Le développement du photovoltaïque en Suisse fait évoluer la manière de rémunérer l’électricité injectée dans le réseau. Dès 2027, le moment de l’injection comptera davantage dans le modèle de rétribution applicable en l’absence d’un autre accord. Pour les propriétaires, l’enjeu est de comprendre les conséquences pour leur installation et d’identifier les possibilités de mieux valoriser leur production.
Ce qui va changer en 2027
Aujourd’hui, lorsqu’un propriétaire injecte son surplus d’électricité solaire dans le réseau, il a le droit de recevoir une rétribution de la part son gestionnaire de réseau.
Depuis 2026, en l’absence d’accord sur un autre tarif (généralement plus élevé), cette rétribution se base sur un prix de référence du marché calculé sur trois mois. Il en résulte quatre prix de référence trimestriel du marché par année. Ce système permet de lisser les variations du marché – le prix reçu ne dépend pas directement de l’heure à laquelle l’électricité a été injectée, tout en considérant les variations saisonnières – le prix de référence est plus élevé durant les trimestres d’hiver que durant les trimestres d’été.
Dès le 1er janvier 2027, sauf autre rétribution convenue, l’électricité injectée sera rémunérée selon le prix du marché au quart d’heure. C’est-à-dire que la quantité d’électricité injectée durant un quart d’heure sera rémunérée selon le prix du marché correspondant à ce même quart d’heure – on parle de rétribution selon le prix du marché au moment de l’injection, ou de rétribution dynamique. Une même quantité pourra donc rapporter davantage ou moins selon le prix au moment de son injection.
Une transition est prévue pour les installations existantes qui ne sont pas encore équipées d’un compteur intelligent : l’ancien mode de calcul pourra être maintenu jusqu’à leur équipement, au plus tard jusqu’au 31 décembre 2027.
La différence peut sembler technique, mais elle aura des conséquences sur la manière de valoriser l’électricité produite.
Prenons une journée ensoleillée. En milieu de journée, de nombreuses installations photovoltaïques atteignent leur pic de production. Une grande quantité d’électricité arrive alors simultanément sur le réseau ; lorsque l’offre est importante et que la demande ne suit pas, les prix du marché diminuent.
En fin de journée, la situation est différente : la production solaire baisse alors que la plupart des ménages se mettent à consommer. Le rapport entre l’offre et la demande s’inverse, et les prix du marché augmentent.
Avec une rétribution de l’énergie injectée davantage liée aux prix horaires, deux installations produisant la même quantité d’électricité sur une année pourraient donc obtenir des revenus différents, simplement parce qu’elles ne produisent pas aux mêmes heures.
Quel impact concret sur les revenus ?
C’est probablement la première question que se poseront les propriétaires : combien vais-je gagner ou perdre avec ce nouveau système ?
Il n’existe pas de réponse unique.
Pour certaines installations, l’écart pourrait être relativement faible. Pour d’autres, notamment celles qui injectent une grande partie de leur production aux heures où les prix sont bas, il pourrait être plus important.
Dans la grande majorité des cas, nous estimons que la différence entre les revenus du système actuel et les revenus du système futur ne dépassera pas 20%. Par exemple si le revenu moyen de l’injection selon le système actuel était de 7 ct./kWh, il pourrait se situer entre 5.6 et 8.4 ct./kWh dans le futur système selon les profils de production et de consommation.
Concrètement pour une installation domestique qui injecte un surplus de 2’000 kWh par année, une telle variation moyenne de la rétribution de 1 ct./kWh représente une différence de 20 CHF sur l’année. Pour une installation plus importante, par exemple sur un bâtiment agricole, qui injecterait 100’000 kWh par année, la même variation représenterait 1000 CHF.
Ces exemples montrent pourquoi une même variation tarifaire peut avoir des conséquences très différentes selon les installations – en effet, perdre ou gagner 20% peut faire une bonne différence.
Primes pour les petites installations
Il est important de préciser que les installations photovoltaïques de moins de 150 kW sont protégées par des seuils donnant lieu à des primes de rétribution. Pour celles de moins de 30 kW, le seuil est fixé par la législation à 6 ct./kWh.
La rétribution pour l’injection est calculée individuellement pour chaque installation selon le prix du marché au moment de l’injection. Les primes toutefois sont calculées uniformément de manière unique pour toute la Suisse. Elles viennent s’ajouter aux revenus individuels des petites installations. Pour calculer la prime, le prix de référence trimestriel du marché publié par l’OFEN est considéré. Si celui-ci durant un trimestre est inférieur au seuil applicable, la différence sera versée en complément pour toute la quantité d’électricité injectée pendant ce trimestre. Reprenons l’exemple des installations inférieures à 30 kW avec un seuil à 6 ct./kWh : si le prix de référence du marché durant un trimestre devait être de 4 ct./kWh, alors toutes les installations en Suisse d’une puissance < 30 kW recevraient 2 ct./kWh de primes pour toute la quantité d’électricité injectée pendant ce même trimestre et quelle que soit l’heure. Ces seuils ne garantissent donc pas un , ni une rémunération moyenne identique pour toutes les installations, mais garantissent un revenu moyen minimal si les prix du marché devaient bas durant un trimestre.
Prix négatifs : quel impact sur les revenus ?
Les prix du marché peuvent devenir négatifs durant certaines heures de l’année, entraînant une perte financière pour l’électricité injectée. En Suisse, cela s’est produit durant 302 heures en 2025, soit 3,4 % de l’année.
Toutefois, les prix peuvent également être plus élevés à d’autres moments, permettant de compenser ces pertes. Comme l’illustre l’exemple d’une installation photovoltaïque de 10 kW orientée plein sud, l’électricité injectée en 2025 auraient généré 282 CHF lors des périodes où le prix dépassait 10 ct./kWh, 354 CHF entre 6 et 10 ct./kWh et 64 CHF entre 0 et 6 ct./kWh. Les périodes à prix négatifs n’auraient représenté qu’une perte de 27 CHF, pour un revenu annuel total de 673 CHF.
Cet exemple montre que les prix négatifs ne doivent pas être considérés isolément : c’est l’ensemble des prix et des quantités injectées au cours de l’année qui détermine le revenu final. La rétribution dynamique peut donc aussi offrir des opportunités de mieux valoriser l’électricité produite.
Sources : Electricity Maps (2025). Calcul illustratif pour une installation photovoltaïque de 10 kWc orientée plein sud, selon les données du graphique.
Mieux utiliser son électricité, plutôt que simplement l’injecter
Avec cette évolution, la consommation propre devient un élément encore plus important pour la rentabilité d’une installation photovoltaïque.
L’électricité consommée directement dans le bâtiment permet d’éviter l’achat d’une quantité équivalente d’électricité auprès du fournisseur. Selon les tarifs applicables, cette économie est généralement plus intéressante que la rétribution obtenue en injectant la même quantité d’électricité dans le réseau.
Concrètement, plusieurs solutions permettent d’augmenter cette autoconsommation : programmer la recharge d’un véhicule électrique pendant les heures ensoleillées, adapter le fonctionnement d’une pompe à chaleur ou d’un chauffe-eau, ou encore stocker une partie du surplus dans une batterie.
Pour les propriétaires déjà équipés, plusieurs solutions permettent d’augmenter cette autoconsommation : programmer la recharge d’un véhicule électrique pendant les heures ensoleillées, adapter le fonctionnement d’une pompe à chaleur ou d’un chauffe-eau, utiliser l’inertie thermique ou un ballon d’eau pour un stockage thermique, ou encore stocker une partie du surplus dans une batterie.
Il est également possible d’étudier le partage local de l’électricité, notamment dans le cadre d’un regroupement dans le cadre de la consommation propre ou d’une communauté électrique locale, lorsque les conditions le permettent.
Ces solutions ne sont toutefois pas toutes pertinentes pour chaque situation. Une batterie, par exemple, représente un investissement supplémentaire dont la rentabilité doit être évaluée selon le profil de consommation.
L’objectif n’est donc pas d’installer davantage d’équipements à tout prix, mais d’identifier les possibilités de mieux utiliser l’électricité déjà produite.
Adapter son onduleur pour éviter les prix négatifs
Une autre mesure consiste à paramétrer son onduleur pour limiter ou interrompre automatiquement l’injection d’électricité lorsque les prix du marché deviennent négatifs. Selon les équipements, ce réglage peut nécessiter un système de gestion de l’énergie capable de suivre les prix du marché. L’électricité produite peut toujours être autoconsommée ou stockée, mais un signal est donné à l’onduleur pour qu’aucun excédent ne soit produit qui serait injecté à perte.
Toutefois, interrompre l’injection n’est pas toujours avantageux. Il faut également tenir compte des éventuelles primes de rétribution minimale et des revenus liés aux garanties d’origine. Selon Swissolar, en 2025, cette interruption n’aurait été financièrement intéressante que durant 36 heures pour une installation de référence, malgré plus de 300 heures à prix nul ou négatif.
Cette mesure pourrait néanmoins devenir particulièrement intéressante si les périodes de prix négatifs venaient à se multiplier. Il est donc utile de vérifier auprès de son installateur les possibilités de paramétrage de son onduleur.
Source : Swissolar – Rétribution de l’électricité injectée, FAQ, question 8.
Faut-il revoir son projet photovoltaïque ?
Pour un propriétaire qui possède déjà des panneaux solaires, l’évolution prévue en 2027 ne justifie pas à elle seule de modifier son installation.
Elle peut en revanche être l’occasion d’examiner ses habitudes de consommation et les possibilités de pilotage de certains équipements.
Pour un nouveau projet, la question mérite d’être intégrée dès la conception. Au-delà de la puissance installée et du rendement annuel, il devient intéressant d’étudier la répartition de la production au cours de la journée et sa correspondance avec les besoins du bâtiment.
L’orientation des panneaux, le dimensionnement de l’installation et les possibilités d’autoconsommation peuvent ainsi avoir une influence sur sa rentabilité à long terme.
Une toiture orientée à l’ouest pourrait-elle devenir plus intéressante ?
C’est l’une des conséquences possibles de cette évolution.
Traditionnellement, le dimensionnement d’une installation photovoltaïque cherche notamment à maximiser sa production annuelle. Une toiture orientée au sud est ainsi souvent considérée comme avantageuse.
Mais produire le plus possible ne signifie pas nécessairement vendre son surplus au meilleur prix.
Une installation orientée à l’ouest produit davantage en seconde partie de journée, à des heures où l’électricité peut être mieux valorisée qu’en milieu de journée.
À production injectée comparable, une toiture orientée à l’ouest pourrait donc générer davantage de revenus qu’une toiture orientée à l’est, selon l’évolution des prix horaires.
Cela ne signifie pas pour autant qu’il faudra privilégier systématiquement l’ouest. Une toiture à l’est peut aussi présenter des avantages, notamment lorsque le bâtiment consomme beaucoup d’électricité le matin.
Le choix dépendra toujours de plusieurs facteurs : l’orientation, l’inclinaison, les éventuels ombrages, la production annuelle et surtout les habitudes de consommation du bâtiment.
Ce qu’il faut retenir
Le changement qui arrive en 2027 ne signifie pas que le photovoltaïque deviendra moins rentable. Il concerne avant tout la manière dont le surplus injecté sur le réseau sera rémunéré.
Son impact peut être positif ou négatif et dépendra de chaque installation, de son profil de production, des prix du marché et des mécanismes de protection applicables.
Pour les propriétaires déjà équipés, l’enjeu sera surtout d’examiner comment mieux utiliser ou valoriser l’électricité produite. Pour les nouveaux projets, le moment de la production et sa correspondance avec les besoins du bâtiment mériteront davantage d’attention dès la conception.
