EEG 2027 & Packe réseau : Aperçu de la décision du Conseil des ministres relative à la contribution de refinancement (CfD)

Aperçu rapide

Le Cabinet fédéral et le ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie ont 29 juillet 2026 ses projets de loi pour Réforme de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) 2027 et paquet réseau adopté. Il existe ainsi pour la première fois une version qui va au-delà de l'avant-projet – avec des articles déplacés, des valeurs concrétisées et un tout nouveau domaine de régulation : le paquet réseau.

• Le site Contribution au refinancement (maintenant § 21d EEG 2027, anciennement projet de § 20a de la loi EEG), demeure le mécanisme central de contrats pour la différence (CfD) pour les nouvelles installations d'une puissance installée à partir de 100 kW.
• Pour les installations comprises entre 100 kW et le seuil d'appel d'offres respectif, il s'applique une valeur unique à appliquer de 6,2 ct/kWh.
• Nouveau par rapport à l'état actuel des discussions : Le paquet réseau mène zones de réseau à capacité limitée avec un Clause de redistribution pour les parcs photovoltaïques au sol et l'éolien terrestre.
• Entrée en vigueur prévue : 1er janvier 2027, sous réserve des délibérations du Bundestag à partir de septembre 2026 et de l'approbation des aides d'État par l'UE.

Du projet d'avant-projet à la décision du Conseil des ministres : qu'est-ce qui a changé ?

Ceux qui se sont déjà penchés sur le sujet connaissent peut-être nos articles précédents : les Classification des exigences de l'UE selon l'art. 19d du règlement EBM d'octobre 2023, le Rapport intermédiaire sur la mise en œuvre allemande ainsi que notre Analyse du projet d'avant-projet de loi de mai 2026. Avec la décision du Conseil des ministres du 29 juillet 2026, plusieurs paragraphes de la loi sur les énergies renouvelables (EEG) 2027 ont été déplacés. Quiconque se réfère encore aujourd'hui aux normes qui y sont citées commet parfois des erreurs de citation.

Aperçu des principaux changements :

Outre la renumérotation, la décision du Conseil des ministres apporte deux nouveautés de fond qui n'étaient pas encore représentées dans nos contributions précédentes : un valeur concrète à appliquer de 6,2 ct/kWh pour les installations situées en deçà du seuil d'appel d'offres et l'articulation avec Pochette réseau, qui introduit des zones de réseau à capacité limitée et une réserve de redispatch. Nous expliquons les deux ci-dessous.

Rien n'a changé dans le cadre juridique lui-même : la réforme du marché de l'électricité de l'UE oblige l'Allemagne à travers Art. 19d du règlement de l'UE sur le marché intérieur de l'électricité (règlement IME) au plus tard à partir du 17 juillet 2027 aux contrats d'écart type biphasés pour les systèmes de soutien direct des prix tels que la loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG). De plus, l'autorisation européenne en matière d'aides d'État pour l'EEG 2023 expire au 31 décembre 2026 de – deux délais indépendants qui expliquent la pression temporelle sur le législateur allemand.

Comment fonctionne la contribution de refinancement ?

Un contrat pour différence associe la rémunération à un prix de référence fixé à long terme – dans la loi EEG : le valeur à appliquer – au lieu du prix de l'électricité fluctuant de la bourse. Le principe est symétrique : si le prix du marché est inférieur, l'exploitant reçoit la différence ; s'il est supérieur, la différence est restituée.

Jusqu'à présent – prime de marché flottante (contrat d'écart unilatéral) : Si la valeur de marché est inférieure à la valeur à appliquer, la prime de marché compense la différence. Si elle la dépasse, l'exploitant conserve l'intégralité des revenus supplémentaires – une „ voie à sens unique ” en faveur de l'exploitant.

Nouveau – Contribution de refinancement sous forme de contrat d'écart (CfD) bilatéral (§ 21d EEG 2027) : La prime de marché est maintenue lors des années de prix bas. Cependant, en période de prix élevés, l'exploitant doit rembourser la différence – un véritable mécanisme de récupération (claw-back) qui fait de ce modèle une „ rue à double sens ”.

La formule : Contribution de refinancement = valeur de marché annuelle spécifique à la technologie (basée sur le day-ahead) − valeur à appliquer. Le calcul est effectué en fonction de la production par kilowattheure injecté — y compris les quantités d'électricité stockées intermédiaires —, décompté annuellement de manière rétroactive par le gestionnaire de réseau.

Exemple de calcul (Hypothèse : valeur à appliquer = 6,2 ct/kWh) :

Pour les quarts d'heure aux prix au comptant bas en période de faibles revenus de marché, un système supplémentaire s'applique également Rendement minimal de 0,5 ct/kWh. Aucune obligation de paiement ne survient en cas de prix de l'électricité négatifs.

Droit de vote et retrait

Les exploitants doivent dans les six mois suivant la mise en service expliquer si vous bénéficiez de l'aide (§ 20 al. 2 EEG 2027). Un renonciation unique et irrévocable est possible conformément au § 21e de la loi allemande sur les énergies renouvelables (EEG) 2027 – effectif à compter du 1er janvier de l'année suivante, alors la prime de marché et la contribution de refinancement sont supprimées en même temps. L'option reste ouverte jusqu'à l'expiration de la 10e année civile suivant la mise en service. Important : un simple passage à l'autre forme de commercialisation directe (§ 21b EEG 2027) met fin à l'obligation de paiement pas – cette lacune réglementaire du concept initial a été comblée.

Comment la valeur à appliquer est-elle déterminée ?

La valeur à appliquer n'est pas forfaitaire – elle dépend de la taille de l'installation et est déterminée de deux manières différentes :

Pour les installations entre 100 kW et le seuil d'appel d'offres respectif s'applique-t-il une valeur unique à appliquer de 6,2 ct/kWh (sans appel d'offres).

Pour les installations au-dessus du seuil de mise en concurrence correspond la valeur à appliquer à la valeur de prime individuelle (valeur de l'offre) issue de l'appel d'offres EEG respectif – déterminée par la concurrence selon la méthode de l'enchère uniforme (pay-as-bid), limitée par une valeur maximale légale. Le seuil d'appel d'offres se trouve dans deux segments partagé

Dans les deux cas, la valeur à appliquer fixé une seule fois en cas d'adjudication ou de mise en service et reste constant pendant toute la durée de l'aide – sans adaptation à l'inflation. Il constitue ainsi précisément le seuil qui détermine le versement ou le prélèvement : valeur de marché annuelle inférieure → prime de marché ; valeur de marché annuelle supérieure → contribution au refinancement.

Règle de dégressivité

À compter du 1er août 2027, la valeur à appliquer diminuera tous les six mois de 1 % par rapport à la valeur en vigueur au cours de la période précédente. Cela peut avoir une incidence sur le choix de la date d'appel d'offres ou de mise en service.

Un point de critique subsiste : dans ses orientations du 19 décembre 2025, la Commission européenne recommande des contrats pour la différence (CfD) indépendants de la production afin d'éviter les incitations perverses (produire et oublier). Le projet allemand reste dépendant de la production – un point d'amélioration potentiel dans la suite de la procédure législative.

Qui est concerné – et qui ne l'est pas ?

Touché sont les nouvelles installations d'une puissance installée à partir de 100 kW qui injectent de l'électricité dans le réseau et souhaitent bénéficier du soutien de la loi EEG. Sans perception de subvention, aucune obligation de paiement ne s'applique. Il est tenu compte à cet effet seul l'électricité injectée dans le réseau public après subvention. Sont exceptées les installations de biomasse – avec une contre-exception pour le gaz d'épuration et de décharge, qui restent assujettis au prélèvement. Sont en outre indirectement concernées les banques et les sociétés de financement de projets (nouvelle modélisation des risques dans le calcul des projets), les prestataires de commercialisation directe et les gestionnaires de réseau qui se chargent de la gestion.

Non concerné sont Autoconsommation photovoltaïque et Livraison directe sans transit par le réseau, les installations ENR de moins de 100 kW ainsi que les installations ENR non subventionnées et Stockage autonome, car ceux-ci ne sont pas des producteurs au sens de la loi EEG.

protection des acquis s'applique dans trois constellations : les suppléments issus d'une date d'appel d'offres en 2026 s'appliquent indépendamment de la mise en service ultérieure de l'installation. Les installations photovoltaïques dont la mise en service a lieu avant 2027 conservent leur soutien existant de 20 ans selon l'ancien droit. En cas de repowering avant 2027, c'est d'abord l'arrêt de subvention existant après 20 ans qui s'applique ; le modèle CfD ne s'applique qu'à partir de 2027.

Nouveau : Le train de mesures sur les réseaux introduit des zones de réseau à capacité limitée

Le même jour, le 29 juillet 2026, le cabinet fédéral a adopté des parties du Paquets réseau adoptés, qui sont étroitement liés sur le plan du contenu au modèle CfD.

Nouvel élément central : zones de réseau à capacité limitée.

Les gestionnaires de réseau de distribution peuvent délimiter des zones de réseau si l'année précédente, plus de 5 % la quantité d'énergie produite par les installations d'énergies renouvelables a été régulée par redispatching. Il s'agit d'un assouplissement par rapport au seuil initialement envisagé de 3 %. Cette disposition s'applique jusqu'à 6 ans (initialement, 10 ans étaient prévus).

Dans ces régions, un Clause de redistributionLes nouvelles installations d'énergies renouvelables ne bénéficient d'un raccordement au réseau que si les exploitants renoncent à une partie de l'indemnisation financière en cas de réduction de puissance liée aux congestions (Redispatch) (§ 14 al. 1d EnWG-E en liaison avec § 8 al. 4 EEG-E et § 13a al. 6 EnWG-E). Point important pour la pratique :

• L'expulsion a lieu technologiquement spécifique et ne concerne que les parcs solaires du 1er segment (photovoltaïque au sol) ainsi que l'énergie éolienne terrestre.
• La renonciation sans indemnité est plafonnée : 20 % au maximum de l'électricité produite par l'installation photovoltaïque au cours d'une année civile, pour l'éolien, la limite est de 18 % (§ 8, alinéa 4, phrase 3 de la loi EEG-E).
• Installations provenant du 2. Segment (Toits industriels et écrans antibruit) sont d'abord soumis à la réserve de redispatch non pris en compte. Les systèmes de stockage par batterie sont de toute façon exclus, car ils ne constituent pas une installation de production au sens de la loi EEG.

Pour Projets de stockage il en résulte une opportunité structurelle: Le privilège de colocalisation prévu dans le « Netzpaket » renforce la combinaison entre le photovoltaïque ou l’éolien et le stockage par batterie comme réponse aux congestions du réseau et aux risques de redispatching – à condition que la réglementation MiSpeL, avec sa nouvelle option de délimitation, entre en vigueur simultanément au 1er janvier 2027. Vous trouverez plus de détails sur la distinction actuelle entre l’injection subventionnée et l’arbitrage d’électricité du réseau via le même système de stockage dans notre Article MiSpeL En résumé.

Exemple concret : comparaison entre une installation sur toiture de 500 kWc et une autre de 1 000 kWc

Quelles sont concrètement les conséquences de ce nouveau modèle ? L'exemple de calcul suivant compare une installation sur toiture de 500 kWc et une autre de 1 000 kWc, avec un taux d'autoconsommation de 80 % – dans les deux cas selon l'ancienne loi EEG (mise en service en 2026), dans le nouveau modèle CfD, au cours d’une année à prix bas et d’une année à prix élevé, ainsi qu’avec un système de stockage par batterie qui augmente le taux d’autoconsommation de 10 points de pourcentage pour atteindre 90 %.

Hypothèses : Rendement annuel spécifique : 1 050 kWh/kWc, prix de l'électricité évité : 20 ct/kWh.

Installation photovoltaïque de 500 kWc sur toiture

Installation photovoltaïque de 1 000 kWc sur toiture

Le schéma est le même pour les deux tailles d'installation : À lui seul, le nouveau modèle CfD réduit sensiblement les recettes issues de l'injection au réseau : d'environ 1 900 euros par an pour l'installation de 500 kWc, et d'environ 9 000 euros pour celle de 1 000 kWc. Dès qu’un Stockage sur batterie en mode BTM mais seulement la part d'autoconsommation de augmente de 10 points de pourcentage, cet effet s'inverse : La rentabilité augmente par rapport au scénario CfD seul, soit environ 7 250 euros (500 kWc) ou 14 500 euros (1 000 kWc) – et se situe donc, dans les deux cas, au-dessus de la valeur de référence prévue par l'ancienne législation.

Quelles sont les implications pour les exploitants d'installations ?

À compter du 1er janvier 2027, les nouvelles installations photovoltaïques d'une puissance supérieure ou égale à 100 kW ne seront plus soumises à l'agrément du gestionnaire de réseau, car la rémunération fixe pour l'injection en réseau des nouvelles installations sera supprimée. La commercialisation directe via un CfD deviendra ainsi la norme.

Pour exploitants de centrales photovoltaïques à usage commercial (C&I) ; Il en résulte un plafond de recettes de fait pendant les périodes de prix élevés. Les modèles Contracting, axés sur l'autoconsommation et l'optimisation des frais de réseau, gagnent ainsi en attractivité par rapport à l'injection totale pure et simple – car ce qui n'est pas injecté ne peut pas être prélevé. La consommation propre reste entièrement exclue de la contribution au refinancement.

Pour Projets de stockage renforce, dans le cadre du « Netzpaket », la priorité accordée à la colocalisation des installations photovoltaïques ou éoliennes et des systèmes de stockage par batterie, en tant que réponse structurelle aux congestions du réseau et aux risques liés au redispatching.

Pour Investisseurs et bailleurs de fonds Il est recommandé de structurer précocement les contrats de manière double (subvention par rapport à PPA), car les options de changement sont limitées. La contribution au refinancement devient l'hypothèse centrale du calcul du projet – une modélisation du pire des cas est nécessaire.

Foire aux questions sur la contribution au refinancement dans l'EEG 2027

Sources

Cet article se fonde sur la décision du Conseil des ministres relative à la loi sur les énergies renouvelables (EEG 2027) et au paquet réseaux (29.07.2026), sur les projets de la direction du BMWE ainsi que sur des informations de l'Agence fédérale des réseaux et de la Fondation pour le droit de l'énergie environnementale. Une analyse plus approfondie des bases juridiques du droit de l'UE se trouve dans notre Contribution aux contrats pour la différence de l'UE ainsi qu'au Rapport intermédiaire sur le projet d'avant-projet de loi. La loi EEG 2027 est toujours en cours d'élaboration législative ; toutes les indications se réfèrent à l'état actuel et sont susceptibles d'être modifiées. Cet article ne constitue pas un conseil juridique.