La décision du Conseil fédéral du 27 mai 2026 relative à la révision de l'ordonnance sur l'énergie (OEne) modifie en profondeur le système de rémunération de l'électricité solaire en Suisse. À compter du 1er janvier 2027 – avec une période transitoire d'un an jusqu'au début de l'année 2028 –, la rémunération pour l'injection en réseau ne sera plus basée sur le prix de référence trimestriel du marché, mais directement sur le prix spot horaire au moment de l'injection. Pour les exploitants d'installations photovoltaïques commerciales d'une puissance supérieure à 150 kWc, il s'agit d'un changement de paradigme aux conséquences économiques considérables – car la rémunération minimale légale visant à protéger les investissements ne s'applique expressément pas à cette classe de puissance.

Voici les changements concrets qui interviendront à partir de 2027

Voici un aperçu des principaux points de la nouvelle réglementation :

Prix du marché spot horaire au lieu de la moyenne trimestrielle : c'est désormais le prix EPEX Day-Ahead pour la Suisse à l'heure d'injection concernée qui fait foi. L'électricité solaire injectée dans le réseau à midi, lorsque la part du photovoltaïque est élevée, est donc rémunérée nettement moins que l'électricité injectée le matin et le soir.
Entrée en vigueur le 1er janvier 2027 avec une période transitoire d'un an – la transition définitive aura donc lieu au plus tard début 2028.
Prime de rémunération minimale réservée aux installations de moins de 150 kW : les petites installations continuent de bénéficier d'une protection de leur investissement. Si le prix de référence trimestriel du marché est inférieur à la rémunération minimale définie par la loi (par exemple 6 ct./kWh pour les installations jusqu'à 30 kW, décroissant jusqu'à 1,2 ct./kWh pour 149 kW), la différence par kilowattheure injecté est compensée a posteriori.
Pas de rémunération minimale à partir de 150 kWc : les installations de cette catégorie de puissance sont entièrement soumises au prix du marché spot, y compris pendant les périodes où les prix de l'électricité sont très bas, voire négatifs.
Les gestionnaires de réseaux de distribution pourront continuer à verser des rémunérations plus élevées – Swissolar estime que de nombreux fournisseurs d'électricité le feront de leur plein gré, mais sur une base contractuelle, sans qu'il y ait de droit légal à cet égard.

Pourquoi le seuil des 150 kWc est déterminant

La limite de 150 kWc n'a pas été choisie au hasard. Elle marque la transition entre, d'une part, les installations photovoltaïques typiques sur les toits des habitations et des petites entreprises et, d'autre part, les installations photovoltaïques à usage commercial et industriel. Avec le nouveau modèle de rémunération, ce seuil devient un point de rupture économique décisif: quiconque prévoit un projet dépassant légèrement cette limite renonce à la protection de l'État en matière d'investissement et assume l'intégralité du risque lié aux prix du marché.

C'est précisément là que se pose un nouveau dilemme pour les investisseurs et les exploitants d'installations photovoltaïques commerciales : si une utilisation maximale de la surface du toit permet d'augmenter le rendement absolu, elle expose également davantage l'installation au risque lié au marché spot. La configuration adéquate de l'installation n'est donc plus seulement une question de surface de toiture, mais un choix stratégique entre la maximisation du rendement et la protection face aux aléas réglementaires.

Ce que cela signifie sur le plan économique

Le couplage direct au marché spot produit ses effets là où la production d'électricité solaire est aujourd'hui la plus importante : à midi, lors des journées ensoleillées. À ces heures-là, les volumes élevés d'électricité photovoltaïque injectés sur le réseau font régulièrement chuter le prix spot à quelques centimes – voire en territoire négatif lors des journées de pointe. Les premières analyses des données EPEX pour la Suisse en 2024/2025 montrent que, lors des journées d'été ensoleillées, les prix de midi tombent parfois en dessous de 2 centimes/kWh, tandis que les prix du soir grimpent à 15–25 centimes/kWh.

Pour une installation photovoltaïque commerciale type de 250 kWc avec un taux d'autoconsommation de 30 %, cela signifie, par rapport au modèle trimestriel actuel :

Aujourd'hui (situation en 2026) : rémunération des 175 MWh injectés au prix de référence trimestriel du marché, par exemple 6 Rp/kWh = environ 10 000 CHF de recettes d'injection par an.
À partir de 2027/2028 : rémunération au prix spot horaire. Avec une rémunération moyenne pondérée réaliste comprise entre 4 et 6 Rp/kWh (le photovoltaïque produisant justement pendant les heures où les prix sont les plus bas), les recettes issues de l'injection au réseau baissent à 7 000–10 000 CHF, soit une baisse de 25 à 50 %.

Dans le secteur de l'énergie, on parle ici de «l'effet de cannibalisation» du photovoltaïque : plus la puissance photovoltaïque injectée simultanément est importante, plus elle fait baisser sa propre valeur sur le marché. En Suisse, cet effet se fait sentir davantage à chaque gigawatt supplémentaire de puissance installée.

La prochaine étape : passer du statut de simple fournisseur à celui de chef d'orchestre de l'énergie

Ce changement réglementaire met clairement en évidence une chose : quiconque investit dans une installation photovoltaïque d'une puissance supérieure à 150 kWc ne peut plus compter sur une rémunération stable pour l'électricité injectée au réseau. À l'avenir, la rentabilité sera assurée là où l'électricité produite n'est pas injectée au réseau au prix journalier le plus bas, mais où elle est utilisée localement, stockée ou différée dans le temps. Trois leviers apparaissent au premier plan :

1. Optimisation de la consommation propre

Chaque kilowattheure autoconsommé ne vaut plus seulement la différence entre le prix d'achat et la rémunération pour l'injection, mais le prix d'achat intégral, par rapport à un revenu d'injection parfois marginal. Avec un tarif d'électricité commercial typique de 18 à 28 centimes/kWh et une rémunération de 2 à 5 centimes/kWh pour l'injection à midi, chaque kWh consommé sur place vaut cinq à dix fois plus que celui injecté dans le réseau. Le décalage des charges, la gestion intelligente des pompes à chaleur, des systèmes de refroidissement et d’air comprimé, ainsi que la recharge planifiée des flottes de véhicules électriques deviennent ainsi des leviers centraux de création de valeur.

2. Stockage par batterie

Le couplage direct au marché spot renforce fondamentalement la logique économique du stockage par batterie. Au lieu d’injecter de l’électricité à midi à 3 Rp/kWh, il est possible de reporter cette production aux heures du soir et soit de l’utiliser soi-même, soit de l’injecter dans le réseau. L’arbitrage entre les prix bas de la journée et les prix élevés du soir devient un modèle économique mesurable – renforcé par la demande de remboursement de la redevance d’utilisation du réseau pour les systèmes de stockage destinés à la consommation finale, possible depuis le 1er janvier 2026 (art. 18d de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité). Les systèmes de stockage non destinés à la consommation finale sont de toute façon exonérés de la redevance d’utilisation du réseau depuis 2025.

3. Communautés locales d'électricité (CLE) et ZEV/vZEV

Depuis début 2026, la loi révisée sur l'approvisionnement en électricité (LApEl, art. 17d et suivants) autorise la création de communautés d'électricité locales au sein d'une même commune et d'un même niveau de réseau. L'électricité consommée localement bénéficie d'une réduction de 40 % sur la redevance d'utilisation du réseau (20 % en cas d'utilisation du niveau de réseau de transformation). Combiné aux groupements pour la consommation propre (ZEV) et à leur variante virtuelle (vZEV), cela crée, pour les zones, les parcs industriels et les sites à usage mixte, un modèle économiquement attractif permettant de monétiser l'électricité solaire directement sur le lieu de production, plutôt que de l'exposer à la volatilité du marché spot.

Ce que les exploitants devraient faire dès maintenant

Toute personne qui prévoit d'installer, d'agrandir ou qui exploite déjà une installation photovoltaïque d'une puissance supérieure ou égale à 150 kWc devrait, dans le cadre de la nouvelle réglementation, réévaluer quatre aspects essentiels :

Actualiser l'analyse de rentabilité : les analyses de rentabilité existantes reposent généralement sur des tarifs de rachat constants. Il est essentiel de procéder à un nouveau calcul en tenant compte des profils de prix spot horaires.
Le taux d'autoconsommation comme paramètre clé : une simple augmentation du taux d'autoconsommation de 30 % à 50 % peut déjà permettre d'augmenter les revenus annuels de 10 000 à 20 000 CHF (pour une installation de 250 kWc). Les investissements dans la gestion de l'énergie, le décalage de la charge et le stockage par batterie sont ainsi rentabilisés nettement plus rapidement.
Envisager les flexibilités de stockage et de charge dans leur globalité : les systèmes de stockage par batterie, les flottes de véhicules électriques, les pompes à chaleur et les installations frigorifiques doivent être planifiés comme un système intégré, et non comme des composants isolés.
Examiner les options LEG/ZEV : c'est notamment pour les sites industriels, les zones d'activité et les biens immobiliers à usage mixte qu'il est judicieux de procéder dès le début à une analyse des possibilités de commercialisation locales

Conclusion : du simple fournisseur d'électricité au gestionnaire d'énergie actif

La révision de l'ordonnance du 27 mai 2026 est plus qu'une simple adaptation technique. Elle marque la fin du tarif de rachat prévisible pour les installations photovoltaïques commerciales et industrielles en Suisse et pose une question aux exploitants : quel est le rôle de l'installation – celui d'un vendeur passif d'électricité ou d'un gestionnaire actif de l'énergie ? Ceux qui endosseront le second rôle – avec une autoconsommation optimisée, une utilisation intelligente du stockage et une commercialisation locale – continueront d’exploiter des installations rentables même sous le nouveau modèle. Ceux qui s’en tiendront à la logique actuelle se heurteront à une réalité décevante dès les premiers décomptes trimestriels à partir de 2027.

Les solutions énergétiques décentralisées de 42technology combinent précisément ces éléments – production, stockage, gestion de la charge et pilotage axé sur le marché – pour former un système qui permet de retrouver une rentabilité prévisible malgré la volatilité des prix de l'électricité.