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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG)

Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG énergies renouvelables Rémunération d'injection prime de marché Priorité d'injection

La loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien-Gesetz, en abrégé EEG) est la principale loi allemande pour le développement de l'électricité issue des énergies renouvelables. La version aujourd'hui en vigueur s'intitule officiellement EEG 2023. Elle remonte à l'EEG du 21 juillet 2014 et a été souvent modifiée depuis, en dernier lieu en décembre 2025. La loi règle le raccordement au réseau ainsi que l'achat, le transport et la distribution de l'électricité. Elle fixe en outre les droits à paiement des exploitants d'installations, à savoir la prime de marché et le tarif de rachat, ainsi que les appels d'offres, les règles applicables en cas de prix négatifs, les obligations de déclaration et les sanctions. Elle s'applique à l'éolien terrestre et en mer, au rayonnement solaire, à la biomasse, à l'hydroélectricité, à la géothermie ainsi qu'au gaz de décharge, de station d'épuration et de mine. Pour l'éolien en mer, la loi sur l'énergie éolienne en mer (Windenergie-auf-See-Gesetz) contient en outre ses propres règles.

L'EEG ne décrit pas une propriété technique de l'électricité, mais un cadre juridique. Une installation photovoltaïque produit de l'énergie en kilowattheures, quoi que dise la loi. L'EEG détermine si et comment ces kilowattheures sont rémunérés, si l'électricité doit être commercialisée directement, quelles obligations de déclaration s'appliquent et ce qui se passe en cas de prix négatifs ou de manquements aux obligations. Selon le § 1 EEG 2023, la part des énergies renouvelables dans la consommation brute d'électricité doit atteindre au moins 80 % d'ici 2030. À long terme, la loi vise un approvisionnement en électricité neutre en gaz à effet de serre, reposant entièrement sur les énergies renouvelables. Selon le § 2, la construction et l'exploitation des installations relèvent d'un intérêt public supérieur. Cela leur donne plus de poids dans les pesées d'intérêts des autorités, mais ne remplace aucune autorisation.

Du tarif fixe à la prime de marché

Dans sa forme initiale, l'EEG a surtout créé de la sécurité pour les investissements. Pendant de nombreuses années, typiquement 20 ans, les exploitants percevaient un tarif de rachat fixé par la loi pour chaque kilowattheure injecté. Les gestionnaires de réseau devaient acheter l'électricité en priorité. Le risque lié à l'éolien et au photovoltaïque, qui avaient alors des coûts en capital élevés, devenait ainsi calculable.

Aujourd'hui, l'EEG 2023 connaît plusieurs voies pour vendre l'électricité : la commercialisation directe soutenue avec prime de marché, le tarif de rachat, utilisé surtout par les petites installations, le supplément pour l'électricité locative (Mieterstrom) et la commercialisation directe sans soutien. En commercialisation directe, l'exploitant ou un commercialisateur direct vend lui-même l'électricité sur le marché. Si la valeur de marché de l'électricité est inférieure à la valeur à appliquer, le gestionnaire de réseau verse la différence sous forme de prime de marché. Cette prime est donc glissante en fonction de la valeur de marché. Si les prix du marché dépassent la valeur à appliquer, elle tombe à zéro. Le modèle en vigueur ne prévoit pas d'obligation de restituer les recettes excédentaires. Pour l'éolien terrestre, les grandes installations solaires et la biomasse, l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) détermine la valeur à appliquer par des appels d'offres. Pour les petites installations, ainsi que pour l'hydroélectricité et la géothermie, c'est la loi qui la fixe.

La prime de marché ne garantit pas de recettes déterminées. Les exploitants continuent de supporter des risques, par exemple les pannes, les erreurs de prévision, les coûts de commercialisation et les réductions en cas de manquements aux obligations. Depuis la loi dite Solarspitzengesetz, entrée en vigueur le 25 février 2025, une règle plus stricte s'applique aux nouvelles installations : lorsque le prix de bourse est négatif, le droit à paiement disparaît dès le premier quart d'heure. Le seuil à partir duquel les installations sont concernées a été nettement abaissé à 2 kW. Pour les installations de moins de 100 kW, une règle transitoire liée à l'installation d'un système de mesure intelligent s'applique. En compensation, le § 51a prolonge la période de rémunération des périodes concernées. Pour les installations plus anciennes, ce sont les règles de la version applicable à leur mise en service qui valent. L'objectif est que, en cas de surproduction et de prix négatifs de l'électricité, les installations n'injectent plus sans frein.

Priorité d'injection et ses limites

Selon le § 11 EEG, les gestionnaires de réseau doivent en principe acheter, transporter et distribuer en priorité l'électricité issue de sources renouvelables. Il n'en découle aucun droit illimité d'injecter à tout moment chaque kilowattheure productible. Les réseaux ont des limites de capacité, et la sécurité du réseau prime. En cas de congestion, les installations peuvent être écrêtées. Depuis octobre 2021, cela passe en grande partie par le régime de redispatching de la loi sur l'industrie énergétique (Energiewirtschaftsgesetz). C'est également là que l'indemnisation financière est en principe réglée. La priorité d'injection fixe donc un ordre de passage, mais ne supprime pas les limites physiques du réseau. En outre, l'EEG 2023 connaît désormais des accords de raccordement flexibles selon le § 8a, qui permettent une puissance d'injection inférieure à la puissance de l'installation.

Plus l'injection d'électricité éolienne et solaire est importante, plus la charge résiduelle fluctue. Il s'agit de la part de la charge que doivent couvrir des centrales pilotables, des stockages ou des importations. L'EEG fait augmenter la part de la production dépendante de la météo et accroît ainsi le besoin de flexibilité, de prévisions et de développement du réseau. Mais à lui seul, il ne règle pas la manière dont le système est équilibré à chaque heure.

Financement : de la contribution EEG au budget fédéral

De 2000 à 2022, les dépenses de l'EEG ont été financées par la contribution EEG (EEG-Umlage). Les consommateurs d'électricité la payaient dans le cadre du prix de l'électricité. Elle couvrait l'écart entre les paiements aux exploitants d'installations et les recettes tirées de la vente de l'électricité EEG. Au 1er juillet 2022, la contribution a été ramenée à zéro ; depuis 2023, elle est supprimée. L'écart sur le compte EEG des gestionnaires de réseau de transport est depuis comblé par l'État fédéral. Les coûts n'ont donc pas disparu : ils ne figurent simplement plus sur la facture d'électricité, mais dans le budget fédéral.

Une idée fausse répandue consiste à assimiler l'ancienne contribution aux coûts totaux des énergies renouvelables ou à l'ensemble du prix de l'électricité. Le prix pour le client final se compose de l'approvisionnement, des redevances de réseau, des impôts, des taxes, des contributions et de la distribution. En raison de leurs faibles coûts variables, la production éolienne et solaire supplémentaire fait souvent baisser le prix de bourse. Cela accroît en même temps le besoin de soutien, car la prime de marché doit combler l'écart avec la valeur de marché devenue plus basse. Le développement du réseau, le redispatching et l'énergie d'ajustement entraînent d'autres coûts ailleurs. Une analyse solide doit donc dire clairement si elle parle de prix de bourse, de prix pour le client final, de fonds budgétaires ou de coûts systémiques pour l'ensemble de l'économie.

Délimitation

L'EEG n'est pas la même chose que la transition énergétique (Energiewende). L'exploitation du réseau, les redevances de réseau et l'organisation du marché sont réglées surtout par la loi sur l'industrie énergétique. S'y ajoutent la taxe sur l'électricité, l'échange de quotas d'émission, les réserves de centrales et un droit de planification propre pour les lignes. La chaleur, les transports et les procédés industriels requièrent d'autres instruments. Ainsi, l'EEG ne soutient pas les pompes à chaleur. La production de chaleur à partir d'électricité n'est liée à l'EEG qu'indirectement, à savoir par le mix électrique. L'EEG doit aussi être distingué de la consommation d'électricité : il soutient la production, mais agit sur les consommateurs par les prix et les incitations à investir.

État actuel : l'EEG 2027 en procédure législative

L'autorisation de la Commission européenne au titre du droit des aides d'État pour le système de soutien actuel expire fin 2026. C'est pourquoi le cabinet fédéral a adopté le 29 juillet 2026 le projet d'un EEG 2027, ainsi qu'un paquet distinct sur le raccordement au réseau. Le projet est soumis au Bundestag sous la forme de la Drucksache 21/7867. La première lecture a eu lieu le 24 septembre 2026, l'audition d'experts le 5 octobre 2026. Fin octobre 2026, la loi n'avait pas encore été adoptée. Son entrée en vigueur est prévue le 1er janvier 2027 ; l'examen par la Commission européenne est encore en attente.

Selon le projet, les modifications suivantes sont surtout prévues. Toutes les indications peuvent encore changer dans la procédure parlementaire :

  • Pour les nouvelles installations à partir de 100 kW, des contrats pour différence bilatéraux (Contracts for Difference) doivent remplacer la prime de marché glissante unilatérale. Si les recettes de marché sont inférieures à la valeur d'attribution, l'État comble l'écart. Si elles lui sont supérieures, les exploitants doivent restituer les recettes excédentaires. Les installations de biomasse en sont exclues.

  • Le tarif de rachat fixe garanti sur 20 ans doit disparaître progressivement pour les nouvelles installations. Pour les petites installations photovoltaïques en toiture, une solution transitoire limitée dans le temps est prévue, suivie de la commercialisation directe.

  • Le paquet réseau parallèle doit lier davantage les nouvelles installations à la capacité de réseau disponible. Ce qui est surtout controversé, c'est que l'indemnisation de l'écrêtement dans les zones de réseau surchargées doive temporairement disparaître.

Les installations existantes conservent en principe les conditions de la version applicable à leur mise en service. Quiconque fait des déclarations sur l'EEG devrait donc toujours préciser de quelle version et de quelle année de mise en service il s'agit.

Ce que l'EEG apporte et ce qu'il n'apporte pas

L'EEG montre qu'un système électrique ne se compose pas seulement de centrales et de lignes. Il faut aussi des règles qui déclenchent des investissements et répartissent les risques. Sans droits à paiement fiables et droits de raccordement, le développement initial aurait été nettement plus difficile. Mais l'EEG ne construit pas de lignes, n'accélère pas de lui-même les autorisations et ne répond pas à la question de savoir quelle puissance garantie est disponible lors d'un creux de production éolienne et solaire (Dunkelflaute). Le débat porte donc moins sur la question soutien ou marché. Il s'agit plutôt de savoir quels risques l'État supporte, lesquels les exploitants supportent et de quels signaux de prix un système à forte production dépendante de la météo a besoin. C'est précisément cette répartition que l'EEG 2027 réorganise.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:47

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