Rémunération de l'injection (tarif d'achat) · Glossaire

La rémunération de l'injection est un paiement fixé par la loi ou par contrat pour l'électricité qu'une installation de production injecte dans le réseau électrique public. En Allemagne, la notion est étroitement liée à la loi sur les énergies renouvelables (Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG). Les exploitants d'installations utilisant des énergies renouvelables, par exemple le photovoltaïque, l'éolien, la biomasse ou la petite hydraulique, perçoivent, selon des règles fixes, un montant pour chaque kilowattheure injecté. Ce qui est payé, c'est la quantité d'électricité effectivement livrée, et non la puissance installée. La puissance contribue toutefois à déterminer quel taux de rémunération s'applique.

La grandeur de référence est donc une quantité d'énergie en kilowattheures. Une installation photovoltaïque d'une puissance installée de 10 kilowatts ne reçoit pas d'argent pour ces 10 kilowatts en tant que tels, mais pour les kilowattheures qu'elle produit et injecte dans le réseau. La rémunération de l'injection se distingue ainsi nettement d'une aide à l'investissement, qui subventionne la construction d'une installation, et d'un paiement de capacité, qui rémunère la mise à disposition de puissance. Il s'agit d'un paiement qui dépend de la production.

Fonctionnement et cadre juridique en Allemagne

Dans le modèle de soutien initial, la rémunération de l'injection remplissait deux fonctions centrales. Premièrement, elle garantissait aux exploitants, sur une longue période, un revenu fixe par kilowattheure. Deuxièmement, l'électricité renouvelable avait le droit d'être raccordée et achetée en priorité par le réseau. Pour les investisseurs, l'incertitude sur les revenus futurs diminuait ainsi considérablement. Quiconque planifiait une installation n'avait pas à estimer quel prix de bourse l'électricité atteindrait dans dix ou quinze ans. La rentabilité de l'installation dépendait surtout des coûts de l'installation, du site, du rendement, du taux de rémunération et des conditions de financement.

Selon l'EEG 2023 actuellement applicable, la rémunération fixe de l'injection n'est plus le cas général, mais est limitée aux petites installations. Pour les installations solaires, elle est disponible, selon l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur), jusqu'à une puissance installée de 100 kW. Les installations plus grandes commercialisent en principe leur électricité directement et perçoivent la prime de marché. Le montant de la rémunération dépend de la date de mise en service et de la puissance installée. Le taux applicable une fois fixé reste inchangé pendant la durée du soutien. Selon la présentation courante de l'article 25 de l'EEG, il s'agit de 20 années civiles, plus l'année de la mise en service.

Sur le plan du calcul, la rémunération de l'injection part de la « valeur à appliquer » (anzulegender Wert). Pour les installations solaires et éoliennes, une déduction de 0,4 centime par kilowattheure en est retranchée lorsque la rémunération fixe est utilisée au lieu de la commercialisation directe. Depuis le 1er février 2024, les valeurs à appliquer pour les installations solaires nouvellement mises en service baissent de 1 pour cent tous les six mois. Cette baisse s'appelle la dégressivité. Elle ne s'applique qu'aux nouvelles installations. Les installations existantes conservent leur taux.

Taux actuels pour les installations solaires (mise en service du 1er août au 31 décembre 2026)

Installations sur des bâtiments ou des murs antibruit avec injection partielle, où une partie de l'électricité est autoconsommée : 7,70 ct/kWh pour la tranche de puissance jusqu'à 10 kW, 6,66 ct/kWh pour la tranche jusqu'à 40 kW et 5,44 ct/kWh pour la tranche jusqu'à 100 kW.
Les mêmes installations avec injection totale, où toute l'électricité va dans le réseau : 12,22 ct/kWh jusqu'à 10 kW, ainsi que 10,24 ct/kWh pour les tranches jusqu'à 40 kW et jusqu'à 100 kW.
Autres installations solaires jusqu'à 100 kW, par exemple de petites installations au sol : uniformément 6,19 ct/kWh.

Les paliers s'appliquent au prorata. Une installation de 15 kW perçoit le taux le plus élevé pour la tranche jusqu'à 10 kW et le taux plus bas seulement pour les 5 kW restants. Il en résulte un taux mixte. La hausse de 1,5 ct/kWh prévue par le Solarpaket I pour les installations à partir de 40 kW n'est pas incluse dans ces valeurs. Selon l'Agence fédérale des réseaux, l'autorisation nécessaire de la Commission européenne au titre du droit des aides d'État fait défaut. Un exemple simplifié : si une installation en toiture de 10 kW avec injection partielle injecte 5 000 kWh par an, l'exploitant perçoit environ 385 euros à 7,70 ct/kWh. Il s'agit d'un pur exemple de calcul. La quantité réellement injectée dépend du site, de l'orientation et de l'autoconsommation.

Pour les installations plus récentes, il faut en outre noter ceci : pendant les périodes de prix de bourse négatifs, le droit au paiement peut disparaître entièrement. Les règles précises dépendent de la date de mise en service et de la taille de l'installation. Elles doivent donc être vérifiées pour chaque installation individuellement.

Distinction avec la prime de marché, le prix de l'électricité et l'autoconsommation

La rémunération de l'injection n'est pas le prix que les ménages ou les entreprises paient pour leur consommation d'électricité. Ce prix pour le client final comprend, outre les coûts d'approvisionnement, les redevances de réseau, les impôts, les taxes, les prélèvements et les coûts de distribution. La rémunération de l'injection est en revanche le revenu de l'exploitant de l'installation pour l'électricité qu'il fournit. Les deux grandeurs sont souvent très éloignées l'une de l'autre, mais sont fréquemment citées côte à côte dans les débats publics.

La rémunération de l'injection doit également être distinguée du prix de l'électricité en bourse. Le prix de bourse se forme sur le marché de l'électricité à partir de l'offre et de la demande pour des périodes de livraison données. Il fluctue selon la météo, la consommation, les centrales disponibles, les coûts des combustibles et la situation du réseau. Une rémunération fixe protège l'exploitant de ces fluctuations. Avec la commercialisation directe, en revanche, l'exploitant vend lui-même l'électricité sur le marché ou par l'intermédiaire d'un prestataire. Il perçoit en outre une prime de marché glissante. Elle comble l'écart entre la valeur à appliquer et la valeur de marché moyenne. Une sécurisation de base est ainsi conservée, mais l'installation est davantage intégrée aux processus de marché.

La rémunération de l'injection se distingue également de l'autoconsommation. L'électricité consommée directement sur place, par exemple dans un ménage équipé d'une installation solaire, n'arrive pas dans le réseau public et n'est donc pas rémunérée. L'autoconsommation est avantageuse lorsque l'électricité qu'on n'a ainsi pas à acheter coûte plus cher que ce que rapporterait l'injection. Avec les taux de rémunération actuels de moins de 8 ct/kWh pour l'électricité excédentaire, c'est généralement le cas pour les petites installations en toiture. De cet écart naissent des incitations pour le stockage, pour le déplacement de la consommation et pour un meilleur ajustement de la production et de la consommation dans le bâtiment.

Importance et limites dans le système électrique

La rémunération de l'injection a accéléré le développement des énergies renouvelables, parce qu'elle a modifié les conditions de l'investissement. Les installations éoliennes et solaires ont des coûts initiaux élevés, presque pas de coûts de combustible et une production qui dépend de la météo. Un instrument qui sécurise des revenus à long terme correspond à cette structure de coûts. Les petits exploitants en particulier, les sociétés d'énergie citoyennes, les exploitations agricoles et les propriétaires de logements ont ainsi pu investir sans devoir eux-mêmes opérer sur le marché de l'électricité.

L'instrument soutient toutefois la production et non automatiquement le raccordement au réseau, le stockage, la flexibilité ou un fonctionnement favorable au réseau. Il récompense les kilowattheures injectés, alors que de nombreux coûts du système global apparaissent ailleurs. Lorsqu'une très grande quantité d'électricité solaire est injectée à midi, la valeur de marché de chaque kilowattheure solaire supplémentaire diminue durant ces heures. Les spécialistes parlent d'effet de cannibalisation. Une rémunération fixe protège chaque exploitant de cette baisse des prix, la différence étant alors supportée par le système de soutien. En outre, des congestions du réseau peuvent apparaître lorsque les installations se concentrent géographiquement. Les périodes de prix négatifs de l'électricité et l'écrêtement des installations ne sont donc plus des sujets marginaux. Le gouvernement fédéral chiffre à lui seul les coûts de redispatching, c'est-à-dire les coûts des interventions visant à résoudre les congestions du réseau, à plus de trois milliards d'euros par an.

Malentendus courants

Une subvention pour toute électricité verte : examinée de plus près, la rémunération de l'injection est un droit encadré par des règles, portant sur les quantités d'électricité injectées par certaines installations dans certaines conditions légales. Qu'on la classe politiquement comme subvention, comme sécurisation d'investissements ou comme instrument d'introduction sur le marché dépend de la perspective. Pour l'analyse, il importe davantage de savoir quels risques elle répartit et quelles incitations elle crée.
Les anciens taux comme coûts actuels : les rémunérations élevées des premières installations photovoltaïques reflètent les coûts d'investissement et les décisions de soutien de l'époque. Les nouvelles installations perçoivent des taux nettement plus bas. Quiconque mélange les charges issues des rémunérations passées avec les coûts actuels de production d'électricité obtient une image déformée.
Kilowattheures rémunérés égalent sécurité d'approvisionnement : un grand nombre de kilowattheures injectés sur l'année dit peu de chose sur la puissance disponible avec certitude pendant une heure tendue. Un soir d'hiver sans vent ou la nuit, les installations éoliennes et solaires fournissent peu ou rien. Pour la sécurité d'approvisionnement, il faut des notions supplémentaires comme la puissance garantie, la charge résiduelle, le stockage, la production pilotable et une demande adaptable.

De l'instrument de développement à la question de l'intégration : réorganisation prévue à partir de 2027

Avec la part croissante des énergies renouvelables, le rôle de la rémunération de l'injection s'est déplacé. Au début, il s'agissait d'amener de nouvelles technologies sur le marché et de déclencher des courbes d'apprentissage. Aujourd'hui, la question dominante est davantage de savoir comment rapprocher, dans le temps et dans l'espace, la production, la consommation, la capacité du réseau et la flexibilité. Pour les petites installations, la rémunération fixe était jusqu'ici une simplification importante. Un ménage ne participe pas au marché de gros comme un exploitant de centrale. Des taux uniformes et une facturation simple réduisent les coûts de transaction.

Selon l'Agence fédérale des réseaux, l'EEG 2023 est applicable aux installations nouvellement mises en service jusqu'au 31 décembre 2026. Une réglementation de succession est en cours de délibération parlementaire. Le 29 juillet 2026, le cabinet fédéral a adopté à cet effet une révision de l'EEG et un paquet sur le raccordement au réseau. Selon le ministère fédéral de l'Économie, la rémunération de l'injection doit prendre fin pour les nouvelles installations éoliennes, photovoltaïques et de biomasse. Toutes les nouvelles installations doivent être progressivement amenées à la commercialisation directe, afin que les signaux de prix du marché de l'électricité les atteignent. Pour la transition, un paiement transitoire limité dans le temps est prévu. Les petites installations PV de moins de 25 kW ne doivent plus bénéficier d'un soutien permanent. Les installations existantes conservent leur soutien garanti pour toute sa durée.

Le projet prévoit en outre des contrats pour différence (Contracts for Difference), dans lesquels les surprofits en périodes de prix élevés sont prélevés. Dans les régions à congestions durables du réseau, les indemnités en cas d'écrêtement doivent disparaître à l'avenir ; une limitation dans le temps et un plafond s'appliquent à cet effet. À la mi-novembre 2026, le projet n'est pas encore du droit en vigueur. Le Bundestag l'a examiné en première lecture en septembre, le Bundesrat a adopté un avis. Des modifications en cours de procédure sont possibles, et la Commission européenne doit donner son accord au titre du droit des aides d'État.

La rémunération de l'injection est ainsi plus qu'une somme d'argent. Elle est une interface entre l'installation, le réseau et le cadre réglementaire. Elle détermine quelle électricité est payée, qui supporte le risque de prix et quelle production devient rentable. En revanche, elle n'explique pas si les kilowattheures produits sont disponibles au bon moment, au bon endroit et avec les services système nécessaires.

Sources

EEG-Förderung und -Fördersätze — Bundesnetzagentur; unbekannt (Sätze für Inbetriebnahme 1. August bis 31. Dezember 2026). Hinweiskasten; Abschnitte „Einspeisevergütung für Solaranlagen bis 100 kW“ und „Marktprämie für Solaranlagen bis 1.000 kW“
Wann und wie ändern sich die Vergütungssätze für PV-Strom? — Clearingstelle EEG|KWKG; unbekannt. Abschnitt „Rechtslage nach dem EEG 2023“
Die Bundesregierung schlägt das nächste Kapitel der Energiewende auf – EEG-Novelle und Netzanschlusspaket im Bundeskabinett beschlossen — Bundesministerium für Wirtschaft und Energie; 2026-07-29. Pressemitteilung, Einleitung und Aufzählung der Ziele
EEG-Novelle – die neuen Übergangsregeln — solaranlage-ratgeber.de (Sekundärquelle); 2026-10-16 (Stand laut Seite). Hinweis „Stand 16. Oktober 2026“

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