Tarif de rachat (Feed-in Tariff / Einspeisevergütung) · Glossaire

La Einspeisevergütung (rémunération de l'injection), le plus souvent appelée Feed-in Tariff au niveau international, est un instrument de soutien à l'électricité issue de certaines installations de production. L'exploitant reçoit, pour chaque kilowattheure qu'il injecte dans le réseau public, un montant fixé à l'avance. Ce droit court généralement sur de nombreuses années. En Allemagne, l'instrument s'est fait connaître surtout par la loi sur les énergies renouvelables (EEG). Pendant des décennies, il a garanti aux exploitants d'installations solaires, éoliennes, de biomasse et hydroélectriques des recettes prévisibles. Aujourd'hui, dans l'EEG, il ne constitue plus qu'une des plusieurs « formes de commercialisation » (Veräußerungsformen) et concerne surtout les petites installations.

Principe de base : l'énergie injectée est rémunérée

Ce qui compte est la quantité d'énergie injectée, mesurée en kilowattheures. La puissance installée en kilowatts n'est pas rémunérée. Une installation photovoltaïque de 10 kilowatts ne reçoit donc pas d'argent du simple fait qu'elle se trouve sur le toit. Elle est rémunérée pour l'électricité qu'elle produit réellement et fournit au réseau. Exemple : l'installation injecte 6 000 kilowattheures en un an, le taux est de 7 centimes par kilowattheure. L'exploitant reçoit alors environ 420 euros. Ces chiffres ne servent qu'à l'illustration. L'électricité que le ménage consomme lui-même n'entre pas dans ce calcul. La puissance installée joue néanmoins un rôle : elle détermine quelle forme de commercialisation et quel taux de soutien sont admissibles pour une installation.

Finalité : répartir le risque et permettre le financement

Les installations éoliennes et solaires coûtent cher à l'acquisition, mais entraînent très peu de coûts de combustible ou d'autres coûts courants. Le marché de gros forme ses prix surtout en fonction des coûts marginaux à court terme. Pour des installations à forte intensité capitalistique, il ne fournit donc pas de lui-même des signaux fiables pour l'investissement. Une rémunération fixe par kilowattheure décharge largement l'exploitant du risque de prix de marché. Les banques peuvent alors mieux calculer les revenus, et les financements deviennent moins chers. Ainsi, des technologies ont pu se développer avant d'être pleinement compétitives dans les conditions de marché. Le risque météorologique, en revanche, reste à la charge de l'exploitant : peu de soleil ou de vent signifie moins d'injection et donc moins de recettes.

Conception dans l'EEG 2023

L'EEG 2023 en vigueur mentionne à son § 19 trois droits à paiement : la prime de marché, la rémunération de l'injection et le supplément pour l'électricité de locataires (Mieterstromzuschlag). Selon le § 21, alinéa 1, un droit à la rémunération de l'injection n'existe que pour les mois civils au cours desquels l'exploitant injecte l'électricité et la met à la disposition du gestionnaire de réseau. La loi distingue à cet égard quatre cas :

Installations jusqu'à 100 kilowatts de puissance installée dont le taux de soutien est fixé par la loi : selon le § 53, alinéa 1, le droit est réduit par rapport à la valeur applicable (anzulegender Wert). C'est le cas classique des petites installations en toiture.
Installations de moins de 200 kilowatts pour lesquelles aucun autre paiement n'est revendiqué : la loi qualifie ce cas de « reprise gratuite » (unentgeltliche Abnahme). Le gestionnaire de réseau reprend l'électricité, mais le droit à paiement est nul.
Installations de plus de 100 kilowatts en rémunération de secours (Ausfallvergütung) : elle s'applique au maximum trois mois consécutifs et au maximum six mois par année civile, à un taux réduit. Elle permet par exemple de combler les périodes où un commercialisateur direct fait défaut.
Installations sorties du soutien (ausgeförderte Anlagen), dont la durée initiale de soutien est expirée : elles perçoivent une rémunération réduite selon le § 53, alinéa 4.

Quiconque recourt à la rémunération de l'injection doit, selon le § 21, alinéa 2, céder au gestionnaire de réseau la totalité de l'électricité de l'installation. Est exclue l'électricité consommée à proximité immédiate et non acheminée par un réseau. En outre, l'installation ne peut pas participer au marché de l'énergie de réglage. Dans la pratique, les nouvelles installations plus grandes se retrouvent donc dans la commercialisation directe avec prime de marché. Pour l'éolien terrestre et les grands parcs solaires, le niveau du soutien est en outre le plus souvent déterminé par un appel d'offres.

Qui commercialise l'électricité, qui paie la différence ?

L'électricité rémunérée à tarif fixe a elle aussi une valeur de marché. Les gestionnaires de réseau de transport la vendent en bourse et tiennent pour cela un compte EEG propre. Ils versent aux exploitants la rémunération légale. Ce que la commercialisation ne couvre pas constitue le besoin de financement. Celui-ci dépend fortement du prix de l'électricité : pour 2023, les gestionnaires de réseau de transport attendaient même un excédent en raison des prix très élevés. Aux recettes de commercialisation de 13,1 milliards d'euros s'opposaient des paiements et coûts prévisibles de 9,4 milliards d'euros.

Auparavant, les consommateurs d'électricité payaient cette différence via la contribution EEG (EEG-Umlage). À partir du 1er juillet 2022, elle a été abaissée de 3,723 à 0 centime par kilowattheure. Avec la loi sur le financement de l'énergie (Energiefinanzierungsgesetz), elle a été entièrement supprimée au 1er janvier 2023. Depuis lors, l'État fédéral couvre le besoin de financement de l'EEG, et ce entièrement à partir du budget fédéral. Le développement des renouvelables a été annoncé comme passant par le Fonds pour le climat et la transformation. La différence entre la valeur de marché et le droit au soutien ne disparaît donc pas. Elle est simplement déplacée des factures d'électricité vers le budget de l'État. Les gestionnaires de réseau de transport publient chaque année, le 25 octobre, le besoin de financement pour l'année suivante.

Distinction avec les instruments apparentés

Tarif d'injection : dans le langage courant, les deux termes sont souvent employés indifféremment. Plus précisément, le tarif d'injection désigne le taux concret en centimes par kilowattheure. La Einspeisevergütung désigne l'instrument ou le paiement dans son ensemble.
Prime de marché : ici, l'exploitant ou un commercialisateur direct vend lui-même l'électricité. S'y ajoute une prime flottante qui comble l'écart entre la valeur de marché et la valeur applicable. Les prévisions, les programmes de marche et l'énergie d'ajustement incombent alors au côté commercialisation.
Appel d'offres : dans le cas d'une rémunération de l'injection administrative, le législateur fixe le taux. Dans les appels d'offres, les développeurs de projets se font concurrence pour obtenir des droits au soutien. Cela vise à réduire les coûts et à piloter les volumes, mais place surtout les petits acteurs face à des obstacles plus élevés.
Power Purchase Agreement : un contrat d'achat d'électricité (Power Purchase Agreement) est un contrat de fourniture privé entre producteur et acheteur, et non un taux de soutien étatique. Les parties contractantes se répartissent entre elles le risque de prix.

Limites en cas de parts élevées d'énergies renouvelables

Une rémunération fixe par kilowattheure traite toute injection de la même manière, quels que soient le moment et le lieu. Avec de faibles parts d'énergies renouvelables, cela ne pose guère de problème. Avec des parts élevées, le moment gagne en importance : les midis ensoleillés, beaucoup d'électricité solaire fait baisser les prix de bourse, parfois jusqu'à des prix négatifs de l'électricité. Les tarifs fixes n'incitent alors guère à orienter installations, stockages ou consommation en fonction de l'excédent et de la pénurie. Le tarif ne reflète pas non plus la flexibilité, la qualité du site ni les congestions de réseau. Il ne décide pas du maintien de la tension ou de la fréquence. Mais il influence où et combien d'installations voient le jour. Si de nombreuses installations en toiture se développent, les flux de charge changent dans le réseau de distribution. Si l'éolien croît plus vite que les réseaux de transport, le besoin de redispatching augmente.

Le législateur a déjà corrigé le tir sur ce point. Avec la loi dite Solarspitzengesetz, une version plus stricte du § 51 EEG s'applique depuis le 25 février 2025 aux nouvelles installations. Pour les périodes de prix spot négatif, la valeur applicable tombe à zéro, selon des sources spécialisées dès le premier quart d'heure négatif. Cela vaut aussi bien pour la rémunération de l'injection que pour la prime de marché. En compensation, le § 51a prolonge la période de soutien du nombre des périodes non rémunérées. Pour les petites installations, il existe des règles transitoires et dérogatoires, dépendant entre autres de l'installation d'un système de mesure intelligent. Pour les installations plus anciennes, les règles de leur année de mise en service continuent de s'appliquer.

Un malentendu fréquent

Les taux de rémunération historiques ne sont pas le prix de l'électricité renouvelable. Ce sont des recettes garanties pour certains millésimes d'installations selon les règles de l'époque. Les premières installations photovoltaïques recevaient des taux élevés parce que la technologie était alors bien plus chère. Les millésimes suivants se sont contentés de valeurs bien plus basses. Qui déduit des anciens tarifs les coûts de production actuels mélange coûts technologiques, conception du soutien et moment de l'investissement.

État actuel : abandon prévu de la rémunération fixe

Le cabinet fédéral a adopté fin juillet 2026 un projet de révision de l'EEG. Selon celui-ci, la rémunération fixe de l'injection doit progressivement disparaître pour les nouvelles installations à partir de 2027. Selon des reportages médiatiques, les nouvelles petites installations solaires ne devraient plus recevoir, au lieu de l'actuelle rémunération fixe de 20 ans, qu'un paiement transitoire de 36 mois. Ensuite, une injection rémunérée ne serait plus possible que par la commercialisation directe. Début novembre 2026, la révision n'était pas encore adoptée au Bundestag. La controverse a persisté surtout autour de la fin de la rémunération fixe pour les petites et moyennes installations solaires. Pour les installations existantes, une protection des droits acquis s'applique selon les projets connus. La forme finale des règles dépend de la procédure législative.

Globalement, la Einspeisevergütung représente une certaine manière de financer les énergies renouvelables : l'État fixe les recettes, les exploitants obtiennent une sécurité d'investissement, et un modèle politiquement déterminé répartit les coûts. Sa force a été un développement planifiable. Elle atteint sa limite là où un système électrique à forte production dépendante de la météo requiert davantage de signaux temporels, spatiaux et de marché.

Sources

§ 21 EEG 2023 – Einspeisevergütung und Mieterstromzuschlag — Bundesministerium der Justiz / Bundesamt für Justiz (gesetze-im-internet.de); unbekannt (konsolidierte Fassung, abgerufen November 2026). § 21 Abs. 1 Nr. 1–4 und Abs. 2
Energiefinanzierungsgesetz – Umlagepflichten und Aufsicht — Bundesnetzagentur; unbekannt. Einleitung der Seite
Überschuss aus dem Fördersystem des EEG im Jahr 2023 (Pressemitteilung) — Bundesnetzagentur; 2022-10-14. Pressemitteilung, Abschnitte zu Einnahmen und Finanzierung
Ehemalige EEG-Umlagepflichten und Leitfäden zur Eigenversorgung — Bundesnetzagentur; unbekannt. Abschnitt „Entfallen der EEG-Umlagepflichten“
Wirtschaftliche Auswirkungen des Solarspitzengesetzes auf Photovoltaik- und Windenergieanlagen an Land — Grant Thornton (Sekundärquelle); 2025 (genaues Datum unbekannt). Abschnitte zur Neufassung der §§ 51 und 51a EEG
Einigung zur Abschaffung der Einspeisevergütung in Sicht: EEG-Kompromiss liegt vor — t-online (Nachrichtenquelle, keine Primärquelle); etwa Anfang November 2026 (genaues Datum unbekannt). Abschnitte „EEG auf der Zielgeraden“ und „Einspeisevergütung soll abgeschafft werden“

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:43