Le tarif que votre gestionnaire de réseau vous verse pour chaque kilowattheure injecté vient de changer de nature — et pas dans votre sens. Depuis janvier 2026, ce n’est plus un prix fixe et prévisible : c’est un prix de marché, trimestriel, qui suit les humeurs de la bourse de l’électricité européenne. Pour comprendre pourquoi cela se produit, il faut remonter à la source du problème — et pas seulement lire les communiqués de presse.
La Suisse a connu une décennie de déploiement solaire remarquable. En 2023, le photovoltaïque couvrait 8,25 % de la consommation électrique nationale (contre 6,76 % en 2022), avec une croissance de la puissance nouvellement installée de plus de 50 % par rapport à l’année précédente, selon la Statistique de l’énergie solaire 2023 publiée par l’OFEN. Ce succès a un revers : des milliers de toits produisent simultanément, les mêmes jours ensoleillés, au même moment de la journée. Le réseau se retrouve saturé d’une énergie dont personne n’a besoin à cet instant précis, et les prix s’effondrent — parfois en dessous de zéro.
Ce n’est pas une décision arbitraire du Conseil fédéral ni une punition infligée aux propriétaires qui ont investi tôt. C’est la conséquence logique — et en partie inévitable — d’un parc solaire qui a grandi plus vite que la flexibilité du réseau. Le Mantelerlass, adopté par le Parlement le 29 septembre 2023 et approuvé par le peuple le 9 juin 2024, a simplement décidé de refléter cette réalité dans le prix payé aux producteurs, plutôt que de la masquer derrière une subvention déguisée.
Ce que j’observe sur le terrain, en accompagnant des propriétaires en Suisse romande, c’est que beaucoup ont été pris de court par ce changement. Ils avaient dimensionné leur installation pour maximiser l’injection et le revenu de rachat — une logique parfaitement rationnelle sous l’ancien régime. Cette logique est aujourd’hui partiellement obsolète. Voici pourquoi, et surtout ce que vous pouvez encore faire pour que votre investissement reste rentable.
👉 L’essentiel à retenir
- Depuis janvier 2026, le prix de rachat n'est plus fixe : il suit un prix de référence trimestriel calé sur le marché spot, publié par l'OFEN.
- En été, quand votre installation produit le plus, les prix de marché s'effondrent — parfois en territoire négatif — car toute la Suisse produit simultanément.
- Un prix plancher légal protège les petites installations (≤ 150 kW), mais sa valeur dépend de la puissance installée selon une formule fixée par l'ordonnance sur l'énergie (OEne).
- La meilleure réponse à la baisse des tarifs n'est pas d'injecter plus, c'est d'autoconsommer davantage grâce au stockage et au pilotage intelligent.
- Dimensionner son installation et sa batterie selon sa consommation réelle — et non selon la surface de toit disponible — reste la règle d'or.
1. Ce qui a changé : du prix fixe au prix de marché trimestriel
Avant 2026, chaque gestionnaire de réseau de distribution (GRD) fixait librement son tarif de reprise. Certains cantons offraient des conditions nettement plus généreuses que d’autres, créant une inégalité entre propriétaires selon leur code postal. La réforme a mis fin à cette disparité en harmonisant les règles à l’échelle fédérale.
1.1 Le prix de référence du marché
Depuis le 1er janvier 2026, l’électricité injectée dans le réseau est rémunérée sur la base d’un prix de référence du marché, calculé et publié trimestriellement par l’Office fédéral de l’énergie (OFEN). Ce prix correspond à la moyenne des prix fixés sur la bourse de l’électricité pour le lendemain, pondérée en fonction de l’injection effective des installations photovoltaïques — quart d’heure par quart d’heure. Autrement dit, votre rétribution reflète précisément les moments où vous injectez : si vous produisez surtout à midi en juillet, vous êtes rémunéré au prix de midi en juillet, qui est aussi le moment où tous vos voisins injectent en même temps.
Ce prix de référence est publié au plus tard dix jours ouvrables après la fin du trimestre. Concrètement, vous ne connaissez votre rémunération exacte qu’après coup — une incertitude qui tranche radicalement avec la lisibilité de l’ancien système.
1.2 Le prix plancher légal : une protection réelle mais imparfaite
Pour éviter que les petits producteurs ne se retrouvent avec une rétribution nulle lors des épisodes de sur-production, la loi a introduit un prix plancher. Toute installation photovoltaïque d’une puissance inférieure ou égale à 150 kW bénéficie d’une rémunération minimale garantie. Son calcul suit une formule fixée par l’ordonnance sur l’énergie (OEne) : 180 divisé par la puissance de l’installation exprimée en kilowatts.
En pratique, pour une installation résidentielle typique de moins de 30 kW, ce plancher est fixé à 6 ct/kWh. Pour une installation de 60 kWc, il tombe à 3 ct/kWh. Plus votre installation est grande, moins la protection est généreuse — une conception délibérée pour encourager l’autoconsommation plutôt que l’injection massive.
Ce mécanisme est détaillé plus précisément dans notre analyse consacrée au nouveau mécanisme de tarification spot, qui traite notamment des asymétries saisonnières et des effets sur les différents profils d’installation.
2. Pourquoi l’été est devenu le pire moment pour injecter
Paradoxalement, la saison où vos panneaux produisent le plus est aussi celle où chaque kilowattheure injecté vous rapporte le moins. Cette inversion mérite une explication claire, parce qu’elle est au cœur de la nouvelle logique économique du solaire suisse.
2.1 L’effet de sur-offre simultanée
Un jour ensoleillé de juillet à 13h00, toutes les toitures équipées de panneaux solaires du Plateau suisse produisent à plein régime en même temps. La demande industrielle et résidentielle est, elle, relativement basse : les bureaux sont climatisés, personne ne chauffe, les pompes à chaleur tournent peu. Le réseau suisse se trouve inondé d’électricité que personne ne consomme à cet instant.
Sur les marchés de gros européens, ce phénomène pousse les prix à la baisse — parfois en territoire négatif, c’est-à-dire que certains producteurs paient pour se débarrasser de leur électricité plutôt que d’être rémunérés. Votre installation est physiquement incapable de distinguer ce contexte de marché en temps réel : elle injecte de toute façon, et vous êtes rétribué au prix qui prévaut à ce moment-là.
2.2 L’hiver : une situation inverse
En hiver, la production solaire est faible — entre un cinquième et un tiers de la capacité estivale selon l’orientation et l’inclinaison de la toiture — mais la demande d’électricité est élevée (chauffage, éclairage, pompes à chaleur). Les prix de marché sont structurellement plus hauts. Ce que vous injectez en janvier vaut proportionnellement bien plus que ce que vous injectez en juillet.
Cette réalité renforce un message que nous répétons systématiquement sur le terrain : valoriser chaque kilowattheure produit à la maison vaut toujours mieux que l’envoyer au réseau, quelle que soit la saison. L’autoconsommation reste à ce jour la meilleure réponse économique à la volatilité des tarifs de rachat.
2.3 La règle du plafonnement à 70 % : une pression supplémentaire
Nous vous recommandons de vous rapprocher de votre gestionnaire de réseau de distribution pour connaître les règles de plafonnement de l’injection applicables à votre installation. En période de forte production, l’énergie excédentaire est simplement écrêtée — perdue, si vous ne disposez pas d’un moyen de la stocker ou de la consommer. Notre article sur la batterie de stockage comme réponse au plafonnement à 70 % détaille les pertes réelles que cette règle engendre et comment les minimiser.
3. Les raisons structurelles : pourquoi cette tendance est durable
Il serait tentant de traiter la baisse des tarifs de rachat comme une anomalie conjoncturelle qui se corrigera d’elle-même. Ce serait une erreur d’appréciation. Les forces qui tirent les prix vers le bas sont structurelles et s’amplifieront au cours des prochaines années.
3.1 Une croissance solaire qui n’a pas atteint son plafond
La Suisse s’est fixé des objectifs ambitieux de développement des énergies renouvelables. Chaque nouvelle toiture équipée de panneaux renforce l’effet de sur-offre aux heures ensoleillées. Le Mantelerlass lui-même prévoit un développement accéléré du parc photovoltaïque, ce qui signifie que le phénomène de concurrence entre producteurs va s’intensifier, pas s’atténuer.
3.2 Le réseau manque encore de flexibilité
L’équilibrage des réseaux électriques dépend de la capacité à absorber les excédents — via du stockage à grande échelle, de l’effacement de la consommation industrielle, ou de l’exportation vers les pays voisins. Ces solutions existent mais leur déploiement prend du temps. Tant que la flexibilité du système ne rattrape pas la croissance de la production solaire intermittente, les creux de prix en milieu de journée ensoleillée resteront une constante structurelle.
3.3 La décision délibérée de ne plus subventionner l’injection
L’ancien régime de prix fixes était, en réalité, une forme de subvention implicite : le gestionnaire de réseau absorbait le risque de marché à votre place. La réforme de 2026 transfère ce risque vers le producteur, délibérément, pour l’inciter à adapter son comportement : consommer sur place, stocker, décaler ses usages. C’est une logique économique cohérente, même si elle est douloureuse pour ceux qui avaient investi sous les anciennes règles.
4. Ce que vous pouvez concrètement faire — stratégies gagnantes dans le nouveau régime
Connaître les causes d’un problème ne suffit pas. Ce qui intéresse un propriétaire, c’est de savoir comment protéger la rentabilité de son investissement solaire dans ce contexte modifié. Voici les leviers qui fonctionnent réellement.
4.1 Maximiser l’autoconsommation : le principe fondateur
Chaque kilowattheure que vous consommez directement depuis vos panneaux solaires — ou depuis votre batterie — est un kilowattheure que vous n’achetez pas à votre fournisseur. Dans un contexte où le prix de l’électricité achetée reste significativement plus élevé que le tarif de rachat, l’autoconsommation génère un gain bien supérieur à la revente. Ce différentiel est le moteur économique fondamental du solaire résidentiel en 2026.
Pour y parvenir, il faut agir sur deux fronts : le stockage d’énergie et le pilotage des charges.
4.2 Le stockage par batterie : capter ce qui serait autrement perdu
Une batterie de stockage couplée à votre installation solaire permet de décaler la consommation de l’énergie produite à midi vers le soir, quand les panneaux ne produisent plus. C’est simple dans son principe et très efficace dans son résultat : l’électricité qui aurait été injectée à un prix bas (ou écrêtée par la règle des 70 %) est conservée pour un usage à haute valeur.
Chez My Solar Battery, nous travaillons avec des technologies éprouvées — solutions de stockage par batterie incluant notamment les batteries Pylontech en chimie lithium fer phosphate (LFP), l’Enphase IQ Battery 5P, la gamme SolaX ou encore notre solution maison VOLTIA. Nous privilégions systématiquement la chimie LFP pour sa stabilité thermique supérieure aux chimies NMC ou NCA, ce qui se traduit par une sécurité accrue dans les installations résidentielles.
Un point que nous vérifions sur chaque projet : en cas de coupure réseau, une installation solaire standard s’arrête automatiquement pour des raisons de sécurité. Si la continuité d’alimentation est un objectif — et elle l’est de plus en plus pour nos clients — il faut prévoir un système anti-blackout dédié, comme une architecture Victron MultiPlus-II couplée à des batteries Pylontech, ou la version VOLTIA avec option anti-blackout activée.
4.3 Piloter les charges flexibles aux bonnes heures
La batterie n’est pas la seule façon d’autoconsommer davantage. Certains usages domestiques sont naturellement flexibles : le chauffe-eau, la pompe à chaleur, la borne de recharge du véhicule électrique. Décaler leur fonctionnement vers les heures de forte production solaire — typiquement de 10h à 15h en été — revient à transformer ces appareils en « batteries thermiques » ou en « batteries de mobilité » qui stockent l’énergie sous une autre forme.
Un système de gestion énergétique intelligent (EMS) automatise ce pilotage sans que vous ayez à intervenir manuellement. Il arbitre en temps réel entre production instantanée, état de charge de la batterie et besoins des appareils. Associé à une batterie bien dimensionnée, il peut porter le taux d’autoconsommation à des niveaux très élevés, même sur une installation de taille moyenne.
4.4 Dimensionner juste — ni trop, ni trop peu
La tentation de maximiser la surface installée pour générer plus de revenus de rachat était rationnelle avant 2026. Elle peut désormais se retourner contre vous : une installation surdimensionnée par rapport à votre consommation réelle produit un surplus massif que vous ne pouvez ni autoconsommer ni vendre correctement. Notre philosophie de dimensionnement est simple : partir de votre consommation réelle, de vos profils de charge horaires et de vos objectifs financiers — pas de la surface maximale disponible sur votre toit.
Notre article sur la façon de dimensionner correctement sa batterie approfondit cette logique et démonte plusieurs idées reçues sur les règles empiriques de capacité. Et pour une vue d’ensemble sur la rentabilité d’une installation solaire en 2026, un article dédié explore les scénarios chiffrés dans le nouveau cadre réglementaire.
4.5 Explorer les nouvelles formes de partage local
La réforme de 2026 n’a pas seulement changé le prix de rachat individuel : elle a également ouvert de nouvelles possibilités de vente directe à des voisins, dans le cadre des Communautés Électriques Locales (CEL) et des Regroupements de Consommation Propre (RCP). Ces structures permettent d’échanger de l’électricité au sein d’une même commune à un tarif négocié entre parties — généralement supérieur au prix de référence OFEN — tout en restant inférieures au tarif de fourniture standard. Pour les propriétaires d’installations conséquentes, c’est une piste sérieuse à explorer.
Questions fréquentes
Mon contrat de rachat signé avant 2026 est-il toujours valable ?
Les contrats conclus sous l’ancien régime fixe ont été conclus pour une durée déterminée. Si votre contrat arrive à échéance ou si votre installation est nouvellement raccordée, c’est le nouveau régime spot qui s’applique automatiquement dès 2026. En cas de doute sur la situation de votre contrat spécifique, adressez-vous directement à votre gestionnaire de réseau de distribution (GRD).
Un gestionnaire de réseau peut-il refuser de racheter mon électricité ?
Non. Depuis la réforme, si le producteur et le fournisseur ne parviennent pas à s’entendre sur un prix, le fournisseur est légalement tenu d’acheter l’électricité au prix de marché moyen trimestriel. L’obligation de reprise reste donc en vigueur, même si le prix obtenu peut être très bas en période d’excédent.
Les prix négatifs sur le marché spot peuvent-ils se répercuter directement sur ma rétribution ?
Pour les installations soumises au prix plancher légal (puissance ≤ 150 kW), le plancher vous protège : même si le prix de référence tombe en territoire négatif, vous percevez au minimum le prix plancher — fixé à 6 ct/kWh pour les installations ≤ 30 kW, ou calculé selon la formule OEne 180/puissance(kW) pour les installations entre 30 kW et 150 kW. Pour les installations plus grandes, sans plancher garanti, une rétribution nulle ou symbolique est possible lors de pics de production.
Le V2H (Vehicle-to-Home) peut-il remplacer une batterie stationnaire pour maximiser l'autoconsommation ?
Techniquement possible, le V2H reste aujourd’hui une solution limitée en Suisse : la compatibilité des véhicules et des équipements est encore restreinte, et le cadre normatif est en cours de consolidation. Pour une optimisation fiable de l’autoconsommation dès maintenant, une batterie stationnaire dédiée reste la solution la plus mature et la plus simple à intégrer.
Est-il possible de vendre son électricité à un voisin plutôt qu'au réseau pour obtenir un meilleur prix ?
Oui, c’est précisément l’objet des nouvelles structures de partage local entrées en vigueur en 2026 : les Communautés Électriques Locales (CEL) et les Regroupements de Consommation Propre (RCP) permettent d’échanger de l’électricité au sein d’un même immeuble ou d’une même commune à un tarif négocié, généralement plus avantageux que le prix de référence de l’OFEN.
Conclusion
La baisse des tarifs de rachat en Suisse n’est pas un accident de parcours. Elle est le résultat mécanique d’un parc solaire qui a grandi plus vite que la capacité du réseau à absorber ses excédents, combiné à une décision politique délibérée de refléter cette réalité dans les prix. Le Mantelerlass et les ordonnances entrées en vigueur en 2026 ont simplement rendu visible ce qui existait déjà en pratique sur les marchés de gros.
Ce changement ne signe pas la fin de la rentabilité du solaire en Suisse romande. Il déplace simplement le curseur : la valeur n’est plus dans l’injection, elle est dans l’autoconsommation. Stocker, piloter intelligemment ses charges, dimensionner juste — ce sont ces trois leviers qui déterminent aujourd’hui la performance économique d’une installation. Un panneau supplémentaire qui injecte à midi en juillet vaut peu ; ce même panneau dont l’énergie est captée par une batterie et consommée le soir vaut beaucoup.
Si vous souhaitez évaluer concrètement ce que votre toiture peut vous rapporter dans ce nouveau contexte — en intégrant vos profils de consommation réels, le tarif de votre fournisseur et les aides disponibles dans votre canton — demandez un devis gratuit : c’est le point de départ de tout projet bien dimensionné.