Du tarif fixe au prix du marché : trois régimes en trois ans
Jusqu'à fin 2025, chaque gestionnaire de réseau de distribution (GRD) fixait librement son tarif de reprise. Résultat : des écarts considérables d'un territoire à l'autre, et surtout une chute généralisée. Chez Romande Énergie par exemple, la rétribution est passée de 17,60 ct/kWh en 2024 à 6,5 ct/kWh au deuxième trimestre 2026, soit environ 63 % de baisse en deux ans.
Depuis le 1er janvier 2026, la loi sur l'électricité (le « Mantelerlass ») a harmonisé les règles : lorsque producteur et GRD ne conviennent pas d'un autre prix, la rémunération correspond au prix de marché de référence trimestriel calculé par l'Office fédéral de l'énergie (OFEN). Ce prix est la moyenne des prix de la bourse suisse de l'électricité pour le jour suivant (day-ahead), pondérée quart d'heure par quart d'heure par l'injection photovoltaïque réelle du pays. S'y ajoute une rétribution minimale pour les installations de moins de 150 kW, pensée pour garantir l'amortissement des installations de référence.
Et ce n'est qu'une étape : lors de la session d'automne 2025, le Parlement a décidé d'aller au bout de la logique de marché. Dès le 1er janvier 2027, la rétribution par défaut ne sera plus la moyenne trimestrielle, mais le prix du marché au moment même de l'injection.
Ce qui change concrètement au 1er janvier 2027
Sous le régime 2027, chaque kilowattheure injecté est valorisé au prix de gros de l'heure où il part dans le réseau. Un même dimanche de juin, votre surplus peut ainsi valoir 6 centimes à 8 heures, zéro à midi et 8 centimes à 19 heures. Le « tarif de reprise » cesse d'être un chiffre unique : il devient la moyenne, propre à chaque installation, des prix captés au fil des heures.
Trois conséquences directes. D'abord, le profil d'injection compte autant que le volume : produire au mauvais moment (les midis d'été, désormais saturés de solaire) rapporte de moins en moins, produire quand le réseau en a besoin (matin, soir, hiver) rapporte davantage. Ensuite, les heures à prix négatifs, de plus en plus fréquentes au printemps, ne rapportent rien, voire coûtent : stocker dans une batterie, décaler ses consommations ou autoconsommer devient la réponse rationnelle. Enfin, les GRD restent libres d'offrir davantage que ce prix par défaut, comme certains le font déjà pour fidéliser les producteurs de leur territoire.
La rétribution minimale demeure, sous forme de prime
Le filet de sécurité introduit en 2026 ne disparaît pas, il change de mécanique. À la fin de chaque trimestre, l'OFEN compare le prix de marché de référence photovoltaïque à la rétribution minimale légale. Si le premier est inférieur, la différence est versée rétroactivement, en prime, sur chaque kilowattheure injecté du trimestre.
Cette rétribution minimale s'élève à 6 ct/kWh pour les installations jusqu'à 30 kW, c'est-à-dire la quasi-totalité des toitures résidentielles. Elle diminue ensuite progressivement avec la puissance (environ 1,2 ct/kWh vers 149 kW) et disparaît au-delà de 150 kW. Concrètement, un trimestre d'été à 3,9 ct/kWh de prix de référence, comme le deuxième trimestre 2026, aurait déclenché une prime de 2,1 ct/kWh pour les petites installations.
Attention toutefois à bien lire le mécanisme : la prime se calcule sur le prix de référence national, pas sur ce que votre toiture a réellement capté. Une installation qui produit surtout aux heures creuses de midi touchera la même prime que les autres, mais un prix de marché capté plus bas : son tarif moyen peut alors rester sous les 6 centimes, comme le montre le deuxième trimestre dans le simulateur ci-dessous. Les 6 centimes sont garantis à la moyenne du parc solaire, pas à chaque toiture.
Ce que disent les prix 2025 et 2026
Pour anticiper 2027, le mieux est de regarder les prix de marché de référence solaires publiés par l'OFEN. Le tableau ci-dessous résume les valeurs trimestrielles, ainsi que la prime qu'aurait déclenchée le mécanisme 2027 pour une installation jusqu'à 30 kW :
| Trimestre | Prix de référence solaire 2025 | Prix de référence solaire 2026 | Prime théorique (régime 2027, ≤ 30 kW) |
|---|---|---|---|
| T1 (janv.-mars) | 10,38 ct/kWh | 10,27 ct/kWh | aucune (prix au-dessus du plancher) |
| T2 (avril-juin) | 2,76 ct/kWh | 3,90 ct/kWh | +3,24 ct (2025) / +2,10 ct (2026) |
| T3 (juil.-sept.) | 5,73 ct/kWh | publication en octobre | +0,27 ct (2025) |
| T4 (oct.-déc.) | 9,51 ct/kWh | publication en janvier | aucune (prix au-dessus du plancher) |
La saisonnalité saute aux yeux : l'hiver paie 3 à 4 fois mieux que le cœur de l'été. En mai 2025, le prix de référence mensuel est tombé à 2,01 ct/kWh ; en février 2025, il culminait à 13,12 ct/kWh. Et la tendance de fond est connue : plus le parc solaire suisse et européen grandit, plus les prix des heures ensoleillées baissent. C'est précisément ce que le nouveau régime veut refléter, pour encourager le stockage et la consommation locale plutôt que l'injection massive à midi.
L'orientation de vos panneaux devient un paramètre de prix
Avec un prix horaire, deux toitures identiques n'auront plus le même tarif moyen. L'intuition première est connue : puisque le prix journalier culmine le matin vers 8 heures et le soir vers 20 heures, et s'effondre vers 13 heures, les orientations est et ouest, qui produisent tôt et tard, devraient capter les meilleurs prix. C'est vrai à l'échelle d'une journée d'été. Mais un second effet joue en sens inverse : les prix d'hiver valent 3 à 4 fois ceux d'été, et une toiture sud, surtout pentue, produit relativement plus en hiver qu'une toiture est-ouest. Sur l'année, compte tenu de la part élevée de rayonnement diffus de nos hivers, les deux effets se compensent presque exactement. C'est ce que montre notre modèle (profil solaire géométrique avec part diffuse saisonnière, prix day-ahead suisses de 2025 recalés sur les valeurs OFEN, puis réduits de 15 % dans notre scénario 2027 prudent), appliqué à plusieurs configurations typiques du Plateau romand :
| Configuration | Productible relatif | Prix de marché capté | Prix moyen avec prime | Revenu annuel par kWc installé (sans autoconsommation) |
|---|---|---|---|---|
| Sud, 30° (référence) | 100 % | ~5,2 ct/kWh | ~6,8 ct/kWh | ~68 CHF |
| Est ou ouest, 30° | ~88 % | ~5,1 ct/kWh | ~6,8 ct/kWh | ~60 CHF |
| Sud, 60° (forte pente) | ~91 % | ~5,4 ct/kWh | ~7,1 ct/kWh | ~64 CHF |
| Façade sud, 90° | ~67 % | ~5,8 ct/kWh | ~7,4 ct/kWh | ~49 CHF |
Trois enseignements. D'abord, à inclinaison égale, sud, est et ouest captent pratiquement le même prix moyen annuel : l'avantage estival de l'est-ouest, bien visible aux trimestres T2 et T3 dans le simulateur ci-dessous, est neutralisé par la meilleure production hivernale du sud. Ensuite, le vrai levier du prix, c'est la production hivernale : fortes pentes et façades captent les meilleurs prix au kilowattheure, un argument de plus pour les installations verticales, sur façades ou en clôture. Enfin, tant que la rétribution minimale joue son rôle, l'écart de prix moyen entre configurations reste modeste : il ne faut pas réorienter ses panneaux pour le marché ; à l'échelle d'une toiture existante, le volume produit reste le premier facteur de revenu. La dernière colonne le confirme : malgré le meilleur prix au kilowattheure, une façade dégage moins de revenu par kWc installé qu'une toiture sud classique.