Orientations de la Commission relatives à la conception des contrats sur différence bidirectionnels

Table des matières

I. Introduction

Le système électrique européen connaît actuellement une transition rapide. La part des actifs liés aux combustibles fossiles diminue et la production propre est en train d’être déployée à un rythme rapide en vue d’atteindre les objectifs de la politique européenne en matière d’énergie et de climat en termes de décarbonation, de compétitivité et de résilience. Cette transition repose de plus en plus sur des investissements privés dans des sources d’énergie propres, guidés par les signaux du marché, mais elle s’est également largement appuyée sur les aides d’État. S’il est important d’accroître la part des investissements axés sur le marché, le soutien de l’État peut rester nécessaire en cas de défaillance du marché et lorsque les investissements nécessaires ne se concrétiseraient pas en l’absence d’un soutien de l’État.

La réforme de l’organisation du marché de l’électricité (1) a abouti à l’ajout de l’article 19 quinquies au règlement sur l’électricité (2). Cette disposition exige que les régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans certains types de nouvelles installations de production d’électricité renouvelable (3) ainsi que pour les nouvelles installations de production d’électricité nucléaire prennent la forme de contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets. Conformément à l’article 19 quinquies, ces contrats sur différence bidirectionnels doivent être conçus de manière à éviter les distorsions injustifiées de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur. Ces conditions obligatoires complètent le cadre existant établi dans la directive sur les énergies renouvelables (RED III) (4) et les règles en matière d’aides, telles que les lignes directrices concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie (CEEAG) et l’encadrement des aides d’État dans le cadre du pacte pour une industrie propre (5).

Le plan d’action pour une énergie abordable (6) a en outre reconnu le rôle des contrats à long terme tels que les contrats sur différence bidirectionnels dans la réduction des coûts de l’électricité et la dissociation des factures d’électricité de la volatilité des prix des combustibles fossiles, ainsi que dans le soutien aux investissements supplémentaires dans les technologies de production à faibles coûts marginaux.

En encourageant les investissements dans les actifs dans le domaine des énergies propres par l’intermédiaire du budget de l’État, les contrats sur différence bidirectionnels peuvent entraîner une baisse des prix de gros de l’électricité. En effet, une production d’énergie plus propre et moins chère remplace les centrales plus chères, principalement à combustibles fossiles, dans l’ordre de préséance économique (7). En conséquence, le coût marginal de l’unité qui fixe le prix du marché sera inférieur, ce qui entraînera une baisse des prix de gros de l’électricité. En outre, grâce au soutien apporté aux installations de production, les contrats sur différence bidirectionnels peuvent également apporter de multiples avantages aux consommateurs d’énergie, tels que a) la fourniture d’une capacité de production propre supplémentaire à des coûts compétitifs; et b) la réduction de la volatilité des prix, tout en offrant aux consommateurs une couverture contre les périodes de prix élevés de l’électricité. En particulier, les contrats sur différence bidirectionnels fixent une rémunération maximale pour leurs bénéficiaires et permettront donc aux États membres de récupérer des recettes en période de prix élevés sur le marché. Par conséquent, même si les volumes de production à faible coût ne sont pas suffisants pour faire descendre la production plus chère dans l’ordre de préséance économique, le contrat sur différence bidirectionnel sert de couverture pour les consommateurs. Les recettes supérieures à cette rémunération maximale peuvent être redistribuées aux consommateurs, ce qui leur offre une protection efficace contre les prix élevés de l’énergie. Enfin, les contrats sur différence bidirectionnels offrent une grande sécurité aux investisseurs en garantissant des recettes stables provenant de nouveaux investissements dans la production d’électricité qui deviennent moins dépendants de la volatilité des prix de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles (qui fixe généralement le prix sur le marché journalier). Les contrats sur différence bidirectionnels facilitent donc l’accès au capital à un coût de financement plus faible (par exemple, taux d’intérêt créditeurs plus bas et prime de risque plus basse) pour leurs bénéficiaires et réduisent ainsi les coûts des investissements. Cela aboutit à une baisse de la facture d’électricité des consommateurs par rapport au scénario contrefactuel. Dans l’ensemble, les instruments rendent le déploiement d’une énergie propre et abondante moins coûteux, tout en soutenant la prévisibilité à long terme et le caractère abordable de l’énergie.

Compte tenu de la part croissante d’actifs soutenus par des contrats sur différence bidirectionnels et de l’ampleur des investissements nécessaires pour atteindre les objectifs de l’Union en matière de caractère abordable, de décarbonation et de sécurité énergétique (8), une conception intelligente des contrats sur différence bidirectionnels sera essentielle. Les contrats sur différence bidirectionnels devront être judicieusement conçus pour garantir le fonctionnement efficace du marché européen de l’électricité, l’intégration des actifs soutenus dans le marché tout en maintenant les coûts du système sous contrôle, et le renforcement de la concurrence.

Étant donné qu’il est essentiel que ces contrats soient correctement conçus pour tirer parti de tous les avantages décrits ci-dessus, le présent document vise à fournir des orientations aux États membres sur la manière de concevoir les contrats sur différence bidirectionnels de manière à soutenir les investissements efficaces. Ces orientations aideront les États membres à concevoir leurs régimes d’aide à la lumière du cadre réglementaire existant. Elles fourniront également des exemples de la manière dont les critères de conception des contrats sur différence bidirectionnels énoncés dans le règlement sur l’électricité et la directive sur les énergies renouvelables peuvent être remplis. Elles ne visent pas à fournir une vue exhaustive de la conformité avec la législation de l’Union de toutes les caractéristiques de conception possibles d’un mécanisme de contrats sur différence bidirectionnels (9).

Si la Commission encourage les États membres à tenir dûment compte des principes énoncés dans les présentes orientations, ces dernières sont publiées à titre purement indicatif. Seul le texte de la législation de l’Union a force de loi. Toute interprétation de la réglementation ne peut faire foi que si elle est dérivée du libellé de la directive sur les énergies renouvelables et du règlement sur l’électricité ou de tout autre texte de droit pertinent de l’Union ou directement de la jurisprudence de la Cour de justice de l’Union européenne.

II. Qu’entend-on par «contrats sur différence»?

a. Définition et grands principes

Le règlement sur l’électricité impose que les régimes de soutien direct des prix pour les types d’installations de production d’électricité propre énumérés dans ledit règlement prennent la forme de contrats sur différence bidirectionnels. Ces contrats sont définis comme étant des contrats entre l’exploitant d’une installation de production d’électricité et une contrepartie, habituellement une entité publique, qui permettent de garantir une rémunération minimale et de limiter les rémunérations excessives (10). La période couverte par les contrats sur différence bidirectionnels peut varier de 10 à 60 ans en fonction de la technologie, de la période d’amortissement et des risques liés aux recettes de marché (11). L’électricité produite par des installations bénéficiant d’un soutien au titre de contrats sur différence bidirectionnels est généralement négociée sur les marchés de l’électricité (12).

Les investissements dans des actifs dans le domaine des énergies propres au moyen de contrats sur différence bidirectionnels conclus entre le promoteur et l’État offrent au promoteur une sécurité de revenus, ce qui a une incidence directe sur la réduction du risque pour l’investisseur et réduit ainsi les coûts du capital. En attirant d’autres actifs de production d’énergie à faible coût marginal, cela peut faire descendre les unités de production à coûts plus élevés (principalement les centrales à combustibles fossiles) dans l’ordre de préséance économique et entraîner ainsi une baisse des prix de gros de l’énergie.

Dans le cadre de la définition fournie dans le règlement sur l’électricité, de nombreuses options de conception sont possibles et les contrats sur différence bidirectionnels ont connu une évolution substantielle (13). Ces différentes conceptions de contrats sur différence bidirectionnels devraient encore évoluer à mesure de l’évolution de la recherche, de la mise en œuvre et de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union elle-même. Par conséquent, les présentes orientations ne devraient pas être interprétées comme empêchant les États membres de choisir d’autres conceptions, pour autant que celles-ci soient conformes à la législation de l’Union (y compris aux règles en matière d’aides d’État).

Dans la pratique, les flux financiers des contrats sur différence bidirectionnels dépendent d’un prix d’exercice (14), généralement déterminé dans le cadre d’une procédure de mise en concurrence (15), d’un prix de référence du marché et d’un volume de référence. Une procédure de mise en concurrence est le mécanisme de formation des prix le plus efficace pour faire baisser le coût de l’investissement (16). Le prix de référence est calculé en prenant la moyenne des prix du marché sur des périodes de référence dont la longueur peut varier en fonction de la conception choisie pour le contrat sur différence bidirectionnel. Les volumes de production d’électricité ou les volumes de référence sont calculés afin de déterminer les volumes sur la base desquels la rémunération du contrat sur différence bidirectionnel sera versée. Ce volume de référence peut être le volume réel produit par l’installation, un volume indépendant du volume réel produit par l’installation ou un mélange des deux (17).

Dans la plupart des conceptions de contrats sur différence bidirectionnels, le paiement est déterminé par la différence entre le prix d’exercice et le prix de référence, ainsi que par la production d’électricité ou le volume de référence. Lorsque le prix de référence est inférieur au prix d’exercice, les revenus de marché du producteur sont complétés par la contrepartie du contrat sur différence bidirectionnel afin d’atteindre le niveau du prix d’exercice. Lorsque le prix de référence est supérieur au prix d’exercice, le producteur doit transférer (18) la partie de ses revenus qui dépasse le prix d’exercice. À titre d’illustration, voir le graphique 1 ci-dessous.

b. Catégories de contrats sur différence

Deux grandes catégories de contrats sur différence bidirectionnels peuvent être définies à ce stade: les contrats sur différence bidirectionnels fondés sur la production et les contrats sur différence bidirectionnels indépendants de la production. Les contrats de la première catégorie déterminent un volume de référence et les paiements contractuels en fonction du volume produit par le bénéficiaire. La deuxième catégorie dissocie le volume de référence, et donc les paiements contractuels, de la production réelle et examine plutôt les indicateurs liés à la capacité de production de l’installation ou à la production d’une usine de référence. Outre les contrats sur différence bidirectionnels «purs», fondés sur la production ou indépendants de la production, on peut également trouver des contrats de «fusion», qui combinent des caractéristiques des deux types de contrats sur différence bidirectionnels (19). Par exemple, un contrat sur différence bidirectionnel peut être fondé sur la production pendant les périodes durant lesquelles le mécanisme ne devrait pas entraîner de distorsions (20), mais être indépendant de la production pendant le reste du temps (par exemple, lorsque les prix du marché de l’électricité sont censés être inférieurs au coût marginal de production de l’installation bénéficiant d’une aide).

Ces 10 dernières années, les contrats sur différence bidirectionnels fondés sur la production étaient le type le plus courant de contrats sur différence bidirectionnels mis en œuvre par les États membres, et ils le sont encore aujourd’hui. Dans leur conception la plus simple, ces mécanismes peuvent fausser les incitations des bénéficiaires (21), car ils incitent à maximiser la production indépendamment de la valeur qui y est associée pour le système électrique, reflétée par les recettes du marché. Par exemple, les producteurs peuvent être incités i) à maximiser leur production malgré un niveau globalement excessif de la production d’électricité et des prix sur les marchés infrajournaliers ou d’équilibrage, les prix du marché étant inférieurs au coût marginal de production de l’installation; ou ii) à prendre des décisions d’investissement qui maximisent les volumes produits par l’installation mais ne maximisent pas la valeur de l’électricité produite pour le système électrique. À moins d’une transition vers des modèles de contrat sur différence bidirectionnel plus intelligents, on peut s’attendre à ce que ces distorsions augmentent. Une telle conception plus intelligente peut par exemple consister à tenir compte de l’absence d’incitations à produire pendant les périodes où la valeur de cette énergie est négative. Il est normalement possible de remédier à cette situation en ne rémunérant pas la production pendant les heures où les prix sont négatifs. L’importance du segment du marché infrajournalier devrait augmenter. Il sera donc essentiel de veiller à ce que les signaux de prix négatifs soient également pris en considération lors de la détermination des critères de rémunération des contrats sur différence bidirectionnels. Il est donc nécessaire d’améliorer la conception des contrats sur différence bidirectionnels afin de réduire au minimum les coûts globaux de la transition énergétique supportés par les consommateurs dans leurs factures énergétiques.

Les contrats sur différence bidirectionnels indépendants de la production résolvent la plupart de ces problèmes. Étant donné que le paiement au bénéficiaire est indépendant de la production réelle, le bénéficiaire est incité à adapter sa production et son comportement sur le marché afin de maximiser ses revenus sur le marché. Les bénéficiaires sont ainsi encouragés à exploiter l’installation de la même manière qu’un exploitant qui ne bénéficie d’aucune aide. Différents types de contrats sur différence bidirectionnels indépendants de la production existent dans la littérature académique. Ces contrats varient principalement en fonction de la manière dont ils définissent le volume de référence, lequel peut, par exemple, être fondé sur la capacité de l’actif à produire à un moment donné ou sur la production d’une centrale électrique de référence (virtuelle). Les principaux défis posés par ce type de contrats sur différence bidirectionnels ont trait à la détermination des volumes de référence, qui peut s’avérer plus complexe, par exemple en raison de la nécessité de déployer des capacités de modélisation complexes ou de prévenir les risques potentiels d’agiotage (22).

D’une manière générale, la suppression des distorsions du marché créées par les contrats sur différence bidirectionnels s’accompagne de certains inconvénients. Par exemple, une meilleure réactivité du marché réduira les coûts globaux du système, c’est-à-dire qu’elle profitera globalement aux consommateurs, mais elle peut également accroître les risques pour les recettes individuelles des bénéficiaires.

c. Contrats d’écart compensatoire bidirectionnels transfrontières

La conception des contrats sur différence bidirectionnels transfrontières – qui ont été rarement utilisés jusqu’à présent, mais dont on s’attend à ce qu’ils soient de plus en plus utilisés pour la coopération dans les échanges transfrontières – devrait en principe être similaire à celle des autres contrats sur différence bidirectionnels et donc être conforme au cadre juridique et aux principes de conception applicables décrits dans les présentes orientations. Ces contrats présentent néanmoins une différence par rapport aux contrats sur différence bidirectionnels présentés tout au long du présent document: en effet, la conception des contrats sur différence bidirectionnels transfrontières fait intervenir l’État membre d’accueil et un ou plusieurs États membres apportant une contribution financière.

Les États membres qui participent à un contrat sur différence bidirectionnel transfrontière peuvent appliquer différents niveaux de coopération approfondie. Au niveau de coopération le plus bas, l’État membre d’accueil peut concevoir et mettre en œuvre unilatéralement le mécanisme et recevoir des contributions financières du ou des États membres participant à la coopération.

À un niveau moyen de coopération, le contrat sur différence bidirectionnel transfrontière est conçu conjointement avec le ou les États membres contributeurs, mais la mise en œuvre est laissée à l’État membre d’accueil. Cette conception conjointe peut être spécifique à un projet ou constituer un cadre pour un groupe de projets.

Enfin, le contrat sur différence bidirectionnel transfrontière peut être conçu et mis en œuvre conjointement par les pays d’accueil et le ou les États membres contributeurs. Là encore, cette coopération peut être spécifique à un projet ou constituer un accord-cadre pour une série de projets.

III. Avantages des contrats sur différence plus intelligents

La Commission européenne a proposé un objectif climatique à l’horizon 2040 qui vise à réduire les émissions nettes de gaz à effet de serre de 90 % par rapport aux niveaux de 1990 (23). L’électrification, avec un système électrique entièrement décarboné d’ici à 2040, est le principal moteur de la transition énergétique. La part de l’électricité dans la consommation d’énergie finale devrait passer d’environ 30 % en 2030 à plus de 45 % d’ici à 2040 (24). Pour atteindre ces niveaux, d’importants investissements dans de nouvelles centrales électriques devront être réalisés au cours des prochaines années, ceux-ci sont estimés à environ 140 milliards d’euros par an rien que pour les 10 ans à venir (25). Afin de maximiser la valeur des investissements dans les nouvelles installations de production pour les consommateurs européens en rendant le système électrique plus résilient, il y a lieu de diversifier suffisamment ces investissements. En outre, les installations doivent avoir accès à un réseau électrique solide et être complétées par des ressources de flexibilité non fossiles. En outre, la poursuite du développement des signaux de localisation permettra également à ce système de fonctionner efficacement et à l’électricité bon marché produite par les actifs de production propre d’être acheminée à l’endroit et au moment où elle est le plus nécessaire aux consommateurs.

Dans ce contexte, des contrats sur différence conçus de manière plus intelligente peuvent contribuer à réduire les coûts globaux du système électrique de plusieurs manières par rapport à un scénario contrefactuel dans lequel les contrats ne sont pas conçus de manière intelligente ou ne sont pas proposés.

a. Réduire les coûts d’investissement grâce à une plus grande sécurité des prix

La récupération des coûts supportés par les investisseurs grâce à l’échange de produits sur le marché à court terme de l’électricité comporte des risques. C’est particulièrement le cas pour les sources renouvelables, qui dépendent des conditions météorologiques et dont la production peut être fortement corrélée aux autres productions au sein de chaque groupe de technologies. Les contrats à long terme, qu’ils soient conclus avec des entités privées (par exemple, des AAE à prix fixe) ou qu’ils prennent la forme de contrats sur différence bidirectionnels soutenus par l’État, peuvent dès lors limiter les risques de marché des investisseurs tout en protégeant les consommateurs d’électricité contre les effets de la volatilité des prix du marché. Le coût du capital est l’un des coûts les plus élevés pour les nouveaux investissements dans l’énergie, étant donné que les actifs se caractérisent par des dépenses en capital (CAPEX) élevées et par de faibles dépenses opérationnelles (OPEX). En garantissant un niveau minimal de protection des rémunérations soutenu par la garantie de l’État, les contrats sur différence bidirectionnels facilitent l’accès à des capitaux moins chers que dans le cadre d’investissements marchands et, partant, ils réduisent efficacement les coûts de production d’électricité. Par exemple, le soutien à de nouveaux investissements au moyen de contrats sur différence bidirectionnels pour l’éolien en mer pourrait réduire les coûts d’investissement de 3,7 à 5 points de pourcentage par rapport à un projet qui ne bénéficierait pas d’un soutien de l’État (26).

b. Maximiser la valeur des investissements en veillant au fonctionnement efficace du système électrique

Compte tenu du rôle croissant que devraient jouer les contrats sur différence bidirectionnels dans le soutien aux investissements, une conception optimale de ces régimes d’aide est cruciale pour garantir le fonctionnement efficace du système électrique. Accroître la réactivité aux signaux du marché des installations de production soumises à des contrats sur différence bidirectionnels par rapport aux régimes précédemment approuvés pourrait permettre i) de mieux refléter les avantages de la capacité de production par rapport aux coûts globaux du système; ii) d’accroître l’efficacité du système; et iii) à terme, de réduire les coûts du système d’énergie. Par exemple, les prix négatifs ont explosé ces dernières années (passant de 0 à 465 des heures sur le marché journalier néerlandais entre 2018 et 2024 (27)), augmentant ainsi la volatilité et l’incertitude des prix, ce qui a entraîné une augmentation de la demande de soutien de l’État en faveur d’installations de production et de mécanismes d’équilibrage. Il est donc important que les régimes d’aide fournissent les incitations appropriées pour adapter la production aux niveaux des prix du marché et que des décisions optimales en matière d’implantation et de technologie soient prises afin de maximiser les recettes du marché et d’éviter ces épisodes (28). Compte tenu de l’augmentation des volumes échangés sur le marché infrajournalier (+53 % entre 2023 et 2024) (29) et de l’augmentation des coûts d’équilibrage (30), il est essentiel de fournir des incitations adéquates aux installations de production afin qu’elles réagissent aux marchés infrajournaliers et d’équilibrage de manière à garantir l’efficacité du système et à réduire au minimum les coûts pour la société. Dans les régimes d’aides qui ont été approuvés ces dernières années, la réactivité aux signaux de prix sur les marchés journaliers a été de plus en plus prise en considération. Toutefois, la réactivité aux marchés infrajournaliers et d’équilibrage a été très faible, ce qui a entraîné de graves distorsions, illustrées notamment par l’augmentation du nombre d’heures de prix négatifs sur les marchés infrajournaliers: en 2024, en Allemagne, 13 % des heures étaient caractérisées par des prix négatifs sur les marchés infrajournaliers, tandis que les prix sur les marchés journaliers étaient positifs (31).

c. Réduire les délestages d’énergies renouvelables grâce à des incitations adéquates à l’investissement

Un autre avantage d’un contrat sur différence bien conçu est qu’il réduit le délestage de la production dû à des contraintes du réseau. Dans le système actuel, une installation de production peut faire l’objet de délestages de la part du gestionnaire du réseau; elle recevra alors une compensation par l’intermédiaire d’un mécanisme de redispatching. Les raisons de ces délestages sont généralement liées à la congestion du réseau.

Ce système de redispatching n’incite pas les acteurs qui investissent dans la production à implanter des installations dans des zones à faible congestion et proches de la demande d’électricité, où le réseau est prêt à accueillir ces nouvelles capacités de production. Il ne les encourage pas non plus à prendre des décisions technologiques susceptibles d’assurer une meilleure intégration des nouveaux actifs dans le système électrique, par exemple en limitant la contribution des bénéficiaires à la congestion. Il convient donc d’améliorer les incitations liées à l’emplacement offertes pour les nouveaux investissements afin de profiter au maximum des bénéfices des énergies renouvelables pour le système d’énergie. Ces incitations liées à l’emplacement peuvent compléter les incitations similaires offertes en ce qui concerne les redevances d’accès.

Le Centre commun de recherche de la Commission estime que les coûts de redispatching de l’Union devraient augmenter pour atteindre jusqu’à 100 milliards d’euros par an d’ici à 2040 (32). Sans une plus grande flexibilité du système électrique et sans une demande accrue d’électricité, sans davantage d’incitations liées à l’emplacement et sans la construction de nouveaux actifs du réseau, la production d’électricité renouvelable fera de plus en plus l’objet de délestages et les problèmes de congestion s’aggraveront encore davantage.

d. Réduire les coûts de l’énergie en attirant sur le marché une production propre supplémentaire à faible coût et en déplaçant la coûteuse production à partir de combustibles fossiles

Les contrats sur différence bidirectionnels sont susceptibles d’attirer des investissements supplémentaires dans des installations de production propre générant peu de dépenses opérationnelles. Ces investissements supplémentaires permettront de réduire les prix de gros de l’électricité en sortant les actifs de production plus coûteux, principalement alimentés par des combustibles fossiles, de l’ordre de préséance économique. En outre, même lorsque le prix de gros de l’électricité est fixé par des installations de production à coûts élevés, les contrats sur différence bidirectionnels servent d’instrument permettant de dissocier les factures d’électricité de la volatilité des coûts des combustibles fossiles. En fixant une rémunération maximale pour les installations bénéficiant d’une aide, les contrats sur différence bidirectionnels permettent aux États membres de récupérer des recettes en période de prix de marché élevés. Les recettes qui dépassent cette rémunération maximale peuvent être redistribuées aux consommateurs, ce qui les protège efficacement contre les prix élevés de l’énergie.

À la lumière des chiffres et des éléments décrits dans la présente section, il semble essentiel de prévoir de meilleures incitations à implanter les installations dans des zones à faible congestion et, dès lors, à faible risque de délestage. Cela réduira les coûts globaux du système électrique et profitera aux consommateurs et aux producteurs de l’UE.

IV. Cadre juridique

En vertu de l’acquis de l’UE dans le domaine de l’énergie (33), la conception des contrats sur différence bidirectionnels à 2 ans doit suivre des critères spécifiques. À cet égard, le cadre juridique pertinent est défini à l’article 4 de la directive sur les énergies renouvelables [directive (UE) 2018/2001 – RED] (34) et aux articles 19 quinquies et 19 bis du règlement sur l’électricité [règlement (UE) 2019/943] (35).

L’article 19 quinquies, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité exige que les régimes de soutien direct des prix pour les investissements dans de nouvelles installations de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables (36) ou d’énergie nucléaire prennent la forme de contrats sur différence bidirectionnels à compter du 17 juillet 2027 (ou du 17 juillet 2029 pour les installations d’énergie renouvelable en mer connectées par des interconnecteurs hybrides). Il dispose en outre que la participation des acteurs du marché à ces régimes devrait être volontaire.

L’article 4 de la directive RED et l’article 19 quinquies du règlement sur l’électricité n’imposent pas l’utilisation d’un type spécifique de contrat sur différence bidirectionnel. Toutefois, ils exigent le respect de principes de conception spécifiques.

L’article 4 de la directive RED énonce certains principes de conception applicables aux régimes d’aide en faveur de l’électricité produite à partir de sources renouvelables. En particulier, il exige que ces régimes fournissent une incitation à l’intégration de l’électricité produite à partir de sources renouvelables au marché de l’électricité de manière à être fondés sur le marché et à réagir aux signaux de marché, tout en évitant les distorsions inutiles sur les marchés de l’électricité et en tenant compte des éventuels coûts d’intégration au système et de la stabilité du réseau. L’article 4 de la directive RED impose également que ces régimes d’aide soient conçus de manière à assurer une intégration optimale de ce type d’électricité sur le marché de l’électricité et à garantir que les producteurs d’électricité renouvelable répondent aux signaux de prix du marché et maximisent les revenus qu’ils tirent du marché. Ce soutien doit être accordé de manière ouverte, transparente, concurrentielle, non discriminatoire et efficace au regard des coûts. L’article 19 quinquies du règlement sur l’électricité apporte des précisions supplémentaires sur les éléments de conception des contrats sur différence bidirectionnels et étend ce cadre à la production nucléaire. L’objectif de ces nouvelles dispositions est d’améliorer la préservation de la réactivité des régimes d’aide prenant la forme de contrats sur différence bidirectionnels aux signaux du marché.

L’article 19 quinquies, paragraphe 2, points a) et b), du règlement sur l’électricité précise que les contrats sur différence bidirectionnels doivent veiller à ce que les installations bénéficiant d’une aide agissent de manière à «réagir aux signaux de marché», tandis que l’article 19 quinquies, paragraphe 2, point e), et paragraphe 5, du règlement sur l’électricité établit des conditions sur la manière dont les recettes provenant du mécanisme de récupération devraient être utilisées par l’État. L’article 19 bis, paragraphes 5 et 6, du règlement sur l’électricité clarifie en outre l’interaction possible entre les contrats sur différence bidirectionnels et les AAE. L’article 19 quinquies du règlement sur l’électricité contient également des dispositions relatives à la prévention des distorsions injustifiées de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur [article 19 quinquies, paragraphe 2, point d)], au niveau de protection de la rémunération [article 19 quinquies, paragraphe 2, point c)], aux clauses de pénalité en cas de résiliation anticipée du contrat [article 19 quinquies, paragraphe 2, point f)] et au droit des États membres d’exempter les petites installations des dispositions de l’article 19 quinquies, paragraphe 1, du règlement sur l’électricité (article 19 quinquies, paragraphe 6).

L’article 26 du règlement (UE) 2024/1735 (37) exige que certains critères autres que le prix soient appliqués à 30 % du volume d’énergie renouvelable mis aux enchères par an et par État membre (ou à au moins 6 gigawatts par an et par État membre). Ces critères autres que le prix comprennent i) des critères de préqualification relatifs à la conduite responsable des entreprises, à la cybersécurité et à la sécurité des données, ainsi qu’à la capacité à fournir; ii) des critères de préqualification ou d’attribution relatifs à la résilience des enchères et à la contribution à la durabilité. Ils sont précisés dans le règlement d’exécution (UE) 2025/1176 de la Commission (38). Lorsqu’un État membre choisit un contrat sur différence bidirectionnel à inclure dans les 30 % d’enchères d’énergies renouvelables couvertes, les critères autres que le prix susmentionnés doivent être intégrés.

L’autorisation de ces régimes devrait se faire dans le respect des règles en matière d’aides d’État. Dans le cas des installations utilisant des sources d’énergie renouvelables, celles-ci sont principalement traitées au moyen des CEEAG et de l’encadrement des aides d’État dans le cadre du pacte pour une industrie propre récemment approuvé. Dans le cas des installations nucléaires, l’analyse est effectuée directement au titre des articles 107 et 108 TFUE.

Dans la pratique, ce sont en particulier la mise en œuvre des exigences relatives à la réactivité aux signaux du marché et la combinaison de contrats sur différence bidirectionnels avec des AAE qui ont soulevé des questions d’ordre pratique. Le présent document fournit donc des orientations sur la conception de contrats sur différence bidirectionnels conformes à ces exigences et sur leur éventuelle combinaison avec des AAE. Cela clarifie les exigences auxquelles doivent satisfaire les contrats sur différence bidirectionnels pour être conformes au droit de l’Union.

V. Conception intelligente des contrats sur différence bidirectionnels

Compte tenu de la longue durée des contrats sur différence bidirectionnels et dans le contexte des investissements massifs qui sont nécessaires pour atteindre les objectifs climatiques à l’horizon 2030, 2040 et 2050, la conception des contrats sur différence bidirectionnels doit permettre de débloquer les investissements nécessaires et veiller à ce que le soutien accordé n’entraîne pas de distorsions du fonctionnement des marchés de l’électricité et assure une intégration efficace des installations dans le système électrique.

Premièrement, les installations de production d’électricité soutenues par des contrats sur différence bidirectionnels doivent être en mesure de fonctionner et de participer efficacement aux marchés de l’électricité. Les mesures d’incitation visant à garantir la réactivité des installations bénéficiant d’un soutien aux signaux du marché se sont révélées être un élément de conception essentiel des contrats sur différence bidirectionnels. Il est donc crucial de veiller à ce que cet élément de conception soit au cœur de tous les futurs régimes de contrats sur différence bidirectionnels, conformément au cadre juridique.

Deuxièmement, un autre aspect capital, non seulement pour les régimes d’aide en faveur des énergies renouvelables, mais aussi pour la politique en matière d’énergie nucléaire au cours de la prochaine décennie, est de continuer à promouvoir le déploiement de ces régimes au coût le plus bas possible pour la société. Cela nécessite de limiter les possibilités de cannibalisation des recettes (39) ou d’atténuer les coûts globaux du système (par exemple, les dépenses du réseau, les coûts de flexibilité, les coûts liés à la sécurité d’approvisionnement ou les coûts de redispatching). Cet objectif peut être atteint en promouvant certains types d’installations, y compris des installations hybrides combinant plusieurs technologies (par exemple, les SER et le stockage) ayant une grande valeur pour le système, et en privilégiant leur développement à des endroits qui maximisent leur contribution au système électrique.

Pour atteindre ces deux objectifs, il est essentiel de concevoir des contrats sur différence bidirectionnels de manière à garantir la réactivité des actifs bénéficiant d’un soutien aux signaux du marché. Cela implique, outre le respect du cadre juridique, de trouver un équilibre entre la réduction du risque global pour le bénéficiaire à un niveau durable et le transfert à l’État de certains des risques d’investissement. Certains risques pourraient être mieux gérés par les bénéficiaires de contrats sur différence bidirectionnels (par exemple, les décisions relatives au moment où il convient d’effectuer la maintenance d’une installation). Pour atteindre cet objectif, les caractéristiques de conception les plus appropriées peuvent dépendre de nombreux facteurs, tels que: i) les technologies de production soutenues; ii) la liquidité du marché de gros de l’électricité en cause; iii) le niveau de congestion du réseau dans la ou les zones de dépôt des offres des États membres; et iv) les schémas de production et de consommation des zones de dépôt des offres. Afin de réduire le risque pour les recettes du bénéficiaire, les États membres pourraient concevoir leurs contrats sur différence bidirectionnels de manière à limiter le risque de prix (40) et/ou le risque de volume (41). Il est en effet essentiel de limiter à la fois les risques de prix et les risques de volume afin de limiter les coûts de financement (et donc les coûts du capital) supportés par les bénéficiaires. Il est donc de la plus haute importance d’adopter une approche équilibrée concernant ces inconvénients afin de limiter les coûts directs et indirects liés aux contrats sur différence bidirectionnels, de manière à maximiser leurs avantages tant pour les consommateurs d’électricité que pour les contribuables.

Conformément à l’article 19 quinquies, paragraphe 2, points a) et b), du règlement sur l’électricité, les contrats sur différence bidirectionnels devraient maintenir les mêmes incitations que pour les producteurs comparables ne bénéficiant pas d’un soutien, ou, le cas échéant, les tiers, à contribuer de manière cumulative aux objectifs décrits ci-après:

1. Produire de l’électricité pour répondre aux besoins du système

Un comportement fondé sur le marché et réactif aux signaux de prix conduit à une utilisation efficace des ressources et reflète les besoins du système. Par exemple, en période d’abondance d’électricité disponible, signalée par des prix de marché nuls ou négatifs, les volumes supplémentaires produits exercent une pression supplémentaire sur le système, ce qui entraîne une augmentation des coûts du système. Afin d’absorber ces volumes supplémentaires, il convient de rendre le système électrique plus flexible, notamment en développant le stockage et la participation active de la demande, ce qui renforcera la stabilité des prix. À l’instar des installations qui fonctionnent dans des conditions de marché, les actifs de production bénéficiant d’un soutien au titre d’un contrat sur différence bidirectionnel devraient donc continuer d’être incitées à réagir aux signaux de prix, en veillant à ce que l’électricité produite apporte une valeur ajoutée au système électrique. De même, en période de rareté, les bénéficiaires devraient être incités à maximiser leur production en faisant en sorte qu’ils puissent générer des bénéfices supplémentaires.

2. Prendre des décisions d’investissement optimales afin de favoriser une intégration efficace du système

Les bénéficiaires potentiels de contrats sur différence bidirectionnels devront prendre des décisions d’investissement en vue de déployer de nouvelles installations. Ces décisions peuvent, par exemple, concerner l’emplacement de l’installation, le nombre d’actifs dans une installation ou leur puissance (par exemple, au moyen de décisions de surimplantation), leur orientation, l’ajout éventuel d’investissements dans des services de flexibilité et d’autres choix technologiques. L’incidence de ces décisions sur le système électrique peut être significative et, compte tenu de la durée des contrats sur différence bidirectionnels ainsi que de l’espérance de vie des installations soutenues, avoir des effets à long terme. Les bénéficiaires de contrats sur différence bidirectionnels devraient donc être incités à prendre des décisions en fonction des meilleures prévisions des besoins du système. Par exemple, les panneaux photovoltaïques devraient être orientés de manière à maximiser leur valeur pour le système.

Parallèlement, des solutions de flexibilité doivent être développées de manière efficace afin de garantir que l’électricité produite puisse être absorbée par le système électrique. Cela pourrait aussi se traduire par des mesures incitant le bénéficiaire, entre autres, à concevoir et à investir dans des équipements qui offrent le niveau de flexibilité économiquement efficace dont a besoin le système électrique, par exemple en veillant à ce que les centrales nucléaires soient capables de moduler leur production d’électricité (42). Les bénéficiaires pourraient être incités à prendre des décisions de surimplantation, à conclure des contrats de raccordement au réseau pour un niveau de puissance inférieur à la capacité installée ou à concentrer les éoliennes dans un lieu donné malgré la réduction du rendement due à l’effet de sillage.

3. Offrir des services auxiliaires et de gestion de la congestion (43)

Le règlement sur l’électricité donne la préférence à la fourniture de services fondée sur le marché, comme le prévoit l’article 3. En conséquence, les contrats sur différence bidirectionnels devraient maintenir les incitations financières du bénéficiaire à utiliser l’installation pour fournir des services auxiliaires et de gestion de la congestion, en fonction des capacités techniques de l’installation de production.

4. Effectuer la maintenance à des moments appropriés, compte tenu des besoins du système électrique

La maintenance doit être programmée en fonction des besoins du système. Cela implique, entre autres, de maintenir les incitations du bénéficiaire à planifier sa maintenance sur la base des coûts de maintenance et des pertes de recettes issues du marché. Cela est nécessaire pour faire en sorte que la production à faible coût soit disponible lorsqu’elle est la plus nécessaire pour faire baisser les prix de gros de l’électricité, par exemple en période de rareté.

5. Offrir leur production à leur coût marginal et compte tenu de leurs contraintes techniques

Étant donné que, dans des conditions de concurrence, les bénéficiaires sont censés proposer leur production au coût marginal, un contrat sur différence bidirectionnel ne devrait pas les inciter à proposer leur production à un prix inférieur à ce coût. En particulier, les bénéficiaires ne devraient recevoir aucune aide à la production d’électricité pendant les périodes où la valeur de marché de cette production est négative (44).

Aux fins du présent document, le coût marginal de la production d’électricité solaire et éolienne est supposé nul (45). Par conséquent, il est crucial que ces technologies ne bénéficient pas d’une aide lorsque la valeur de marché de l’électricité produite est négative. En revanche, certaines technologies, telles que les centrales nucléaires, ont des coûts marginaux de production importants. Pour ces actifs, simplement s’abstenir de verser une aide à la production d’électricité en période de prix du marché négatifs ne suffit pas à garantir que les bénéficiaires offrent leur production au coût marginal. De ce fait, pour les actifs qui ont des capacités d’appel à la hausse et à la baisse, il n’y a pas lieu de verser d’aide pour la production effectuée pendant les heures où la valeur de marché de l’électricité produite est inférieure au coût marginal de production. Cela inclut à la fois les coûts de production directs et les coûts liés aux contraintes techniques tels que les coûts de montée en puissance ou le coût d’opportunité lié à la participation à d’autres segments du marché ou pendant d’autres périodes.

6. Veiller à ce que les bénéficiaires participent efficacement aux différents segments du marché de l’électricité, en poursuivant une stratégie de maximisation des profits

Les acteurs du marché cherchent à maximiser leurs bénéfices aux différentes échéances du marché, telles que l’échéance journalière, l’échéance infrajournalière et l’échéance du marché d’équilibrage. Étant donné que les caractéristiques de conception des contrats sur différence bidirectionnels (telles que la définition du prix de référence) peuvent inciter les acteurs du marché à négocier uniquement sur certains segments de marché, les contrats sur différence bidirectionnels devraient être conçus de manière à ce que l’installation de production d’électricité reste suffisamment incitée sur le plan économique à fonctionner et à participer efficacement à toutes les échéances des marchés de l’électricité.

7. Limiter autant que possible les incidences sur la liquidité des marchés à terme de l’électricité (46)

En fonction de la technologie concernée, les marchés à terme peuvent jouer un rôle important en permettant aux acteurs du marché de se prémunir contre la volatilité des prix. Étant donné que les contrats sur différence bidirectionnels ont également une fonction de couverture, leur utilisation risque de réduire la liquidité sur les marchés à terme. Cette liquidité est essentielle pour que les acteurs du marché puissent couvrir leur exposition aux risques de prix (47). Dès lors, le cas échéant, les contrats sur différence bidirectionnels devraient garantir que les installations bénéficiant d’une aide continuent d’être incitées à participer efficacement au marché à terme de l’électricité.

8. Favoriser une distribution équitable et non faussée des recettes du contrat sur différence bidirectionnel

Conformément à l’article 19 quinquies, paragraphe 5, du règlement sur l’électricité, les États membres ont la possibilité de redistribuer aux clients finals les recettes récupérées, lorsque les prix de l’électricité sont supérieurs au prix d’exercice du contrat sur différence bidirectionnel, pour autant que les conditions suivantes soient remplies:

À titre subsidiaire, le produit du contrat sur différence bidirectionnel peut également être utilisé pour financer les coûts des régimes de soutien direct des prix ou des investissements visant à réduire les coûts de l’électricité pour les clients finals, tels que les régimes SER ou les régimes d’aide non fossiles, sous réserve des règles en matière d’aides d’État.

Enfin, l’attribution de contrats sur différence bidirectionnels dans le cadre d’une procédure de mise en concurrence ouverte, transparente et non discriminatoire, réduit les coûts liés au développement de la capacité de production, et garantit que les prix d’exercice des contrats sur différence bidirectionnels reflètent la valeur à long terme de l’électricité produite pour le système électrique. L’attribution des contrats sur différence bidirectionnels au moyen de procédures de mise en concurrence est habituellement obligatoire, conformément aux règles en matière d’aides d’État et de la législation sectorielle.

VI. Éléments de conception individuels

La Commission reconnaît qu’il existe de nombreux choix possibles en matière de conception. Les États membres restent libres de concevoir des contrats sur différence bidirectionnels dans les limites du cadre juridique applicable. Toutefois, compte tenu des avantages potentiels que des contrats sur différence bidirectionnels bien conçus pourraient apporter (comme indiqué à la section III) et des défis à relever (décrits à la section IV), la Commission estime qu’il est important de fournir des orientations sur la manière de définir des éléments de conception des contrats sur différence bidirectionnels qui sont conformes aux règles de l’Union. Bien que les contrats sur différence bidirectionnels offrent intrinsèquement un degré élevé de certitude aux investisseurs et donc des coûts d’investissement inférieurs à ceux des régimes commerciaux, les autres avantages mis en évidence à la section III nécessiteront une conception intelligente des contrats sur différence bidirectionnels. En particulier, les principes de conception énoncés aux sous-sections a. à c. seront essentiels pour garantir un fonctionnement efficace du système électrique, tandis que le principe de conception énoncé à la sous-section d. favorisera une réduction des délestages d’énergies renouvelables. Une mise en œuvre correcte de ces principes de conception réduira les coûts globaux supportés par les consommateurs pour réaliser la transition vers un système électrique propre. Afin de relever les défis décrits à la section V, quatre grands éléments de conception sont développés dans la présente section. Dans le cadre de la procédure d’autorisation des régimes d’aide sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels, la Commission appréciera chacune des considérations développées dans les sous-sections ci-après. L’évaluation de ces régimes d’aide sera donc facilitée et accélérée si le contrat sur différence bidirectionnel est conçu de manière à tenir compte des recommandations exposées dans chacune de ces sous-sections.

a. Prévention des distorsions du comportement des soumissionnaires sur les marchés journalier, infrajournalier, d’équilibrage et des services auxiliaires

Les contrats sur différence bidirectionnels doivent être conçus de manière à ne pas fausser le comportement des bénéficiaires en matière d’enchères. En effet, les prix du marché de l’électricité fournissent des signaux importants sur l’état du système électrique. Ils contiennent des informations de localisation (généralement par zone de dépôt des offres) et un élément temporel (par unité de temps du marché, qui peut n’être que de 15 minutes pour les marchés au comptant ou aller jusqu’à un an pour les produits à terme). Des prix négatifs reflètent une situation de production excessive eu égard à la demande existante dans une zone de dépôt des offres à un moment donné. En cas de prix négatifs, les producteurs sont incités à réduire ou à arrêter leur production, ce qui, dans la situation spécifique, est bénéfique au système, étant donné que des prix négatifs représentent un signal d’une production excédentaire que le système ne peut pas absorber. Il est donc essentiel que les contrats sur différence bidirectionnels ne suppriment pas ces incitations en modifiant le comportement des bénéficiaires des contrats sur différence bidirectionnels en matière d’enchères et en faussant ainsi le fonctionnement du système électrique, ce qui augmenterait les coûts supportés par les consommateurs.

Non seulement les États membres devraient éviter d’inciter les bénéficiaires à produire de l’électricité lorsque les prix sont négatifs, mais ils devraient également les inciter à formuler des offres à leur coût marginal de production (48). En conséquence, pendant les périodes où les prix du marché sont inférieurs au coût marginal de production ou négatifs, le contrat sur différence bidirectionnel ne devrait pas rémunérer le bénéficiaire pour sa production d’électricité. Toutefois, une rémunération indépendante de la production réelle peut tout de même être versée, étant donné que celle-ci est accordée indépendamment de la question de savoir si les centrales électriques du bénéficiaire ont produit de l’électricité. Cette rémunération devrait garantir que l’exposition aux recettes ou aux coûts du marché en cas de prix négatifs continue de fournir des incitations adéquates à soumissionner. Dès lors, et surtout, pour éviter les distorsions au niveau des enchères, cette rémunération ne doit pas dépendre de la décision du bénéficiaire de produire ou non. Elle peut soit être versée pour les unités de temps du marché spécifiques qui posent problème (par exemple, pour lesquelles les prix sont négatifs), soit être ajustée afin d’augmenter les recettes perçues pour les unités de temps du marché qui ne posent pas de problème (par exemple, celles pour lesquelles les prix sont positifs et supérieurs au coût marginal de production des installations concernées).

Des incitations à maximiser la production en période de prix élevés sont également nécessaires, en particulier dans le cas des actifs de production appelables (49), y compris les centrales nucléaires ou les installations hybrides de production et de stockage d’énergie renouvelable. En effet, ces centrales électriques et ces installations hybrides peuvent produire «à la demande», en soutenant le système en période de rareté (ce qui se traduit par des prix élevés) ou en déplaçant des actifs de production moins efficaces.

Les contrats sur différence bidirectionnel indépendants de la production fournissent théoriquement des incitations optimales à réagir aux prix des marchés journalier, infrajournalier ou d’équilibrage. Les États membres ou les autorités indépendantes compétentes qui conçoivent le régime devraient toutefois veiller à ce que la conception du volume de référence de ces contrats sur différence bidirectionnels ne fournisse pas de mauvaises incitations ou ne facilite pas les possibilités d’agiotage (50). Pour les contrats sur différence bidirectionnels fondés sur la production, ou les contrats sur différence bidirectionnels de fusion, les indices pourraient être utilisés pour calculer à la fois les prix infrajournaliers (en tenant compte des enchères infrajournalières et de la négociation en continu jusqu’à l’heure de fermeture du guichet) et le prix d’équilibrage, afin de déterminer le moment où les prix tomberont en dessous de zéro ou des coûts marginaux. Par conséquent, l’aide ne devrait pas être versée sur la base de l’électricité produite.

En toute hypothèse, le producteur devrait toujours rester financièrement responsable des déséquilibres qu’il provoque, comme le prévoit l’article 5 du règlement sur l’électricité. Par conséquent, aucun contrat sur différence bidirectionnel ne devrait être fondé sur les prix du déséquilibre. Des mesures spécifiques peuvent toutefois être prévues afin de faire en sorte que les bénéficiaires aient la possibilité d’être rémunérés au moyen du contrat sur différence bidirectionnel lorsqu’ils fournissent des services auxiliaires et de gestion des congestions, à condition que ces conceptions ne faussent pas la stratégie adoptée par les bénéficiaires lorsqu’ils soumettent une offre pour ces services auxiliaires.

b. Favoriser la prise de décisions efficaces en matière de maintenance

Les installations de production doivent faire l’objet d’une maintenance régulière. Si la fréquence de la nécessité d’une telle maintenance dépend du type d’installation et d’autres facteurs, la maintenance devrait être effectuée à des moments où le système a moins besoin de la production des installations (par exemple, en période de faible demande ou de production excessive). Sinon, les bénéficiaires risquent d’effectuer leurs opérations de maintenance de manière inefficace, en arrêtant les capacités de production en période de besoins élevés du système, ce qui pourrait augmenter non seulement les prix, mais aussi les risques pour la sécurité de l’approvisionnement. Pour être efficace, cette maintenance doit être effectuée lorsque le scénario coûts-bénéfices est le plus favorable, c’est-à-dire lorsque les coûts d’exécution de cette maintenance (par exemple, ingénieurs, méthodes de transport, etc.) sont les plus faibles par rapport aux recettes de captage attendues [calculées en multipliant le volume généré par les prix du marché (prix de captage)].

Afin de favoriser la prise de décisions efficaces en matière de maintenance, les États membres peuvent opter pour des contrats sur différence bidirectionnels indépendants de la production. Ces contrats peuvent fournir des incitations optimales si les paiements qu’ils prévoient continuent d’avoir lieu pendant les périodes de maintenance. Lorsque l’on opte pour des contrats sur différence bidirectionnels fondés sur la production ou de fusion, il est possible d’encourager la réalisation d’une maintenance efficace en calculant un prix de référence établi sur une période suffisamment longue. La durée de cette période dépendra de la technologie et de ses cycles de maintenance. Le bénéficiaire devrait être incité à effectuer la maintenance de son installation pendant la période qui réduit au minimum ses coûts. Les coûts de cette maintenance découlent avant tout de l’exécution de la maintenance elle-même et peuvent donc dépendre fortement des conditions météorologiques. En outre, le bénéficiaire devrait également tenir compte des pertes de recettes issues du marché qui auraient pu être accumulées au cours de la période de maintenance.

Encadré illustratif 2 Pour les contrats sur différence bidirectionnels de fusion et indépendants de la production, veiller à ce que les paiements continuent d’être effectués pendant les périodes de maintenance planifiées permet d’encourager de manière adéquate une maintenance efficace. Une maintenance efficace est une maintenance réalisée de manière à réduire au minimum les coûts pour le système, par exemple en la programmant lorsque le système a moins besoin de production d’électricité supplémentaire. Dans cet exemple, un bénéficiaire décide de planifier sa maintenance soit au cours d’une période A, soit au cours d’une période B. L’aide versée aux bénéficiaires demeure inchangée pendant ces deux périodes, indépendamment de la question de savoir si le bénéficiaire prévoit d’effectuer sa maintenance au cours de la période A ou de la période B. Le bénéficiaire ne tient donc pas compte du paiement de l’aide lorsqu’il choisit le moment où il effectuera sa maintenance. Lors de la comparaison des bénéfices (ou pertes) attendus entre les deux scénarios (c’est-à-dire la réalisation de la maintenance au cours de la période A ou B), les bénéficiaires compareront les différences entre i) les recettes attendues sur le marché au cours d’une période et ii) les coûts de maintenance attendus au cours de l’autre période. Dans l’illustration ci-dessus, l’exploitant perd moins de bénéfices attendus (bénéfices attendus = recettes escomptées du marché plus les recettes escomptées de l’aide moins les coûts de maintenance attendus) (56) en effectuant des travaux de maintenance au cours de la période B. Il serait donc incité à produire au cours de la période A, étant donné que les travaux de maintenance réalisés au cours de cette période entraîneront une perte de bénéfices attendus plus importante que ceux réalisés au cours de la période B. La période A coïncidera très probablement avec une période à prix élevés où ces volumes supplémentaires produits par l’installation soutiendront la réduction des prix du marché de gros. Cette décision est prise même si les coûts de maintenance au cours de la période B devraient être plus élevés. Dans l’ensemble, une telle caractéristique de conception incite le bénéficiaire à maximiser ses avantages attendus comme s’il n’était pas soutenu par un contrat sur différence bidirectionnel et fait baisser les prix de gros en mettant les actifs à disposition lorsqu’ils sont les plus nécessaires pour le système électrique (57).

Pour les contrats sur différence bidirectionnels de fusion et fondés sur la production, l’application d’une période de référence trimestrielle ou annuelle, en fonction de la technologie de production, fournit des incitations suffisantes pour assurer la maintenance de manière rentable. Cette période de référence pourrait être réduite à un mois pour les technologies dont les périodes de maintenance sont plus courtes, à condition que la période de référence reste nettement plus longue que la période de maintenance. Le calcul d’un prix de référence sur des périodes plus longues laisse aux bénéficiaires la possibilité d’optimiser leur comportement sur une période plus longue, par exemple en opérant un arbitrage concernant différents segments du marché ou en planifiant la maintenance à des moments spécifiques. L’utilisation de périodes de référence plus longues pourrait toutefois devoir s’accompagner d’une adaptation spécifique du mécanisme de récupération, par exemple un mécanisme de récupération dynamique (58), afin de garantir que les incitations à réagir aux signaux du marché demeurent constantes pendant toute la période prise en considération pour le calcul du prix de référence.

c. Incitations à participer efficacement au marché à terme de l’électricité

Les marchés à terme de l’électricité sont essentiels pour permettre aux acteurs du marché de se couvrir et de se protéger contre les fluctuations des prix. Les acteurs du marché, qu’ils soient producteurs ou consommateurs, se couvrent naturellement afin de réduire leurs risques. Les contrats sur différence bidirectionnels, en fixant un prix d’exercice sur une longue période, offrent une couverture à long terme aux bénéficiaires. Les contrats sur différence bidirectionnels offrent une couverture beaucoup plus longue que la plupart des produits négociés sur les marchés à terme, qui proposent actuellement des produits liquides à un an et qui peuvent aller jusqu’à trois ans sur certains marchés. Toutefois, les contrats sur différence bidirectionnels ne permettent pas une couverture directe par les consommateurs; celle-ci est possible en utilisant des instruments négociés en bourse tels que les produits du marché à terme et des instruments négociés de gré à gré tels que les AAE (59). Au lieu de cela, les contrats sur différence bidirectionnels fournissent une couverture indirecte par l’intermédiaire de l’État membre qui achète de l’électricité sur une période allant généralement de 15 à 20 ans à un prix donné.

Les contrats sur différence bidirectionnels peuvent réduire les incitations à se couvrir et donc à participer au marché à terme de l’électricité, en particulier lorsque le prix de référence dans le contrat sur différence bidirectionnel est calculé sur de courtes périodes (par exemple, sur une base horaire). Il est toutefois possible de les concevoir de manière à maintenir les incitations à négocier sur le marché à terme, par exemple en utilisant des moyennes à plus long terme (par exemple, annuelles) comme périodes de référence (60).

La plupart des marchés à terme de l’électricité souffrent d’une faible liquidité, ce qui entraîne des coûts de couverture plus élevés et un accès inégal au marché (61) dans l’ensemble de l’Union, au détriment des consommateurs d’électricité qui ont besoin de prévisibilité des coûts de l’électricité. Cela a des conséquences directes pour les consommateurs, qui risquent de payer des prix excessifs, voire de ne pas avoir accès à des contrats d’électricité à prix fixe. L’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) a qualifié les freins à la couverture engendrés par les régimes d’aide de problème majeur pour les marchés à terme de l’Union (62).

Étant donné qu’actuellement, les produits du marché à terme sont principalement émis sous la forme de «produits Base» (profil constant pour un mois, un trimestre ou une année complets), la participation aux marchés à terme est particulièrement pertinente avec un profil de production relativement constant tel que celui des installations nucléaires. Dans le cas des installations individuelles de production intermittente d’énergie renouvelable, cette pertinence est moins évidente avec les produits du marché existants.

Pour ces installations, il convient d’introduire dans les régimes d’aide des éléments de conception spécifiques, par exemple au moyen de périodes de référence plus longues ou en définissant le prix ou la période de référence, afin de préserver les incitations à fonctionner et à participer efficacement aux marchés à terme. Dans le cas des installations nucléaires, le prix de référence inclus dans le contrat sur différence bidirectionnel peut être fixé de manière à tenir compte de plusieurs segments de marché (par exemple, le marché à terme et le marché journalier). Toutefois, la fixation du prix de référence n’est pas simple. En effet, il peut y avoir différents produits à terme disponibles dans chaque État membre et il convient de trouver un équilibre entre, d’une part, la prise en considération des prix à terme dans le prix de référence des contrats sur différence bidirectionnels et, d’autre part, la nécessité de maintenir des incitations adéquates à répondre aux signaux de prix à court terme et des risques adéquats pour les investisseurs. Afin de maintenir ces incitations, le prix de référence des contrats sur différence bidirectionnels peut être calculé ex post, sur la base des volumes effectivement négociés dans différents segments de marché et des prix moyens de ces marchés sur une période donnée.

À défaut, l’État peut mandater un ou plusieurs acteurs du marché indépendants de l’exploitant des installations de production et sélectionnés dans le cadre d’une procédure de mise en concurrence afin d’effectuer des opérations de couverture sur le marché à terme pour le compte de l’État. Cette couverture pourrait être réalisée pour les volumes générés par un ensemble d’installations bénéficiant d’une aide. Cela contribuerait à réduire le risque pour l’État, qui serait sinon exposé aux obligations de paiement à long terme et aux fluctuations des prix au comptant, à soutenir la liquidité du marché à terme et à mettre les volumes d’électricité bénéficiant d’une aide à la disposition des consommateurs. L’avantage de cette approche est que l’acteur du marché mandaté par l’État pourrait adapter son comportement de négociation aux tendances du marché.

De même, cet acteur du marché mandaté par l’État pourrait offrir une partie des volumes achetés sous la forme d’AAE, qui offrent des couvertures à plus long terme (65). Cela permettrait également à l’État de couvrir son exposition aux prix à court terme qu’il a obtenus en signant des contrats sur différence bidirectionnels. L’avantage de cette approche est qu’elle débouchera sur des produits d’AAE davantage normalisés qui pourront être mis à la disposition des détaillants et d’un plus grand nombre de clients, y compris des clients d’autres États membres. Si un État membre a conclu plusieurs contrats sur différence bidirectionnels, ceux-ci pourraient être regroupés dans les AAE ou les offres sur le marché à terme proposés au marché. De cette manière, les profils des différentes installations de production intermittente pourraient être regroupés afin de présenter un profil de couverture plus uniforme, reflétant mieux les besoins des consommateurs. Toutes ces négociations devraient avoir lieu sur la base du marché afin d’éviter les distorsions.

d. Maximiser la valeur des investissements pour le système électrique et les consommateurs de l’UE

Lorsqu’ils financent de nouvelles installations de production, les investisseurs doivent prendre un certain nombre de décisions concernant ces installations. Si certaines de ces décisions sont habituellement fixées par les conditions de l’appel d’offres relatif au contrat sur différence bidirectionnel (par exemple, en ce qui concerne le type d’installation de production), un certain nombre de décisions restent entre les mains de l’investisseur. Ces décisions, qui, quand elles sont judicieusement prises, peuvent contribuer à maximiser la contribution de l’investissement au bien-être, peuvent par exemple concerner i) l’emplacement de l’installation (dans le cas de l’énergie solaire ou de l’énergie éolienne terrestre); ii) l’orientation de l’installation (dans le cas de l’énergie solaire); iii) les choix technologiques relatifs aux parcs éoliens (66); iv) la conception des centrales nucléaires afin de permettre une production plus flexible; v) la capacité installée par rapport à la capacité d’injection maximale dans le réseau; vi) l’ajout d’investissements en faveur de la flexibilité (67); ou vii) le modèle spécifique de l’installation de production. Ces décisions peuvent avoir des effets importants et durables sur le réseau électrique. La conception du régime d’aide doit donc inclure incitations appropriées à prendre des décisions d’investissement optimales, maximisant la valeur de l’investissement pour l’ensemble du système électrique (68). Ces décisions d’investissement optimales profitent aux consommateurs car elles encouragent, par exemple, la mise à disposition d’électricité pendant les heures de demande plus élevée, ce qui fait baisser le prix du marché pour tout le monde.

Pour garantir des décisions d’investissement adéquates, il est essentiel que les bénéficiaires restent exposés aux signaux de prix décrits dans les présentes orientations. Lorsque la formation des prix du marché reflète pleinement et de manière adéquate les besoins du système et les spécificités locales, le fait d’exposer les investisseurs à ces prix contribue à orienter les décisions d’investissement en matière d’implantation, d’orientation, de combinaison avec la flexibilité et de choix de l’installation de production.

Les contrats sur différence bidirectionnels indépendants de la production peuvent théoriquement fournir des incitations optimales à l’investissement, pour autant qu’ils soient conçus de manière adéquate. Les États membres ou les autorités indépendantes compétentes qui conçoivent le régime devraient accorder une attention particulière à la conception du volume de référence de ces contrats sur différence bidirectionnels, étant donné qu’elle devrait avoir une influence considérable sur l’efficacité des incitations visant à maximiser la valeur des investissements pour le système électrique.

En outre, l’autorité chargée de l’octroi devrait informer les bénéficiaires potentiels de la méthode de fixation du prix de référence et du volume de référence bien avant la procédure de mise en concurrence. Cela leur permettra d’en tenir le mieux compte dans leur offre et dans leurs décisions d’investissement.

Toutefois, il se peut que la formation des prix de gros ne reflète pas pleinement et systématiquement les éventuelles congestions du réseau et les spécificités du marché local. Même lorsque les prix du marché diffèrent en fonction de l’implantation, ces différences peuvent ne pas être suffisamment importantes pour orienter les investissements là où ils sont le plus nécessaires. Il peut donc être nécessaire que les États membres introduisent, en plus des caractéristiques susmentionnées, des mesures de correction spécifiques afin de renforcer les incitations en matière d’implantation. Cela peut contribuer à réduire les coûts globaux du système en orientant les investissements vers les zones à faible congestion et en réduisant au minimum la nécessité de prendre des mesures correctives coûteuses. Ces mesures de correction pourraient, par exemple, consister à inclure des facteurs de correction dans la rémunération du régime d’aide ou à utiliser des critères relatifs au système énergétique autres que le prix du système d’énergie pour le classement des offres, pour autant que ces critères soient fixés de manière objective, transparente et non discriminatoire. Ces critères ne doivent pas représenter plus de 30 % de la pondération de tous les critères de sélection et l’État membre doit motiver l’approche proposée et veiller à ce qu’elle soit adaptée aux objectifs poursuivis. Il convient de noter que, lorsqu’il utilise des critères supplémentaires autres que le prix, l’État membre doit démontrer que ceux-ci n’ont pas d’incidence sur la compétitivité des enchères pour la sélection des bénéficiaires, parmi d’autres exigences prévues par les règles en matière d’aides d’État (69).

Parallèlement, afin de garantir la pérennité des contrats en cas de modifications de l’organisation du marché qui sont bénéfiques pour le système électrique, les dispositions contractuelles relatives aux contrats sur différence bidirectionnels devraient contenir des dispositions détaillant la manière dont les paiements seraient ajustés en cas de telles modifications potentielles, par exemple en reconfigurant les zones de dépôt des offres ou en modifiant la granularité de l’unité de temps du marché.

Enfin, afin de maximiser les bénéfices des investissements pour le public, lorsque les prix de l’électricité sont élevés, les recettes sont récupérées et doivent être distribuées aux clients finals conformément aux exigences énoncées à l’article 19 quinquies, paragraphe 5, du règlement sur l’électricité. Les recettes qui sont récupérées peuvent également être utilisées pour financer le contrat sur différence bidirectionnel lui-même ou pourraient être utilisées pour financer les coûts des régimes de soutien direct visés à l’article 19 quinquies du règlement sur l’électricité, tels que d’autres contrats sur différence bidirectionnels visant à promouvoir les investissements dans la production d’énergie renouvelable. Si les éventuelles recettes restantes du contrat sur différence bidirectionnel étaient distribuées de manière sélective aux entreprises, les États membres devraient en informer la Commission et, si nécessaire, notifier cette mesure conformément aux règles en matière d’aides d’État.

VII. Combinaison de contrats sur différence avec des accords d’achat d’électricité

a. Qu’entend-on par «accords d’achat d’électricité»?

L’AAE est défini à l’article 2, point 77), du règlement sur l’électricité comme étant «un contrat par lequel une personne physique ou morale s’engage à acheter de l’électricité à un producteur d’électricité, sur la base du marché». Ces contrats sont généralement signés pour des durées comprises entre 5 et 10 ans ou des périodes plus longues (jusqu’à 20 ans) dans la pratique actuelle. Ils peuvent comporter un prix fixe ou variable. Les AAE à prix fixe visent notamment à assurer la prévisibilité des prix. La prévisibilité à long terme du contrat aide les promoteurs de projets à financer de nouveaux projets, y compris des projets dans le domaine des énergies renouvelables ou de futurs projets potentiels dans le domaine de l’énergie nucléaire. Pour les acheteurs, les AAE représentaient à l’origine un moyen d’accéder directement à de l’électricité propre. La volatilité des prix observée pendant la crise des prix de l’énergie de 2021-2022 a également mis en évidence la manière dont les AAE peuvent être utilisés par les consommateurs dans le cadre d’une stratégie de couverture visant à protéger leur activité contre les futures fluctuations des prix. Ils peuvent également faciliter le financement de projets d’électrification.

Dans la pratique actuelle, il existe différents types d’AAE, qui répartissent les différents risques entre les contreparties au contrat. Par exemple, les AAE peuvent soit suivre un modèle de paiement en fonction de la production, dans lequel l’acheteur reçoit de l’électricité en fonction de la production de certaines installations, soit appliquer un modèle de charge de base, en attribuant au producteur le risque lié à l’adaptation de l’approvisionnement en électricité au profil de charge de base du client (70). Les parties peuvent également se mettre d’accord sur des modalités à mi-chemin entre le modèle de paiement en fonction de la production et le modèle de charge de base. Le prix de l’AAE n’est pas nécessairement fixe pendant la totalité de la période contractuelle. Il peut évoluer au fil des mois, des saisons ou des années, conformément aux spécifications du contrat.

Une autre distinction peut être opérée entre les AAE physiques et les AAE financiers. Dans un AAE physique, l’acheteur est un responsable d’équilibre et le producteur d’électricité transfère l’électricité produite dans son portefeuille, sans avoir à négocier sur les marchés de l’électricité et parfois, mais pas toujours, au moyen d’une connexion directe. Cela revient à relever les compteurs aux points de raccordement au réseau concernés et implique des paiements directs de l’acheteur au producteur pour l’électricité échangée. Dans un AAE financier, tant le producteur que l’acheteur dépendent des marchés de l’électricité pour leurs expéditions physiques en vendant et en achetant respectivement de l’électricité à d’autres acteurs du marché aux prix fixés par le marché. Les deux parties procèdent ensuite à un règlement financier direct fondé sur la différence entre le prix de l’électricité sur le marché et le prix défini dans le contrat.

b. Combinaison de contrats sur différence bidirectionnels et d’AAE

L’article 19 bis du règlement sur l’électricité établit le principe selon lequel les régimes d’aide en faveur des énergies renouvelables doivent «autorise[r] la participation de projets qui réservent une partie de l’électricité à la vente par un AAE renouvelable ou par d’autres modalités fondées sur le marché» (71). Cette autorisation doit être effectuée par la voie de la législation nationale, être explicitement mentionnée dans les documents d’appel d’offres ou les deux.

Cette disposition précise que deux contrats, le contrat sur différence bidirectionnel et l’AAE, peuvent être utilisés en combinaison pour une seule installation de production d’énergie renouvelable. En pratique, cette combinaison peut être mise en œuvre de différentes façons, mais au moins deux aspects devraient être autorisés dans le cadre de tous les régimes fondés sur un contrat sur différence bidirectionnel:

Toutefois, le promoteur doit être en mesure d’honorer les engagements pris dans le cadre des différents contrats.

i. Risques et mesures d’atténuation

Il existe trois principaux risques associés au fait de combiner une aide publique et un achat privé dans un seul projet:

Le risque d’extension de l’aide publique à l’acheteur privé pourrait être réduit en adoptant une mesure d’atténuation consistant à obliger le bénéficiaire à choisir l’acheteur de l’AAE au moyen d’une procédure de mise en concurrence ouverte, transparente et non discriminatoire. Cela permettrait de déterminer le prix auquel les entreprises sont disposées à payer pour accéder à cette production. Afin de garantir que ces résultats reflètent la valeur intrinsèque de ces contrats, ces ventes devraient être conçues de manière à permettre au plus grand nombre possible de parties intéressées d’y participer. Les exemples de bonnes pratiques incluent notamment: i) la fixation du volume minimal d’achat à un faible niveau (par exemple, 1 MW); ii) fixer la durée du contrat de manière à ne pas discriminer les petits consommateurs (par exemple, environ cinq ans); iii) permettre à tous les consommateurs d’électricité, y compris les fournisseurs de détail, de participer à ces enchères; et iv) permettre aux parties prenantes transfrontières de participer à ces enchères. Cela ne devrait pas avoir d’incidence négative sur la concurrence sur le marché, en particulier lorsque les deux parties concernées par cet AAE sont contrôlées par la même entité. Un autre avantage de cette option est qu’elle maximise les recettes des promoteurs, ce qui permet de limiter au minimum l’aide d’État requise pour le déploiement de la capacité de production.

L’un des effets indésirables du processus de mise aux enchères est qu’il a nécessairement pour conséquence que ce sont les plus grands soumissionnaires qui remportent les AAE; ainsi, les clients potentiels confrontés à des barrières à l’entrée risquent de ne pas pouvoir accéder aux marchés des AAE (74). Afin d’éviter que ce type d’accord n’entraîne une augmentation du pouvoir de marché de certains acheteurs, on pourrait limiter le volume de capacité pouvant être obtenu par les acheteurs, y compris leurs filiales, qui possèdent un pouvoir de marché important, ou mettre en place des paniers différents lors des enchères, afin de sélectionner les acheteurs. L’atténuation du risque de subventionnement croisé des acheteurs signataires d’AAE répondra également à la nécessité de réduire au minimum les distorsions potentielles sur le marché des AAE. À cet égard, l’AAE devrait être fixé aux conditions du marché, comme le prévoit également le règlement sur l’électricité. Si les AAE doivent être fixés aux conditions du marché, par exemple au moyen d’une procédure de mise aux enchères concurrentielle, les bénéficiaires de contrats sur différence bidirectionnels devraient rester libres de décider de vendre ou non leur électricité au moyen d’un AAE. Si l’État souhaite poursuivre d’autres objectifs stratégiques, tels qu’un soutien ciblé à certaines industries, il existe d’autres possibilités d’aides d’État (75). Limiter le vivier potentiel d’acheteurs pour les AAE créerait nécessairement des distorsions de la sorte, ce qui nuirait aux autres acheteurs potentiels sur le marché et pourrait constituer une violation des règles en matière d’aides d’État.

Afin de réduire au minimum le risque de retrait de liquidités sur d’autres marchés de l’électricité, il est recommandé de limiter l’utilisation des AAE aux AAE financiers, qui ne suppriment pas les incitations de leurs signataires à négocier sur les marchés organisés de l’électricité.

ii. Options permettant de combiner les contrats sur différence bidirectionnels et les contrats d’achat d’électricité

Conformément aux dispositions de l’article 19 bis du règlement sur l’électricité, l’État est uniquement tenu d’autoriser les soumissionnaires à réserver une partie de la production à des AAE ou à d’autres modalités fondées sur le marché. En principe, cela ne nécessite pas d’inclure des caractéristiques de conception spécifiques dans la conception des enchères ou dans celle des contrats sur différence bidirectionnels, mais cela peut nécessiter d’inclure les mesures d’atténuation des risques susmentionnées.

Les promoteurs décideront de la combinaison possible avec les AAE en fonction de l’attrait de l’offre d’aide publique par rapport à l’option externe consistant à conclure un AAE ou à recourir à d’autres modalités fondées sur le marché.

Une manière de parvenir à une telle combinaison de contrats sur différence bidirectionnels et d’AAE consiste à ce que le régime d’aide limite la capacité ou la production pouvant être couverte par le contrat sur différence bidirectionnel à une part de la capacité ou de la production totale. Le promoteur devrait alors trouver d’autres sources de revenus pour la capacité ou la production restante non couverte par l’aide, y compris, éventuellement, dans le cadre d’AAE. L’adoption de mesures d’atténuation des risques devient donc particulièrement importante dans ces cas, afin de garantir que ces accords n’entraînent pas de subventionnement croisé.

Cette option semble particulièrement adaptée aux installations éoliennes en mer, pour lesquelles l’État loue les fonds marins aux promoteurs. L’État peut alors limiter l’aide publique à un volume de production qui ne correspond pas au total estimé qui peut être construit dans la zone donnée et permettre aux promoteurs de construire au-delà de la capacité soutenue par le régime («surimplantation»). Les bénéficiaires sont ainsi contraints de trouver d’autres sources de financement pour atteindre leur capacité maximale et bénéficier d’économies d’échelle (76).

À l’inverse, pour les installations terrestres, l’État n’a généralement pas connaissance de la taille de la surface à utiliser et ne peut pas décider du volume de production ou de la capacité à soutenir sur cette base. Dans ces circonstances, l’État peut fixer un pourcentage maximal de la production de l’installation pouvant bénéficier d’une aide publique (77). Il est à noter que, étant donné que le pourcentage de la production non couverte par l’aide publique est parfois faible, les bénéficiaires peuvent également opter pour une exposition totale au marché, étant donné qu’ils n’ont pas forcément besoin d’un contrat complémentaire à long terme pour financer l’installation. Plus la part couverte par l’aide publique est faible, plus l’incitation à signer un autre contrat à long terme sous la forme d’un AAE, au lieu d’autres modalités fondées sur le marché telles que la négociation sur les marchés organisés, est forte.

L’État, en tant que contrepartie du contrat sur différence bidirectionnel, pourrait également vendre une partie de cette électricité sous la forme d’AAE à plus court terme (78). Cela permettrait de fournir une couverture à la fois aux développeurs qui ont besoin d’engagements à plus long terme en matière d’investissement et aux clients qui ne sont pas forcément en mesure de conclure des contrats à long terme et qui ont besoin de contrats de plus courte durée. Ces AAE devraient être émis pour des échéances d’environ cinq ans et attribués au moyen d’une procédure de mise en concurrence ouverte aux fournisseurs et aux consommateurs, y compris au niveau transfrontière. Étant donné que l’État agit en tant qu’intermédiaire, il convient de prêter attention à l’existence de garanties d’État. Lorsqu’une garantie est soutenue par l’État, elle devrait inclure des dispositions visant à éviter de réduire la liquidité sur les marchés de l’électricité, par exemple en recourant à des AAE financiers, et ne devrait pas soutenir l’achat de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles.

Enfin, l’article 19 bis fait également référence à l’utilisation de critères autres que le prix (soit comme critères de préqualification, soit comme critères d’attribution) afin d’encourager la combinaison de contrats sur différence bidirectionnels et d’AAE, mais uniquement dans le but de «faciliter l’accès des clients qui rencontrent des obstacles pour entrer sur le marché des AAE». Le règlement ne définit pas cette catégorie de clients, mais l’État membre qui choisit cette option devrait dûment justifier que les groupes de clients choisis relèvent clairement de cette catégorie: les PME ou les communautés énergétiques en seraient des exemples typiques. Il convient de noter que, lorsqu’il utilise des critères supplémentaires, l’État membre doit démontrer que ceux-ci n’ont pas d’incidence sur la compétitivité de l’enchère pour la sélection des bénéficiaires et ne se traduisent pas par l’octroi d’aides d’État injustifiées aux acheteurs signataires d’AAE, parmi d’autres exigences prévues par les règles en matière d’aides d’État.

VIII. Conclusion

La transition vers un système électrique propre nécessite des investissements rapides dans les installations de production. Ces investissements peuvent être soutenus par les États membres sous la forme de contrats sur différence bidirectionnels, comme l’exige la récente réforme de l’organisation du marché de l’électricité. Cette réforme a abouti à l’établissement, aux articles 19 bis et 19 quinquies du règlement sur l’électricité, de règles dont les États membres devraient tenir compte lorsqu’ils conçoivent des contrats sur différence bidirectionnels pour les technologies concernées, afin de tirer parti des avantages de ces contrats.

Compte tenu de l’ampleur de ces investissements et du fait que les régimes d’aide sont susceptibles de fausser le fonctionnement du marché ainsi que l’intégration du système, il est essentiel de choisir des conceptions appropriées pour les contrats sur différence bidirectionnels. Les régimes d’aide soutiennent généralement les installations pendant de très longues périodes et toute distorsion aurait une incidence significative et imprévisible sur le fonctionnement futur du marché. En outre, les contrats sur différence bidirectionnels représentent une couverture à la fois pour les bénéficiaires et pour l’État. Les deux parties pourraient en faire profiter les consommateurs d’électricité, dans la mesure où cela n’entraîne pas de distorsions.

Afin de favoriser une transition rentable vers un système électrique décarboné tout en soutenant la sécurité de l’approvisionnement et le caractère abordable de l’énergie pour les consommateurs, les contrats sur différence bidirectionnels devraient être conçus de manière

La combinaison de contrats sur différence bidirectionnels avec des AAE devrait être conçue de manière à:

(1) Règlement (UE) 2024/1747 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 modifiant les règlements (UE) 2019/942 et (UE) 2019/943 en ce qui concerne l’amélioration de l’organisation du marché de l’électricité de l’Union (JO L, 2024/1747, 26.6.2024), modifiant le règlement (UE) 2019/943.

(2) Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité (refonte) (JO L 158 du 14.6.2019, p. 54).

(3) L’obligation pour les régimes de soutien direct des prix de prendre la forme de contrats sur différence bidirectionnels s’applique aux technologies de production d’énergie renouvelable suivantes: énergie éolienne, solaire, géothermique et hydroélectrique sans réservoir.

(4) Directive (UE) 2024/1711 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 modifiant la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables (JO L, 2024/1711, 26.6.2024).

(5) C/2025/3602.

(6) Plan d’action pour une énergie abordable, COM(2025) 79 final.

(7) La formation des prix sur les marchés de gros de l’électricité implique une optimisation de l’offre d’électricité, de la demande d’électricité et de la capacité transfrontière disponible pour les échanges. Le prix de l’électricité à l’intérieur d’une zone sera déterminé par le coût marginal de production du moyen d’approvisionnement en électricité le moins cher disponible qui est nécessaire pour répondre aux besoins de consommation. Afin de déterminer les moyens d’approvisionnement les moins chers disponibles pour répondre à la demande, tous les actifs de fourniture disponibles sont classés en fonction du niveau de leurs offres, calculées sur la base de leurs coûts marginaux de production et classées dans un ordre dit de «préséance économique». Le niveau de prix auquel s’accordent l’offre de demande la moins chère et l’offre de fourniture la plus chère définit le prix de gros de l’électricité. L’ajout d’installations de production à faible coût marginal, telles que les sources d’énergie renouvelables, peut conduire à ce que ce soient les unités dont le coût marginal est inférieur qui fixent le prix de gros et faire ainsi baisser le prix du marché de gros. Il est toutefois important de noter que de multiples facteurs influencent la formation des prix de gros, tels que, par exemple, le degré de flexibilité disponible dans le système électrique.

(8) Comme indiqué dans le document de travail des services de la Commission sur l’analyse d’impact accompagnant la communication intitulée «Garantir notre avenir – Objectif climatique de l’Europe pour 2040».

(9) Par exemple, ces orientations ne comprennent aucune recommandation sur la manière d’intégrer des critères autres que le prix dans les enchères. Il s’agit d’une obligation énoncée i) à l’article 26 du règlement pour une industrie «zéro net» (règlement (UE) 2024/1735 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 relatif à l’établissement d’un cadre de mesures en vue de renforcer l’écosystème européen de la fabrication de produits de technologie «zéro net» JO L, 2024/1735, 28.6.2024), ii) dans le règlement d’exécution (UE) 2025/1176 de la Commission du 23 mai 2025 précisant les critères de préqualification et d’attribution applicables aux enchères pour le déploiement de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et iii) dans la recommandation de la Commission du 13 mai 2024 sur la conception des enchères pour les énergies renouvelables (JO L, 2025/1176) («acte d’application de l’article 26 du règlement pour une industrie “zéro net” »). De même, les conditions dans lesquelles la législation financière s’applique aux contrats sur différence bidirectionnels ne sont pas décrites plus en détail dans les présentes orientations.

(10) Article 2, point 76), du règlement (UE) 2019/943, modifié par le règlement (UE) 2024/1747.

(11) Au moment de déterminer la durée exacte d’un contrat, celle-ci doit être proportionnée au niveau d’investissement nécessaire et ne pas dépasser la durée de vie utile prévue.

(12) Ces marchés de l’électricité comprennent les contrats bilatéraux tels que les accords d’achat d’électricité (AAE).

(13) Voir, par exemple, Kitzing et al. (2024): Contracts-for-Difference to support renewable energy technologies: Considerations for design and implementation, Research Report, RSC/FSR, Robert Schuman Centre, Florence School of Regulation, Institut universitaire européen; Newbery, D. (2023a). Efficient Renewable Electricity Support: Designing an Incentive compatible Support Scheme. The Energy Journal, 44(3); Newbery, D. (2023b). Efficient Renewable Electricity Support: Designing an Incentive compatible Support Scheme. The Energy Journal, 44(3), 1–22; Schlecht, I., Maurer, C., & Hirth, L. (2024). Financial contracts for differences: The problems with conventional CfDs in electricity markets and how forward contracts can help solve them. Energy Policy, 186, 113981; Fabra, N., (2023) « Reforming European Electricity Markets: Lessons from the Energy Crisis », Energy Economics. 126; Elia Group. (2022): Sustainable 2-sided Contract for Difference design and models for combination with Power Purchasing Agreements - Two-part explanatory note. Non publié; ou Kröger, Neuhoff, Richstein (2022), Contracts for Difference Support the Expansion of Renewable Energy Sources while Reducing Electricity Price Risks, DIW Berlin Report.

(14) L’un des modèles de contrats sur différence bidirectionnels examinés dans la littérature prévoit l’utilisation d’un corridor de prix, limité par deux prix d’exercice (un plancher en tant que limite inférieure et un plafond en tant que limite supérieure), dans lequel l’exploitant est exposé aux prix du marché.

(15) L’article 19, point d) 2), du règlement sur l’électricité établit l’obligation de déterminer la rémunération associée au contrat sur différence bidirectionnel au moyen d’une « procédure de mise en concurrence ouverte claire, transparente et non discriminatoire ». Toutefois, il reconnaît également que « lorsqu’une telle procédure de mise en concurrence ne peut être menée, les contrats sur différence bidirectionnels ou de mécanismes équivalents ayant les mêmes effets, et les prix d’exercice applicables, sont conçus de manière à garantir que la distribution des recettes aux entreprises ne crée pas de distorsions indues de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur ».

(16) Voir, par exemple, Commission européenne, direction générale de l’énergie (2022), Chema Zabala, Alfa Diallo: «Study on the performance of support for electricity from renewable sources granted by means of tendering procedures in the Union 2022», et rapport de la Commission sur les performances de l’aide en faveur de l’électricité produite à partir de sources renouvelables accordée au moyen de procédures de mise en concurrence dans l’Union, COM(2022) 638 final.

(17) Ces volumes indépendants de la production peuvent être, par exemple, un volume limité déterminé ex ante par l’autorité chargée de la mise aux enchères ou, dans le cas de contrats sur différence bidirectionnels indépendants de la production, le potentiel de production de l’installation, un profil de référence reflétant la production d’un projet de référence moyen, entre autres possibilités.

(18) Outre le mécanisme de récupération résultant du contrat sur différence bidirectionnel, d’autres types de mécanismes de récupération peuvent être nécessaires pour éviter une surcompensation, comme indiqué dans les lignes directrices en matière d’aides d’État. Le mécanisme de récupération résultant du contrat sur différence bidirectionnel peut être maintenu pendant toute la durée de vie utile de l’actif bénéficiant d’un soutien.

(19) Voir, par exemple, la décision de la Commission SA.115179 (2024/N) – Italie – FER X TCTF – Soutien transitoire de l’Italie à la production d’électricité à partir d’installations SER proches de la parité du marché. D’autres conceptions possibles ont été examinées dans la littérature, dont différentes conceptions pour le prix de référence, le volume de référence ou le ou les prix d’exercice. Voir, par exemple, Kitzing et al. (2024) pour une vue d’ensemble des choix de conception possibles. D’autres conceptions peuvent inclure une prime de flexibilité ou des pénalités. Voir, par exemple, Fabra (2023).

(20) Les références aux «distorsions» dans le contexte des présentes orientations doivent être comprises comme désignant les effets des contrats sur différence bidirectionnels par lesquels le bénéficiaire est incité à se comporter différemment d’un producteur qui ne bénéficie d’aucune aide. Par exemple, les contrats sur différence bidirectionnels ont des effets de distorsion s’ils encouragent le bénéficiaire à produire à des moments où le prix du marché est inférieur à son coût marginal de production ou si le bénéficiaire ne produit pas alors que les prix du marché sont supérieurs à son coût marginal de production. Ces exemples de distorsions ne sont pas exhaustifs.

(21) Cela suppose que le coût marginal de production soit inférieur au prix d’exercice.

(22) Ce qui peut nécessiter de calculer le volume de référence afin d’imiter le profil de production d’installations d’énergie renouvelables spécifiques. Pour ce faire, il y a lieu de déployer des capteurs météorologiques efficaces ainsi qu’une modélisation sophistiquée de la production d’électricité afin de définir la courbe de production de référence ou d’associer une «puissance de référence» à un projet bénéficiant d’une aide de manière à prévenir les risques d’agiotage et à éliminer les coûts de mise en œuvre et la charge administrative.

(23) Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil modifiant le règlement (UE) 2021/1119 établissant le cadre requis pour parvenir à la neutralité climatique, COM(2025) 524 final.

(24) Commission européenne, Plan cible en matière de climat à l’horizon 2040, SWD(2024) 63 final (en anglais uniquement).

(25) Commission européenne, Plan cible en matière de climat à l’horizon 2040, SWD(2024) 63 final (en anglais uniquement).

(26) The Impact of Two-Sided Contracts for Difference on Debt Sizing for Offshore Wind Farms - Mak Đukan, Dogan Keles, Lena Kitzing, 2025.

(27) https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Studies/F2590EN.pdf.

(28) https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Studies/F2590EN.pdf.

(29) Rapport annuel 2024 du CACM – https://www.nemo-committee.eu/assets/files/cacm-annual-report-2024.pdf.

(30) Les meilleures données disponibles indiquent que les coûts d’équilibrage totaux au niveau de l’Union en 2024 sont au moins 2 à 3 fois supérieurs à ceux de 2018, mais il n’existe pas de séries consolidées officiellement publiées qui confirmeraient un pourcentage exact, selon les rapports 2020-2025 du REGRT-E sur le marché et l’équilibrage.

(31) Il convient toutefois de noter que la différence de signe entre l’échéance journalière et l’échéance infrajournalière pourrait être due à des modifications des prévisions de production et de consommation après l’heure de fermeture du marché journalier, par exemple en raison de changements météorologiques.

(32)

(33) Les présentes orientations se concentrent sur les règles pertinentes applicables de l’acquis de l’UE en matière d’énergie et n’ont pas pour objectif de couvrir toutes les règles susceptibles de s’appliquer aux contrats sur différence bidirectionnels en vertu du droit de l’Union, telles que les règles en matière d’aides d’État ou la législation financière.

(34) Voir articles 4 et 6 de la directive RED.

(35) Au-delà de la législation sur l’énergie, les règles en matière d’aides d’État jouent un rôle important dans la conception de contrats sur différence bidirectionnels conformes à la législation de l’Union. À cet égard, il est fait référence, en particulier, aux lignes directrices concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie – 2022/C 80/01 (CEEAG).

(36) Aux fins des présentes orientations, le terme «énergies renouvelables» désigne les nouvelles installations de production d’électricité à partir d’énergie éolienne, d’énergie solaire, d’énergie géothermique et d’hydroélectricité sans réservoir.

(37) Règlement (UE) 2024/1735 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 relatif à l’établissement d’un cadre de mesures en vue de renforcer l’écosystème européen de la fabrication de produits de technologie «zéro net» et modifiant le règlement (UE) 2018/1724 (JO L, 2024/1735, 28.6.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1735/oj).

(38) Règlement d’exécution (UE) 2025/1176 de la Commission du 23 mai 2025 précisant les critères de préqualification et d’attribution applicables aux enchères pour le déploiement de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (JO L, 2025/1176, 18.6.2025, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_impl/2025/1176/oj).

(39) Il y a cannibalisation lorsque les recettes et la valeur d’une technologie d’énergie spécifique diminuent en raison de la pénétration accrue de cette technologie. La cannibalisation est dès lors un paramètre qui, s’il est présent, peut avoir une incidence à la fois sur la rentabilité et sur le risque pour les investisseurs, en particulier dans les énergies renouvelables.

(40) C’est par exemple le cas pour les contrats sur différence bidirectionnels indépendants de la production dont la période de référence correspond à l’unité de temps du marché. Un producteur qui investit dans un projet capable de produire de l’électricité selon le même schéma de production que le profil de production de référence aura la garantie d’être payé au prix d’exercice pour chaque MWh qu’il produira, sans préjudice de l’intérêt de concevoir un profil de production de référence d’une manière qui soit bénéfique pour les besoins du système.

(41) C’est par exemple le cas des contrats sur différence bidirectionnels dans le cadre desquels les États membres décident de soutenir une installation de production à des moments où cette installation ne produit pas, par exemple pendant les heures de prix négatifs sur les marchés journalier et infrajournalier (c’est-à-dire les contrats sur différence bidirectionnels indépendants de la production ou de fusion). Ainsi, la rémunération totale du bénéficiaire ne dépend pas de la fréquence de survenance d’heures de prix négatives et le bénéficiaire peut mieux prévoir le volume de production qui sera soutenu par le contrat sur différence bidirectionnel (en MWh/an), en se fondant par exemple sur la production moyenne historique. Il convient de noter que cela réduit les risques pour les bénéficiaires et, partant, le prix d’exercice qui résulte de la mise en concurrence. Par ailleurs, cela transfère un risque à l’État, qui devra indemniser le bénéficiaire pendant un nombre accru de périodes de prix négatifs; il demeure donc essentiel que le contrat sur différence bidirectionnel soit conçu de manière à fournir des incitations adéquates à réagir aux signaux du marché, par exemple en incluant des périodes de référence plus longues.

(42) La version actuelle des normes européennes des fournisseurs d’électricité prévoit que les centrales nucléaires doivent être capables d’effectuer des cycles de charge quotidiens dans certaines limites. Pour de plus amples détails, voir le document SWD/2025/160 final, section 2.2.2.

(43) L’article 2, paragraphe 48, de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE (refonte) (JO L 158 du 14.6.2019, p. 125) définit le terme «service auxiliaire» comme un service nécessaire à l'exploitation d'un réseau de transport ou de distribution, incluant les services d'équilibrage et les services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence, mais ne comprenant pas la gestion de la congestion.

(44) Voir point 123 des CEEAG. Veuillez noter que, dans certaines circonstances, les coûts d’exploitation de l’unité comprennent également les coûts de montée ou de baisse en puissance, par exemple pour les installations nucléaires.

(45) Le coût marginal de production des actifs de production d’énergie solaire ou éolienne (c’est-à-dire le coût de production d’un MWh supplémentaire) est jugé être très faible (proche de 0 EUR/MWh). Étant donné qu’il n’existe pas de chiffre précis sur ces coûts exacts, on suppose, dans le cadre des présentes orientations, qu’ils représentent 0 EUR/MWh.

(46) Aux fins des présentes orientations, on entend par «marchés à terme» les produits destinés à être livrés deux jours avant la consommation et la production d’électricité en temps réel, y compris les produits indiciels cotés tels que les contrats à terme.

(47) Cela est particulièrement important pour les fournisseurs qui doivent se conformer à des pratiques spécifiques de gestion des risques en application de l’article 18 bis de la directive (UE) 2019/944.

(48) Comme indiqué au point 123 des lignes directrices concernant les aides d’État au climat, à la protection de l’environnement et à l’énergie pour 2022 (CEEAG).

(49) Ces actifs ne produisent généralement pas d’électricité à leur capacité de production maximale, mais plutôt à un point de consigne qui réduit au minimum le coût marginal de production. Lorsque des prix élevés sont attendus, les actifs peuvent augmenter leur production.

(50) Par exemple, la conception du volume de référence pourrait inciter les bénéficiaires potentiels à maximiser la capacité de production nominale de leur installation, mais pas à construire les installations nécessaires de manière à atteindre cette capacité nominale. Ainsi, dans le cas des éoliennes, les éoliennes pourraient être conçues autour d’une capacité de 10 MW en vue d’obtenir l’accès à un profil de référence d’une capacité de 10 MW, alors que la taille des pales pourrait être conçue de manière à n’atteindre que 6 MW de production. Cela réduirait au minimum les coûts d’investissement tout en garantissant des recettes élevées si le prix d’exercice était supérieur au prix de référence.

(51) Sur ce point spécifique, voir l’affaire d’aide d’État SA.115179 (2024/N), considérant 55 b).

(52) Sur ce point spécifique, voir l’affaire d’aide d’État SA.115179 (2024/N), considérant 55 a).

(53) Sur ce point spécifique, voir la décision relative à l’aide d’État SA.115764 (2025/N), considérant 12, qui concerne trois parcs éoliens en mer en France et prévoyait d’utiliser des indices de prix infrajournaliers pour repérer les prix négatifs.

(54) Le facteur d’attrition pourrait, par exemple, être mesuré comme étant la part de l’électricité négociée lors de l’enchère divisée par le volume total d’électricité consommée au niveau national.

(55) La littérature universitaire et la pratique décisionnelle ont déjà mis au jour un certain nombre de distorsions potentielles. Toutefois, il ne peut être exclu que d’autres pratiques et recherches détectent des distorsions supplémentaires et trouvent les ajustements nécessaires pour y remédier.

(56) Aux fins de cet exemple, il est supposé que le coût attendu autre que les coûts de maintenance prévus restera constant tout au long de la période de production ou égal à zéro. Il devra toutefois être pris en considération dans l’analyse des coûts-bénéfices attendus.

(57) Il convient de noter que la décision relative à la maintenance est prise sur la base des bénéfices attendus avant la période de maintenance effective. Une fois cette maintenance programmée, il sera probablement difficile de la déplacer sur une autre période. Les coûts et bénéfices réels peuvent s’écarter des attentes. Toutefois, tous les opérateurs du marché, qu’ils bénéficient ou non d’une aide publique, prendraient leur décision sur la base de ces attentes.

(58) Pour les contrats sur différence bidirectionnels fondés sur la production pour lesquels le prix de référence moyen est calculé sur une longue période, le paiement/la récupération de la prime pour chaque période de référence dépend moins de la question de savoir si le bénéficiaire produit à un moment donné et si les variations à court terme des recettes du marché sont répercutées sur le producteur. Dans les situations où, à la fin de la période, le bénéficiaire peut être en mesure d’estimer que le prix de référence moyen entraînera une récupération, compte tenu des prix au comptant attendus pour le reste de la période au cours de laquelle la moyenne est calculée, le producteur pourrait être incité à tort à réduire sa production même si les prix au comptant sont toujours positifs et même s’il est dans l’intérêt du système que la production soit maintenue. En effet, dans le cas contraire, le bénéficiaire devrait restituer le montant à récupérer sur le volume supplémentaire produit sans avoir reçu les recettes équivalentes sur le marché au comptant pour ce volume. Dans ce type de situation qui génère des distorsions, le contrat sur différence bidirectionnel pourrait inclure un mécanisme de récupération dynamique, en vertu duquel le montant à récupérer serait réduit seulement pour les volumes produits pendant les heures à faibles prix au comptant et limité à la fin de la période de référence, et uniquement lorsque les bénéficiaires seraient en mesure de savoir qu’ils devraient restituer un montant, afin de maintenir l’incitation pour les producteurs d’installations renouvelables à injecter de l’électricité en période de prix (faiblement) positifs. Dans ce type de situations génératrices de distorsions, le régime pourrait ajuster le mécanisme de récupération afin qu’il corresponde au niveau minimal du montant moyen à récupérer ou au prix au comptant. Dans les cas où le montant à récupérer est supérieur au prix au comptant, le promoteur serait en principe incité à arrêter la production. Toutefois, si le montant à récupérer pour ce moment donné est modifié afin de correspondre au prix au comptant, le promoteur ne réagirait pas et continuerait à produire lorsque cela est bénéfique pour le système. Pour de plus amples informations sur les mécanismes de récupération dynamiques, voir Kitzing et al. (2024).

(59) Les AAE sont examinés à la section VII.

(60) Tel peut être le cas, par exemple, lorsque les bénéficiaires d’un contrat sur différence bidirectionnel tentent de «battre le marché» et de tirer des recettes plus élevées du marché grâce à des décisions de négociation rentables sur le marché à terme, tout en limitant les risques. En particulier, lorsque le prix de référence dans le contrat sur différence bidirectionnel est établi sur une longue période (par exemple, annuelle), le promoteur peut être incité à négocier à terme pour couvrir son risque.

(61) La liquidité des différents marchés à terme de l’électricité est très faible dans la plupart des zones de dépôt des offres, dont seules quelques-unes disposent d’une liquidité suffisante. Voir le document mentionné à la note de bas de page no 62 pour de plus amples informations.

(62) ACER Policy Paper on the Further Development of the EU electricity forward market, https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Position%20Papers/Electricity_Forward_Market_PolicyPaper.pdf.

(63) En l’absence de ce mécanisme, dans le cas d’une période de référence durant laquelle la production serait faible, la centrale électrique pourrait modifier fortement le prix de référence (qui s’applique au volume de référence total), tout simplement en transférant les ventes d’un marché à un autre.

(64) Par exemple, si la centrale s’est engagée à vendre sur le marché à terme et que le prix journalier ou infrajournalier est inférieur à ses coûts marginaux, la centrale devrait pouvoir racheter l’électricité déjà vendue sur les marchés à terme afin de moduler sa production.

(65) Sous réserve de compatibilité avec les règles en matière d’aides d’État (voir section VII.b ci-dessous).

(66) Tel que le rapport entre la longueur de la pale et la taille de l’éolienne ou la concentration terrestre des éoliennes.

(67) Pour les énergies renouvelables, les investissements supplémentaires en matière de flexibilité peuvent porter sur l’implantation commune de systèmes de stockage par batterie. Pour le nucléaire, il peut s’agir d’installer des équipements ou de faire des choix de conception qui renforcent encore la capacité de suivi de la charge de la centrale.

(68) Veiller à ce que l’investissement évite les distorsions indues de la concurrence et des échanges sur le marché intérieur et qu’il contribue à la valeur du système peut supposer d’inclure dans le contrat sur différence bidirectionnel des éléments de conception encourageant une construction efficace. Ces éléments de conception pourraient tenir compte de la réalisation de certaines étapes de construction dans les délais et conformément au budget prévu. Certains États membres ont introduit des sanctions en cas de non-achèvement ou de performance insuffisante des projets.

(69) Ce type de critère est couvert par l’article 26 du règlement pour une industrie «zéro net», précisé par l’acte d’exécution relatif à l’article 26 dudit règlement.

(70) Cela signifie, dans la pratique, que le promoteur doit garantir qu’il pourra livrer de l’électricité à l’acheteur lorsque l’installation à laquelle le contrat est lié ne produit pas; cet écart est souvent appelé «modelage des coûts». La répartition des risques dans les AAE évolue également au fil du temps: alors que, par le passé, c’était souvent l’acheteur qui supportait le coût des risques liés au délestage ou aux prix négatifs, la fréquence accrue de ces événements contraint souvent les promoteurs à couvrir tout ou partie de ce coût.

(71) Parmi les autres modalités fondées sur le marché figure la vente directe d’électricité sur les marchés organisés de l’électricité sans accord à long terme. Cette option ne sera pas examinée dans les présentes orientations.

(72) Par exemple, un projet de parc éolien de 50 MW devrait être autorisé à demander à bénéficier d’un contrat sur différence bidirectionnel pour une capacité de 30 MW. La capacité restante pourrait ensuite, par exemple, être vendue dans le cadre d’un AAE.

(73) À cet effet, voir la définition d’un AAE fournie dans le cadre du règlement sur l’électricité, dont l’article 2, point 77), fait référence à l’achat d’électricité sur la base du marché.

(74) À défaut, des résultats similaires pourraient théoriquement être obtenus en proposant des AAE sur des plateformes de marché liquides. L’expérience des plateformes d’AAE est toutefois limitée dans l’UE.

(75) Voir, par exemple, les nouveaux instruments figurant à la section 4.5 du pacte pour une industrie propre.

(76) Voir la décision de la Commission dans l’affaire SA.114440 (2024/N) – Estonia TCTF: Scheme to support offshore wind.

(77) Aide d’État SA.115179 (2024/N) – Italie – FER X TCTF – Soutien transitoire de l’Italie à la production d’électricité à partir d’installations SER proches de la parité du marché.

(78) 1.c Voir également la section VI.c, où un mécanisme similaire pour la négociation à terme est examiné. La durée de ces AAE devrait être établie de manière à garantir que les AAE proposés n’ont pas d’incidence sur la liquidité des marchés à terme. Dans la pratique, cela signifie que ces AAE devraient être émis pour des durées plus longues que celle des produits suffisamment liquides du marché à terme, par exemple pendant environ cinq ans.