Un après-midi de mai, ciel dégagé, vos panneaux produisent à plein régime, et le prix de marché de l’électricité tombe à zéro, voire en dessous : c’est le moment où chaque kilowattheure injecté vaut le moins, alors qu’il est produit en plus grande quantité.
Cette situation n’a plus rien d’exotique. Le DETEC (le département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication) le dit lui-même : la forte croissance du photovoltaïque génère de plus en plus d’excédents les jours ensoleillés, donc davantage d’heures à prix de marché négatif. Et la réforme de la rétribution, précisée par le Conseil fédéral en 2026, rapproche dès 2027 ce que vous touchez du prix du marché au moment de l’injection.
Beaucoup de propriétaires en tirent deux conclusions opposées et également fausses : soit « je vais payer pour injecter », soit « cela ne me concerne pas, j’ai un tarif fixe ». La réalité est plus nuancée, et dépend de la puissance de votre installation, de votre gestionnaire de réseau de distribution (GRD) et surtout de ce que vous faites de votre production avant qu’elle n’atteigne le compteur.
Dans cet article, je démêle ces mécanismes avec le regard de terrain d’un installateur : ce qui est attesté, ce qui reste à confirmer, et les décisions concrètes qui protègent la valeur de votre solaire. Pour le détail du calendrier de la rétribution au quart d’heure, un article dédié existe déjà : vous y trouverez comment adapter batterie et pilotage avant le passage au prix de marché au quart d’heure. Ici, je m’intéresse à l’angle inverse : le pire scénario, et comment ne pas le subir.
👉 L’essentiel à retenir
- Un prix de marché nul ou négatif ne signifie pas que vous payez pour votre surplus : pour les petites installations, un minimum légal de rétribution existe, et ce plancher est attesté en 2026 (6 ct./kWh sous 30 kW).
- Trois phénomènes sont à distinguer : un prix de reprise bas, un prix négatif au moment de l'injection, et une limitation ou coupure d'injection décidée par le gestionnaire de réseau.
- Sans batterie ni charge pilotable, une coupure d'injection arrête simplement la production : le kWh non consommé sur place est perdu.
- Le levier le plus efficace reste de décaler la consommation et le stockage vers les heures de forte production, avec une batterie dimensionnée sur vos besoins réels et un pilotage cohérent.
- Selon votre gestionnaire de réseau, la rétribution dès 2027 peut être dynamique ou à prix fixe : lisez son offre avant de dimensionner.
1. « Ne vaut plus rien » : trois situations qu’il faut absolument distinguer
Réponse directe : un surplus solaire peut perdre sa valeur de trois façons différentes, avec des conséquences financières très inégales. Les mélanger, c’est se tromper de remède.
1.1 Le prix de reprise bas
C’est la situation la plus courante : le kWh injecté est rémunéré quelques centimes, très en dessous du prix auquel vous achetez l’électricité sur le réseau. Vous perdez de l’argent par rapport à l’autoconsommation, mais vous êtes payé. C’est une question de rentabilité, pas de risque.
1.2 Le prix de marché négatif
Quand l’offre dépasse largement la demande, le prix de gros peut passer sous zéro : des producteurs paient pour injecter. Pour un petit producteur résidentiel, ce prix négatif n’est pas automatiquement répercuté sur son décompte : des dispositifs de rétribution minimale existent, détaillés plus bas. Pour une grande installation sans plancher, le risque dépend en revanche du contrat.
1.3 La limitation ou la coupure d’injection
Ici, ce n’est plus le prix qui pose problème mais l’accès au réseau : le gestionnaire peut limiter ce que vous injectez, voire l’interrompre temporairement. Si vous n’avez ni batterie ni charge capable d’absorber la production, l’installation s’arrête, et l’énergie correspondante n’est tout simplement pas produite.
Ces trois cas appellent des réponses différentes : le premier se traite par le décalage de consommation, le deuxième par la lecture attentive de votre offre de reprise, le troisième par la capacité à garder l’énergie chez vous.
2. Ce que fixe le cadre fédéral, et ce qu’il ne dit pas
Réponse directe : le Conseil fédéral a approuvé le 27 mai 2026 des révisions d’ordonnances qui alignent la rétribution de reprise sur le prix du marché au moment de l’injection, avec un filet de sécurité pour les petites installations.
2.1 Les points solidement attestés
D’après le communiqué du DETEC, si le gestionnaire de réseau et le producteur ne s’entendent pas sur une rétribution, celle-ci correspond au prix du marché au moment de l’injection. L’objectif affiché est d’inciter à réduire l’injection quand les prix sont bas ou négatifs. Les ordonnances révisées entrent en vigueur le 1er juillet 2026, et la nouvelle réglementation sur la rétribution de reprise suit le 1er janvier 2027. Selon Swissolar, association de la branche, une période transitoire d’un an s’applique et les GRD peuvent continuer à verser des rétributions plus élevées.
Côté filet de sécurité : si le prix de marché de référence est inférieur aux rétributions minimales, la différence est compensée chaque trimestre et versée par le gestionnaire au producteur. Swissolar indique que les petites installations de moins de 150 kW bénéficient d’une prime de rétribution minimale, calculée sur chaque kWh injecté et versée rétroactivement. En 2026, le plancher est de 6 ct./kWh sous 30 kW, il dépend de l’autoconsommation entre 30 et 150 kW, et il n’y en a pas au-delà de 150 kW.
2.2 Les montants connus pour 2026
Pour 2026, des gestionnaires de réseau comme BKW publient une rétribution minimale de 6 ct./kWh pour les installations de moins de 30 kW. Entre 30 et 150 kW, les montants varient selon l’autoconsommation, et au-delà de 150 kW il n’y a pas de rétribution minimale. Selon les règles connues, ce plancher de 6 ct. serait maintenu en 2027, mais je n’ai pas lu l’ordonnance révisée : vérifiez le montant exact auprès de votre GRD.
Pour mesurer l’ampleur de la volatilité, un ordre de grandeur : BKW affiche des prix de référence de l’OFEN de 10.27 ct./kWh au premier trimestre 2026 et 3.90 ct./kWh au deuxième, pour le photovoltaïque de plus de 150 kW. Ce que la baisse printanière signifie pour votre portefeuille est détaillé dans cet article sur le tarif spot et la valeur du surplus d’été.
2.3 Ce qui reste flou
Le pas de temps exact du prix « au moment de l’injection » n’est pas fixé de façon uniforme dans les sources que j’ai pu consulter : certains parlent d’un prix horaire, d’autres du quart d’heure. Retenez simplement un pas de temps court. Et ne vous fiez pas à un chiffre circulant sur le nombre d’heures à prix négatif en Suisse : aucune source officielle ne le confirme à ce jour.
3. Prix négatif : qui supporte quoi selon votre profil et votre GRD
Réponse directe : la protection contre les prix négatifs dépend de la puissance de votre installation et de la politique de votre gestionnaire de réseau, pas d’une règle uniforme pour tous.
3.1 Les petites installations : un plancher qui protège
La prime n’est versée que lorsque le prix de référence trimestriel passe sous le plancher légal ; le décompte trimestriel ne peut donc pas être négatif pour les petites installations. Autrement dit, une villa de quelques kWc n’a pas à craindre de recevoir une facture pour avoir injecté, du moins selon ce mécanisme de minimum légal. Romande Energie va plus loin pour 2027 : selon la RTS, elle garantit que les installations de moins de 30 kW ne subiront pas de prix négatifs.
3.2 Les grandes installations : lire le contrat
Au-delà de 150 kW, pas de rétribution minimale. Pour un bâtiment tertiaire, une exploitation agricole ou une toiture de PPE à forte puissance, le risque existe réellement, mais il dépend de ce que stipule le contrat de reprise. C’est précisément le type de projet où je recommande de ne pas dimensionner « à la taille maximale du toit » : une installation calée sur la consommation réelle limite l’exposition.
3.3 Un paysage romand contrasté
Les gestionnaires n’ont pas tous fait le même choix pour 2027. Selon la RTS, Romande Energie et Groupe E ont retenu une tarification dynamique par défaut (pour Groupe E, ce point n’est attesté que par cette source, restez prudent), tandis que les SIG, les SIL et Viteos maintiennent des prix fixes entre 8 et 11 centimes. Romande Energie estime que, pour une villa au profil standard sans batterie, la rémunération moyenne resterait de l’ordre de 8 centimes le kWh, une estimation du gestionnaire, pas d’une autorité. Le décompte reste fait quatre fois par an, mais tient compte du moment de la vente.
Conséquence pratique : deux voisins avec la même installation, mais deux GRD différents, peuvent avoir des intérêts opposés. Avant tout dimensionnement, je demande systématiquement l’offre de reprise du GRD concerné. Je n’ai en revanche aucune confirmation sur la politique de chaque réseau d’Etoy, Neuchâtel ou Fribourg : c’est à vérifier cas par cas.
4. Coupure d’injection : ce qui se passe réellement sur le toit
Réponse directe : lorsque le réseau limite l’injection, un système sans stockage ni charge pilotable n’a nulle part où envoyer son excédent et réduit ou arrête sa production.
4.1 Une règle encore à nuancer
Prudence ici : selon le gestionnaire SEIC, depuis le 1er janvier 2026, l’injection des installations photovoltaïques est limitée à 70 % de leur puissance nominale DC, pour une perte maximale de 3 % de la production annuelle. Cette règle s’applique aux nouvelles installations et, pour les existantes, lors du remplacement de l’onduleur. D’autres sources évoquent plutôt une recommandation de l’AES pour les installations jusqu’à 1 200 m d’altitude. Statut exact d’obligation légale, seuils et exceptions : non vérifiés dans le texte officiel. Le mécanisme est expliqué dans l’article sur le plafonnement à 70 % de l’injection.
4.2 Le plafond de 3 %, un garde-fou
Selon pv magazine et blue News, les gestionnaires peuvent limiter au maximum 3 % de l’énergie produite annuellement au point de raccordement, sans compensation. Une installation ne peut donc pas être empêchée de produire au-delà de 3 % de sa production annuelle. C’est un ordre de grandeur rassurant : pour une installation correctement dimensionnée, la perte reste marginale. Le sujet n’est pas la catastrophe annuelle, mais les heures précises où votre production aurait pu servir.
4.3 Pourquoi une coupure se vit mal sans pilotage
Sur le terrain, les installations qui souffrent sont celles où la production est « aveugle » : l’onduleur injecte tout ce qui n’est pas consommé, sans que rien dans la maison ne soit programmé pour absorber le pic de midi. Lave-linge à 19 h, ballon d’eau chaude réglé la nuit, pompe à chaleur sur horaire fixe : à la moindre limitation, ces habitudes coûtent cher.
5. Les leviers qui gardent la valeur du kWh chez vous
Réponse directe : la seule parade solide consiste à consommer ou stocker sur place les kWh qui seraient vendus aux heures creuses, et à ne les injecter que lorsqu’ils valent quelque chose.
5.1 La batterie, premier tampon
Une batterie absorbe le pic de midi et le restitue le soir. Les technologies LFP, que My Solar Battery privilégie pour leur sécurité thermique supérieure aux chimies NMC/NCA, supportent bien ces cycles quotidiens. Le choix dépend du projet : Pylontech avec un onduleur Victron, SolaX, Enphase, ou notre batterie VOLTIA, conçue en Suisse avec une architecture modulaire, avec une architecture pensée pour limiter les risques de panne.
5.2 Les charges flexibles, le stockage le moins cher
Avant d’ajouter des kWh de batterie, regardez ce que votre maison peut déjà absorber. Un ballon d’eau chaude chauffé avec le surplus est une batterie thermique à faible coût : voyez comment absorber le surplus dans le ballon d’eau chaude. Une pompe à chaleur peut aussi relever sa consigne quand le soleil est là : le principe est expliqué dans l’article pour piloter la pompe à chaleur selon le surplus mesuré. Une borne de recharge programmée sur les heures de production complète le dispositif.
5.3 Le pilotage qui orchestre le tout
Un système de gestion de l’énergie (EMS) décide à chaque instant : charger la batterie, chauffer le ballon, lancer la recharge, ou injecter. Sa valeur ne se mesure pas en promesses mais en écarts évités entre prix d’achat et prix de reprise. L’article sur ce que le pilotage intelligent fait vraiment économiser détaille les gains.
5.4 Un scénario de calcul pour fixer les idées
Prenons un cas hypothétique, à ajuster à votre situation : une villa qui injecte 3 000 kWh par an, à une reprise moyenne de 8 ct./kWh, soit 240 CHF. Si 1 500 de ces kWh sont décalés vers le soir via une batterie ou absorbés par le ballon, et remplacent des kWh achetés à 25 ct./kWh, vous évitez 375 CHF d’achat, au lieu d’encaisser 120 CHF de reprise. L’écart annuel est d’environ 255 CHF sur cette tranche. Ce n’est pas un chiffre à attendre tel quel : il illustre la logique, pas une promesse. L’intérêt croît quand les heures à prix très bas se multiplient, car la valeur de reprise de ces kWh tend vers le minimum légal.
6. Avant de signer ou de modifier votre installation : les vérifications utiles
Réponse directe : trois vérifications évitent l’essentiel des mauvaises surprises : l’offre de reprise de votre GRD, la capacité de pilotage de votre installation et un dimensionnement calé sur la consommation réelle.
6.1 Obtenir noir sur blanc l’offre de votre gestionnaire
Demandez le mode de rétribution 2027 (dynamique ou fixe), le plancher applicable à votre puissance et les modalités de limitation d’injection. Un document écrit vaut mieux qu’un résumé de presse. Ne présumez rien des subventions cantonales non plus : aucune aide cantonale ou communale n’a été vérifiée pour cet article, renseignez-vous auprès de l’office cantonal de l’énergie.
6.2 Vérifier ce que votre onduleur sait faire
Un onduleur capable de limiter l’injection de manière paramétrable, une mesure placée au point de raccordement et une supervision lisible sont la base. Sans mesure fiable, aucun pilotage ne fonctionne correctement. Un monitoring régulier de votre installation permet aussi de repérer les limitations qui grignotent silencieusement votre production.
6.3 Ne pas surdimensionner par réflexe
Notre philosophie tient en une phrase : chaque installation doit être dimensionnée selon les besoins réels du client, pas selon la taille maximale que l’on peut vendre. Dans un contexte de prix volatils, cela se traduit ainsi : une batterie trop grande n’est jamais remplie, une batterie trop petite laisse passer le pic. Pour trouver le bon équilibre, voyez comment dimensionner la capacité sur la consommation réelle. Le calculateur de batterie du site donne une première estimation.
Si vous êtes dans l’incertitude, une étude de votre profil de charge réel vaut mieux que n’importe quelle règle générale. C’est précisément le cœur de notre accompagnement, de l’étude de faisabilité au suivi après mise en service, y compris les démarches administratives. Nos systèmes de stockage solaire sont pensés comme un ensemble avec la production et vos usages.
Questions fréquentes
Les garanties d'origine compensent-elles un prix de reprise très bas ?
Elles s’y ajoutent parfois, mais ne comblent pas l’écart. Les garanties d’origine sont valorisées séparément de l’énergie, et leur montant dépend de chaque gestionnaire de réseau : Groupe E, par exemple, publie des montants propres qui peuvent changer. Ce sont des sommes modestes par rapport au prix d’achat de l’électricité. Demandez à votre gestionnaire comment elles sont rémunérées, mais ne bâtissez pas un calcul de rentabilité dessus.
Des arrêts répétés d'injection abîment-ils mon onduleur ?
Un onduleur est conçu pour démarrer, moduler et s’arrêter ; une limitation de puissance fait partie de son fonctionnement normal. Le vrai coût n’est pas l’usure mais la production non valorisée. Si vous constatez des arrêts fréquents inexpliqués, consultez les journaux de l’onduleur ou le portail de supervision : une erreur de paramétrage est plus probable qu’un défaut matériel.
Une orientation est-ouest réduit-elle l'exposition aux heures à prix bas ?
Oui, en partie. Une toiture est-ouest étale la production sur la journée au lieu de la concentrer autour de midi, ce qui réduit le pic d’injection et donc la part de surplus vendue aux heures les plus creuses. Le rendement annuel par panneau est en revanche un peu inférieur à celui d’un plein sud. C’est un arbitrage à chiffrer sur votre profil de consommation, pas une règle absolue.
Conclusion
Un surplus solaire qui « ne vaut plus rien » n’est ni une fatalité ni une exagération : c’est un risque ciblé, qui touche surtout les installations aveugles, sans stockage ni pilotage, et les grandes puissances sans plancher de rétribution. Pour les petites installations, la loi prévoit un minimum, les gestionnaires de Suisse romande ont fait des choix différents pour 2027, et la limitation d’injection reste, selon les sources disponibles, de l’ordre de quelques pourcents de la production annuelle.
Le message d’expert est simple : ne comptez pas sur la reprise pour rentabiliser votre solaire, faites en sorte que chaque kWh serve d’abord chez vous. Si vous voulez savoir où se situe votre installation, ou comment dimensionner un projet qui résiste à ces scénarios, notre équipe analyse votre consommation réelle et l’offre de votre gestionnaire de réseau. Vous pouvez demander un devis gratuit.