitzengesetz) : la valeur à appliquer tombe à zéro dès le premier quart d'heure avec un prix négatif sur le marché spot. En contrepartie, la période de soutien est prolongée des quarts d'heure concernés, pour les installations PV au moyen d'un contingent de temps pondéré selon les saisons. Pour les installations de moins de 100 kW, la nouvelle règle ne s'applique qu'après l'installation d'un système de mesure intelligent.
Pour certaines installations de biogaz soumises à appel d'offres, une règle spéciale s'applique : le soutien disparaît dès que les prix spot atteignent 2 ct/kWh ou moins.

Les installations existantes peuvent passer volontairement à la nouvelle règle. Les conditions sont un système de mesure intelligent et une déclaration sous forme de texte. En contrepartie, leur valeur à appliquer augmente de 0,6 ct/kWh. De telles règles déterminent si les installations réduisent volontairement leur production en cas d'excédent et si la flexibilité est rentable.

S'ajoute, pour l'éolien et le photovoltaïque, un effet de simultanéité. Lorsque de nombreuses installations similaires injectent en même temps, leur valeur de marché moyenne baisse. On parle d'effet de cannibalisation. Avec une prime glissante, le soutien compense cette perte de valeur. Cela préserve certes le développement, mais ne répond pas à la question de savoir comment le stockage, la demande flexible, l'extension du réseau et la production pilotable se développent en parallèle.

Répartition des risques et des coûts

Un Feed-in Premium répartit avant tout des risques. Des recettes plus prévisibles réduisent le coût du capital. C'est particulièrement important pour les installations éoliennes et solaires, car elles exigent de lourds investissements initiaux et ont très peu de coûts de combustible. Si le risque sur les recettes augmente fortement, les bailleurs de fonds exigent des rendements plus élevés. Un modèle apparemment plus proche du marché peut ainsi devenir globalement plus cher. La contrepartie est supportée par les consommateurs, le budget de l'État ou des systèmes de prélèvements, selon le financement. Avec une prime glissante unilatérale, la baisse des valeurs de marché augmente les paiements de soutien. La hausse des valeurs de marché allège certes le système de soutien, mais les recettes excédentaires au-delà de la valeur à appliquer restent chez l'exploitant. C'est précisément là qu'interviennent les contrats pour différence bilatéraux.

Les responsabilités sont elles aussi réparties. Le législateur et le régulateur fixent l'éligibilité au soutien, les valeurs de référence, les appels d'offres et les règles applicables en cas de prix négatifs. Les gestionnaires de réseau restent responsables du raccordement et de la sécurité du réseau. Les commercialisateurs directs assument la commercialisation et le périmètre d'équilibre. Les exploitants d'installations supportent les risques d'investissement et d'exploitation ainsi que, selon le modèle, une partie du risque sur les recettes.

Évolution juridique : exigence de l'UE relative aux CfD bilatéraux

Avec la réforme du marché de l'électricité de 2024, l'article 19 quater a été inséré dans le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité. La version modifiée repose sur le règlement (UE) 2024/1747. Selon cet article, les régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans de nouvelles installations doivent être conçus comme des contrats pour différence bilatéraux ou comme des modèles ayant un effet équivalent. Cela concerne notamment l'éolien, le solaire, la géothermie, l'hydroélectricité au fil de l'eau sans réservoir et l'énergie nucléaire, et s'applique aux contrats à partir du 17 juillet 2027. Pour les projets hybrides en mer raccordés à plusieurs zones de dépôt des offres, la date est le 17 juillet 2029. La Commission européenne a publié des lignes directrices sur la conception. Selon celles-ci, ces contrats doivent préserver autant que possible les incitations de marché d'installations comparables non soutenues.

Pour l'Allemagne, le cabinet fédéral a adopté le 29 juillet 2026 un projet de loi du gouvernement sur l'EEG 2027. Il prévoit des contrats pour différence bilatéraux pour la commercialisation directe soutenue. Une décision du cabinet n'est pas encore du droit en vigueur. Tant qu'une nouvelle réglementation n'a pas été adoptée et n'est pas entrée en vigueur, la prime de marché unilatérale selon l'EEG 2023 s'applique. Pour les installations existantes, ce sont en principe les règles qui étaient déterminantes lors de la mise en service ou de l'attribution qui s'appliquent.

Malentendus fréquents

La prime serait indépendante du prix du marché : avec les modèles glissants, son montant dépend justement de la valeur de marché.
La commercialisation directe signifierait pleine responsabilité vis-à-vis du système : la vente en bourse ne signifie pas qu'une installation contribue à la charge de pointe ou que son injection suit la demande.
De faibles paiements de soutien signifieraient une forte rentabilité : lorsque les prix du marché sont élevés, la prime peut être faible alors que l'installation reste sécurisée par le cadre de soutien. Des primes élevées résultent souvent de valeurs de marché basses, pas nécessairement de coûts d'installation élevés.
Toute prime de marché serait un CfD : la prime de marché allemande selon l'EEG 2023 ne prévoit pas de remboursement des recettes excédentaires.

Les Feed-in Premiums montrent que le soutien n'est pas seulement une question de quantité d'électricité. Ils déterminent comment les recettes de marché, les risques de prix et la sécurité d'investissement sont liés. Le terme désigne ainsi moins une technique de paiement isolée qu'une interface entre le soutien à la production, la commercialisation directe et les signaux de prix à court terme.

Sources

Wird die Vergütung meiner Anlage wegen negativer Preise reduziert? — Clearingstelle EEG|KWKG; 2026-06-15 (Textfassung; erstellt 2025-08-12). Abschnitte 1 bis 4, Tabelle
Anlage 1 (zu § 23a) EEG 2023 – Höhe der Marktprämie — buzer.de (Gesetzestext EEG 2023); unbekannt (Fassung ab 25.02.2025). Anlage 1 Nr. 3.1.2 und 4.1.2
Regulation (EU) 2024/1747 amending Regulations (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 (electricity market design) — Europäisches Parlament und Rat der EU, EUR-Lex; 2024-06-13. Erwägungsgrund 36; Art. 19d
Commission guidance on the design of two-way contracts for difference (C(2025) 8479) — Europäische Kommission; unbekannt (2025). Abschnitte zum Rechtsrahmen, Art. 19d Abs. 1 und 2
EEG 2027 – Overhaul of Germany's renewable energy subsidy regime — Gleiss Lutz; unbekannt (nach dem 29.07.2026). Einleitung und Abschnitt zu zweiseitigen CfDs

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:47