Tarif de rachat · Glossaire

Un tarif de rachat (en anglais : feed-in tariff) est une rémunération fixée à l'avance pour chaque kilowattheure d'électricité qu'un exploitant d'installation injecte dans le réseau public. La notion est devenue connue grâce au soutien aux énergies renouvelables. Les installations photovoltaïques, éoliennes, de biomasse ou hydrauliques recevaient, pendant une période déterminée, un montant garanti par quantité d'énergie injectée. En Allemagne, ce principe ne s'appelle pas « tarif de rachat » dans la loi, mais rémunération de l'injection (Einspeisevergütung). Dans le débat spécialisé et dans la comparaison internationale, « tarif de rachat » reste toutefois la désignation usuelle du modèle de soutien à prix fixe.

L'unité déterminante est le kilowattheure. Elle mesure une quantité d'énergie, et non une puissance. Une installation photovoltaïque de 10 kilowatts de puissance installée n'est donc pas payée pour ces 10 kilowatts, mais pour les kilowattheures effectivement injectés. Exemple : si l'installation injecte 6 000 kilowattheures en un an et que le tarif est de 8 centimes par kilowattheure, cela donne 480 euros. Les chiffres ne sont choisis qu'à titre d'illustration. Le niveau de la rémunération dépend de la quantité produite, de la météo, de la disponibilité de l'installation, de la part d'autoconsommation et du raccordement au réseau. Ce qui est payé, c'est la quantité d'électricité livrée, et non la simple mise à disposition d'une installation.

Distinction par rapport au prix pour les consommateurs, à la prime de marché et au PPA

Le tarif de rachat n'est pas le prix de l'électricité que paient les consommateurs. Le prix de l'électricité pour les ménages comprend, outre les coûts d'approvisionnement, aussi les redevances de réseau, les impôts, les taxes et les coûts de commercialisation. Le tarif de rachat est en revanche une rémunération côté producteur. Il ne montre ni ce que les clients paient au total pour l'électricité, ni, automatiquement, la valeur actuelle de l'électricité sur le marché de l'électricité.

Dans la vie courante, tarif de rachat et rémunération de l'injection sont souvent employés comme synonymes. Plus précisément, le tarif de rachat désigne le principe de soutien d'un prix fixe par kilowattheure. Il faut en distinguer la prime de marché, les modèles d'appel d'offres et les contrats de fourniture privés tels que les contrats d'achat d'électricité (Power Purchase Agreements). Avec la prime de marché, l'exploitant vend lui-même l'électricité sur le marché, ou par l'intermédiaire d'un prestataire, et reçoit en plus une prime. Celle-ci compense en tout ou en partie l'écart entre une valeur fixée et la valeur de marché. Avec le tarif de rachat classique, c'est en revanche le paiement fixe qui prime. En Allemagne, il n'est toutefois plus entièrement indépendant des prix de bourse (voir ci-dessous).

Pourquoi des tarifs fixes rendent les investissements possibles

La finalité pratique d'un tarif de rachat est la répartition des risques : il décharge les investisseurs d'une grande partie du risque de prix. Quiconque finance une installation solaire, une éolienne ou une installation de biogaz doit pouvoir estimer ses recettes sur de nombreuses années. Un tarif fixe simplifie ce calcul. Les banques peuvent accorder des crédits à de meilleures conditions, les développeurs de projets peuvent planifier et les ménages peuvent évaluer un investissement à risque maîtrisable.

Pour le développement initial des énergies renouvelables, cela a été important. De nombreuses technologies étaient d'abord plus chères que les centrales conventionnelles et ne disposaient d'aucun financement établi. Les tarifs de rachat ont créé un débouché planifiable. Ils n'ont pas remplacé la courbe d'apprentissage technique, mais ont rendu finançables la fabrication en série, l'entrée sur le marché et donc les baisses de coûts. C'est ainsi qu'est né un marché pour les composants, la planification, l'installation, l'exploitation et la maintenance.

Ce qui est décisif, ce n'est pas seulement le niveau du paiement, mais aussi la fiabilité de la règle. Une rémunération plus basse mais crédible à long terme peut davantage encourager les investissements qu'une rémunération plus élevée dont le maintien est politiquement incertain. L'effet réel d'un tarif dépend donc aussi de la durée, de la dégressivité, de l'obligation d'achat, du concept de mesure, des obligations de commercialisation et des missions des gestionnaires de réseau.

Aménagement en Allemagne (EEG 2023, état : novembre 2026)

Selon le § 21 EEG 2023, la rémunération de l'injection n'existe plus que dans certains cas. De manière régulière, elle s'applique aux installations jusqu'à 100 kilowatts de puissance installée dont la valeur applicable est fixée par la loi, ainsi qu'aux installations sorties du soutien. Les installations plus grandes ne peuvent l'utiliser que temporairement au titre de la rémunération de substitution : au maximum trois mois d'affilée et au maximum six mois par année civile, et même alors seulement à un niveau réduit. En outre, pour les installations de moins de 200 kilowatts, il existe la « reprise gratuite », pour laquelle le droit à rémunération est réduit à zéro. Pour les nouvelles installations plus grandes, le cas normal est la commercialisation directe avec prime de marché.

Quiconque utilise la rémunération de l'injection doit céder au gestionnaire de réseau la totalité de l'électricité qui n'est pas consommée à proximité spatiale immédiate et qui est acheminée par un réseau. En outre, l'installation ne peut pas participer au marché de l'énergie de réglage. L'électricité consommée sur place par l'exploitant lui-même n'est pas rémunérée par l'EEG au titre de la rémunération de l'injection. Le supplément pour l'électricité locative (Mieterstromzuschlag) constitue une exception spécifique, pour l'électricité livrée à des consommateurs finals dans un bâtiment ou un quartier sans utilisation du réseau.

Les prix de bourse influencent désormais eux aussi le tarif de rachat. Depuis la modification introduite par la loi dite Solarspitzengesetz, avec effet au 25 février 2025, la valeur applicable est ramenée à zéro, selon le § 51 EEG, pour les périodes de prix négatif sur le marché spot. Cela vaut pour les installations couvertes par cette version, avec des exceptions, par exemple pour les très petites installations. Pour les installations plus anciennes, selon l'année de mise en service, s'appliquent des règles antérieures qui exigeaient plusieurs heures consécutives de prix de l'électricité négatifs. Un mécanisme de compensation prolonge la période de soutien de la durée des périodes concernées. L'affirmation selon laquelle un tarif de rachat serait par principe indépendant des prix de bourse n'est donc plus exacte pour les nouvelles installations allemandes.

Selon le droit en vigueur, la rémunération est versée pendant 20 années civiles, augmentées de l'année de mise en service. Le 29 juillet 2026, le cabinet fédéral a adopté un projet de réforme de l'EEG. Il prévoit de remplacer en grande partie, pour les nouvelles installations à partir de 2027, la rémunération fixe de l'injection par un paiement transitoire limité dans le temps et par la commercialisation directe. Les installations existantes doivent conserver leur cadre de soutien. D'après les rapports disponibles, la réforme n'est pas encore adoptée début novembre 2026 ; les détails peuvent donc encore changer.

Distinction par rapport au soutien en général et à l'autoconsommation

Le tarif de rachat ne reflète pas les coûts de production. Il s'agit d'une grandeur fixée politiquement ou par voie réglementaire. Dans les premiers régimes de soutien, il se situait délibérément au-dessus du prix de marché afin que l'on investisse tout simplement. Depuis que les coûts des technologies renouvelables ont fortement baissé, les tarifs sont nettement plus bas ou sont remplacés par des appels d'offres. Contrairement à une subvention forfaitaire, le tarif est lié aux quantités d'électricité mesurées et livrées au réseau.

De ce fait, le calcul s'est déplacé pour les petites installations photovoltaïques. Auparavant, l'injection totale à un tarif élevé était souvent rentable. Avec des tarifs bas et des prix d'achat élevés, c'est aujourd'hui l'autoconsommation qui compte davantage : chaque kilowattheure utilisé soi-même remplace de l'électricité du réseau, chère. Un stockage par batterie, une pompe à chaleur ou une voiture électrique peuvent augmenter la part d'électricité solaire autoconsommée. Le tarif de rachat n'est alors plus qu'un élément du calcul de rentabilité.

Effet sur le système : incitation à la quantité, à peine au moment

Un tarif fixe récompense avant tout la quantité. Si chaque kilowattheure est payé pareillement, la valeur de marché à court terme, les congestions du réseau ou la charge résiduelle du moment ne jouent guère de rôle pour l'exploitant, tant que le droit ne prévoit pas autre chose. Pour les installations pilotables, un tel tarif sans échelonnement dans le temps peut conduire à de mauvaises incitations. Le photovoltaïque et l'éolien produisent de toute façon en fonction de la météo. Mais plus leur part dans le mix électrique est élevée, plus le moment de l'injection importe : l'électricité solaire d'un midi ensoleillé vaut moins sur le marché que l'électricité d'une soirée peu ventée à forte demande.

Les tarifs de rachat ne sont donc pas fondamentalement erronés : ils déclenchent des investissements et stabilisent les recettes. Dans un système électrique avec de fortes parts d'énergies renouvelables, d'autres instruments gagnent toutefois en importance. Il s'agit notamment de la commercialisation directe, des prix variables, du stockage, des charges pilotables, de l'extension du réseau, de la gestion des congestions et des règles relatives à l'écrêtement. Un tarif de rachat ne crée à lui seul aucune flexibilité. L'absence de rémunération en Allemagne en cas de prix négatifs est un exemple de la manière dont des signaux de prix sont intégrés après coup dans le modèle tarifaire.

Coûts, responsabilités et répartition

Les tarifs de rachat génèrent des flux de paiements qu'il faut organiser : quelqu'un doit mesurer les quantités, verser les rémunérations, affecter l'électricité dans le bilan et répartir les coûts. En règle générale, les gestionnaires de réseau ne fixent pas eux-mêmes le tarif. Ils mettent en œuvre les prescriptions légales, raccordent les installations, mesurent et facturent. En Allemagne, les gestionnaires de réseau de transport tiennent à cet effet le compte EEG. Jusqu'au 30 juin 2022, l'écart entre dépenses et recettes était répercuté sur la consommation d'électricité au moyen de la contribution EEG (EEG-Umlage). Depuis le 1er juillet 2022, la contribution est à zéro ; elle a été supprimée fin 2022. Depuis lors, le compte EEG est équilibré par le budget fédéral.

Les coûts ne disparaissent pas pour autant, ils sont simplement répartis autrement : auparavant via la facture d'électricité, aujourd'hui via le système fiscal et budgétaire. Pour évaluer un tarif de rachat, le seul montant du tarif ne suffit donc pas. Il faut aussi tenir compte du volume de soutien, de la durée, du parc d'installations, des prix de marché, des coûts de combustible évités, des coûts de réseau et de l'effet sur les investissements. Les conflits relatifs au raccordement au réseau ou à l'écrêtement ne naissent généralement pas du tarif lui-même. Ils résultent de l'interaction entre le droit du soutien, la capacité du réseau et les exigences d'une exploitation sûre.

Rapport avec les appels d'offres et la commercialisation directe

De nombreux pays ont remplacé en partie les tarifs de rachat fixes par des appels d'offres. Les projets y soumissionnent pour des droits au soutien, et le marché est attribué aux installations ayant fait des offres basses, pour autant qu'elles remplissent les autres conditions. Le soutien doit ainsi se rapprocher des coûts réels. En contrepartie, les soumissionnaires supportent davantage de risques, par exemple dans le calcul, les autorisations et les délais. De grands acteurs professionnels peuvent plus facilement y faire face que de petits exploitants.

Avec la commercialisation directe, les exploitants ou des commercialisateurs mandatés vendent eux-mêmes l'électricité sur le marché. Ils assument alors davantage de responsabilité pour les prévisions, les programmes de marche et l'énergie d'équilibrage, et les signaux de prix atteignent mieux les producteurs. Les recettes restent souvent malgré tout sécurisées, par exemple via la prime de marché glissante. La mission initiale du tarif de rachat, rendre les recettes planifiables sans exposer pleinement l'installation au risque de prix à court terme, subsiste ainsi dans d'autres formes de soutien. Pour un système à forte injection fluctuante, une simple incitation à la quantité ne suffit toutefois pas. La rémunération doit alors être conçue conjointement avec l'intégration au marché, l'exploitation du réseau et la flexibilité.

Sources

§ 21 EEG 2023 – Einspeisevergütung und Mieterstromzuschlag — Bundesministerium der Justiz / Bundesamt für Justiz (gesetze-im-internet.de); unbekannt (konsolidierte Fassung, abgerufen 11.11.2026). § 21 Abs. 1 Nr. 1–4, Abs. 2, Abs. 3
EEG 2023 § 51 Verringerung des Zahlungsanspruchs bei negativen Preisen — NWB Datenbank (Gesetzestext); Fassung des Gesetzes vom 21.02.2025, in Kraft ab 25.02.2025. § 51 Abs. 1
Glossar: EEG-Umlage — Bundesministerium der Finanzen; unbekannt. Glossareintrag EEG-Umlage
Überschuss aus dem Fördersystem des EEG im Jahr 2023 — Bundesnetzagentur; 14.10.2022. Pressemitteilung, Abschnitt Finanzierungsbedarf
PV-Anlage 2026 kaufen oder warten? Alles zur geplanten Abschaffung der Einspeisevergütung — solaranlage-ratgeber.de (Sekundärquelle); unbekannt (Stand Oktober 2026). Abschnitte zum EEG-2027-Entwurf und zum Bestandsschutz

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:42