> Dès 2027, le tarif de reprise solaire suivra le prix du marché heure par heure. Simulateur intégré et décryptage complet du nouveau mécanisme. # Tarifs de reprise solaire 2027 : à quoi s'attendre avec l'indexation sur le marché de gros ? La saison des annonces tarifaires bat son plein, et cette fois les producteurs solaires ne découvriront pas un simple chiffre valable pour tout le trimestre, et encore moins pour toute l'année : dès le 1er janvier 2027, la rémunération par défaut du courant injecté suivra le prix du marché de gros au moment de l'injection, heure par heure. Voici ce qui change concrètement, ce que les prix 2025-2026 laissent présager, et un simulateur pour estimer votre propre tarif moyen. Publié le 12 août 2026 · mis à jour le 5 septembre 2026 · 10 minutes de lecture ## Les chiffres clés du dossier 1er janvier 2027 entrée en vigueur du nouveau modèle : la rétribution par défaut suit le prix du marché au moment de l'injection, heure par heure 6 ct/kWh rétribution minimale pour les installations jusqu'à 30 kW, garantie en moyenne seulement : une toiture qui produit surtout vers 13 h, avec peu d'apport le matin et le soir, peut rester sous ce seuil 3,9 ct/kWh prix de marché de référence solaire du 2e trimestre 2026 : sans rétribution minimale, c'est tout ce que le marché paie en plein été ×6,5 l'amplitude du prix de référence solaire sur l'année 2025, entre mai (2,0 ct/kWh) et février (13,1 ct/kWh) ~6,8 ct/kWh prix moyen estimé pour une toiture sud du Plateau sous le régime 2027, prime comprise, selon notre scénario prudent (prix 2025 réduits de 15 %) ~12 ct/kWh ce que rapporte le même kilowattheure vendu à ses voisins au sein d'une CEL type, largement à l'abri des fluctuations du marché de gros ## 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. ## Simulateur : votre tarif de reprise moyen sous le régime 2027 Scénario prudent : prix day-ahead suisses de 2025, recalés sur les prix de marché de référence photovoltaïques de l'OFEN puis réduits de 15 % pour refléter la poursuite de l'essor solaire, avec prime de rétribution minimale (6 ct/kWh, installations jusqu'à 30 kW). Ajustez les curseurs : tout se recalcule instantanément. | Trimestre | Part de production | Prix de marché capté | Prime | Total | Prix internes CEL calculés selon le [modèle 40/40/20 de Celium](https://celium.ch/fr/#tarifs), nets de la part Celium. Hypothèses moyennes : énergie GRD 14,5 ct/kWh, frais de réseau 11,5 ct/kWh, zone à 40 % de rabais, ~80 % du surplus consommé au sein de la communauté (le solde reste vendu au GRD). Simulation indicative, sans engagement. La production repose sur des productibles moyens régionaux et un profil solaire géométrique avec part diffuse saisonnière, pas sur la météo réelle de votre commune. La valorisation applique le mécanisme 2027 aux prix horaires suisses de 2025, recalés sur les prix de marché de référence photovoltaïques publiés par l'OFEN puis réduits de 15 % (scénario prudent : plus le parc solaire grandit, plus les prix des heures ensoleillées baissent) ; les prix réels de 2027 seront différents. La prime de rétribution minimale est identique pour tous les producteurs d'une même classe de puissance : elle est calculée ici sur la répartition saisonnière type du parc solaire suisse, indépendamment de votre orientation. Le taux d'autoconsommation réduit proportionnellement l'énergie injectée, sans modéliser la courbe de charge du bâtiment. Entre 30 et 150 kW, la rétribution minimale diminue progressivement ; au-delà, elle disparaît. Garanties d'origine non comprises. ## Et si vous vendiez plutôt à vos voisins ? Le fil rouge de cette réforme est limpide : le réseau national n'a plus besoin de kilowattheures solaires anonymes à midi, il a besoin d'électricité au bon moment et au bon endroit. Or il existe un « bon endroit » par excellence : votre propre quartier. L'émission On en parle de la RTS aboutit à la même conclusion dans son [article du 4 septembre 2026 sur le prix de rachat dynamique](https://www.rts.ch/info/environnement/2026/article/le-prix-de-rachat-de-l-electricite-deviendra-dynamique-en-2027-29347638.html) : on peut aussi vendre son électricité à son voisin, dans son quartier ou sa commune. Depuis 2026, les [Communautés Électriques Locales (CEL)](https://celium.ch/fr/#quest-ce-cel) permettent de vendre son surplus directement à ses voisins, via le réseau public, avec un rabais de 40 % sur les frais de réseau lorsque tous les membres partagent le même transformateur. Dans une CEL type accompagnée par Celium, le producteur touche environ 12 ct/kWh pour l'énergie consommée par ses voisins, contre ~7 ct/kWh attendus au tarif indexé marché. Et ce prix interne a une propriété précieuse dans le monde qui s'ouvre : il est **largement découplé du marché de gros**. Le prix de reprise CEL se calcule en effet à partir du tarif du GRD et de la valeur créée par le partage local ; mécaniquement, quand la rétribution du GRD baisse de 1 centime, le prix CEL ne baisse que d'environ 0,6 centime. Plus le marché plonge, plus l'écart en faveur de la communauté se creuse. C'est toute la logique du [modèle 40/40/20](https://celium.ch/fr/#tarifs) : la valeur créée par chaque kilowattheure partagé est répartie entre producteurs (40 %), consommateurs (40 %) et Celium (20 %), sans abonnement ni frais fixes. Les consommateurs de la communauté y gagnent aussi, avec une économie d'environ 20 % sur l'énergie provenant de la CEL. Pour savoir ce que cela donnerait chez vous, le [simulateur principal de Celium](https://celium.ch/fr/#simulateur) croise votre profil avec les tarifs de référence de votre GRD, et la [carte interactive](https://celium.ch/fr/#carte) vous montre votre zone de regroupement. Et si une CEL existe ou se dessine près de chez vous, [déposez votre profil](https://celium.ch/fr/#trouvez-cel) : nous vous mettons en relation avec vos voisins compatibles. Pour partir de zéro, notre guide [Créer une CEL en 6 étapes](https://celium.ch/fr/creer-une-cel.html) détaille la marche à suivre. Pour aller plus loin, la RTS a consacré un podcast à cette pratique : [« Vendre sa production électrique dans sa commune, mode d'emploi »](https://www.rts.ch/audio-podcast/2026/audio/vendre-sa-production-electrique-dans-sa-commune-mode-d-emploi-29256530.html) (On en parle, mai 2026). ## En conclusion L'indexation sur le marché de gros n'est pas une mauvaise nouvelle en soi : elle rend visible ce que vaut réellement chaque kilowattheure selon l'heure où il est produit. Mais pour les propriétaires de petites installations, elle confirme une tendance lourde : le surplus vendu au GRD rapportera durablement autour de 6 à 7 centimes en moyenne, avec des étés proches de zéro sur le marché. Les réponses gagnantes sont connues : autoconsommer davantage, stocker intelligemment, et surtout valoriser son surplus localement. Vendre à ses voisins plutôt qu'à la bourse : c'est précisément ce que les CEL rendent possible, et c'est le pari de Celium pour la Suisse romande. Sources principales : OFEN/BFE (prix de marché de référence selon l'art. 15 OEneR, publication du 14 juillet 2026), Parlement suisse (révision de la loi sur l'énergie, session d'automne 2025), RTS (On en parle, [« Énergie solaire : le prix de rachat sera dynamique dès 2027 »](https://www.rts.ch/info/environnement/2026/article/le-prix-de-rachat-de-l-electricite-deviendra-dynamique-en-2027-29347638.html), 4 septembre 2026), Swissolar, Axpo, EKZ, ElCom, Romande Énergie, Energy-Charts (Fraunhofer ISE, prix day-ahead zone CH). Les montants cités sont des valeurs indicatives hors TVA, propres à chaque situation et à chaque GRD ; les textes d'application peuvent encore évoluer d'ici à l'entrée en vigueur. ## Votre surplus vaut plus que le prix du marché Déposez votre profil en deux minutes : nous analysons votre éligibilité et vous connectons avec vos voisins compatibles.