Rétribution de l’électricité injectée dans le réseau 

Les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) sont tenus de reprendre et de rétribuer l’électricité produite par certaines installations photovoltaïques et de le rémunérer (https://www.fedlex.admin.ch/eli/cc/2017/762/fr - art_15, art. 12 de l’ordonnance sur l’énergie (OEne)). Cette obligation de reprise et de rétribution prévue à l’article 15 de la LEne s’applique aux installations photovoltaïques d’une puissance maximale de 3 MW ou dont la production annuelle, déduction faite d’une éventuelle autoconsommation, ne dépasse pas 5 000 MWh ; elle ne s’applique toutefois ni aux installations bénéficiant du système de rétribution de l’injection (SRI) ni à celles qui perçoivent une prime de marché flottante (PMF). 

Jusqu’à présent, lorsque le producteur et le GRD ne parvenaient pas à s’entendre sur le montant de la rétribution, celle-ci était basée sur le prix de marché de référence trimestriel pour le photovoltaïque, un prix moyen spécifique à cette technologie, calculé et publié chaque trimestre par l’Office fédéral de l’énergie (OFEN). 

Désormais, en cas de désaccord entre le producteur et le GRD, la rétribution sera basée sur le prix « day-ahead » au moment de l’injection.  Le prix « day-ahead » est déterminé lors d'une enchère qui se tient la veille : les producteurs et les consommateurs indiquent la quantité d'électricité qu'ils souhaitent respectivement acheter ou vendre le lendemain. Le marché fixe alors un prix pour chaque heure de la journée suivante. On parle également de « prix spot » de l'électricité, car il s'agit du « prix en temps réel » de l'électricité sur le marché. . Ce prix varie actuellement chaque heure et devrait évoluer vers un pas de temps de quinze minutes à partir de l’hiver 2026, en harmonie avec les pays voisins européens. 

Les gestionnaires de réseaux de distribution pourront également proposer d'autres modèles de rétribution, par exemple une rétribution fixe définie chaque année. 

Les exploitants de petites installations photovoltaïques d’une puissance inférieure à 150 kW continueront de bénéficier d’une protection des investissements sous la forme d’une prime de rétribution minimale (art. 12a, OEne). Pour chaque trimestre où le prix de marché de référence trimestriel sera inférieur à la rétribution minimale applicable à l’installation, une prime correspondant à la différence entre ces deux montants sera versée pour chaque kilowattheure injecté, en complément du prix sur le marché spot « Day-Ahead » déjà versé.  

De plus, de nombreux gestionnaires de réseau continuent de verser des rétributions pour les garanties d’origine dont le montant se situe dans la fourchette basse à un chiffre en centimes par kilowattheure injecté. 

Conformément à la décision du Conseil fédéral, la modification de la loi (art. 15, al. 1bis, LEne) et l’adaptation correspondante de l’ordonnance (art. 12 OEne) entreront en vigueur le 1er janvier 2027.  

Certains gestionnaires de réseau de distribution proposent toutefois déjà, à titre volontaire, un passage anticipé à la rétribution dynamique au cours de l’année 2026 (par exemple chez BKW). 

La rétribution dynamique de l’électricité injectée nécessite un système de mesure intelligent (smart meter). Pour les installations existantes qui n’en sont pas encore équipées, les gestionnaires de réseau de distribution proposeront cette rétribution au plus tard à partir du 1er janvier 2028 (art. 80c de l’OEne). Les gestionnaires de réseau de distribution sont tenus d’installer des systèmes de mesure intelligents d’ici à fin 2027 sur les installations de production soumises à l’obligation de reprise et de rétribution prévue à l’art. 15 LEne (art. 8a decies de l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEl)). 

Les prix du marché spot en euros peuvent être consultés sur les sites d'EPEX et d'ENTSO-E. De nombreux systèmes de gestion de l'énergie mettent par ailleurs les prix actuels en francs suisses à la disposition de leurs clients. 

Toutefois, afin que les exploitants d’installations puissent tirer pleinement parti du nouveau modèle de rétribution, un accès gratuit aux données de marché pertinentes en francs suisses est nécessaire. Swissolar demande donc à l’OFEN : 

• que les prix de l’électricité sur le marché spot « Day-Ahead » pour le marché suisse soient publiés de manière publique dans le tableau de bord de l’OFEN. 

• qu’une interface de données (API) librement accessible soit mise à disposition pour la récupération automatique des prix.  

Ces données permettront aux systèmes de gestion de l’énergie de piloter intelligemment les batteries de stockage et la consommation, afin que l’électricité solaire puisse être utilisée localement ou stockée lorsque les prix sont bas. 

En quelques années seulement, le photovoltaïque est devenu un pilier de l’approvisionnement en électricité. En 2026, il devrait couvrir près de 17 % des besoins en électricité de la Suisse. L’électricité photovoltaïque apportera ainsi la contribution la plus importante à l’atteinte des objectifs de développement des nouvelles énergies renouvelables fixés par la loi sur l’énergie. 

Plus la part de production photovoltaïque augmente dans le système électrique, plus il devient important d’injecter cette électricité aux moments où sa valeur pour le système est la plus élevée, c’est-à-dire lorsqu’elle est le plus nécessaire. Déjà aujourd’hui, des prix de l’électricité très bas, voire négatifs, apparaissent de plus en plus fréquemment sur le marché de gros en raison de pics simultanés de production et de faibles niveaux de consommation, par exemple lors de journées fériées ensoleillées. 

Il est donc pertinent de répercuter ces signaux de marché aux producteurs. Lorsque les producteurs d’électricité photovoltaïque réduisent leur injection en consommant davantage leur électricité sur place ou en la stockant dans des batteries pour l’injecter à des heures où les prix sont plus élevés, ils contribuent à soutenir les prix de l’électricité. Cela a également un effet positif sur la rétribution de l’électricité photovoltaïque injectée. 

En moyenne, la rétribution globale de l’électricité solaire reste inchangée. Le prix de marché de référence trimestriel correspond en effet au résultat du calcul suivant : quantité d’électricité photovoltaïque injectée × prix horaire du marché. La rétribution minimale reste également en vigueur. En pratique, une installation moyenne continue donc de percevoir, au total, le prix de marché de référence, la prime de rétribution minimale ainsi que, le cas échéant, la rémunération des garanties d’origine. 

À l’avenir, la nouvelle rétribution de l’électricité injectée pourrait même avoir un effet positif sur la valeur de l’électricité injectée (voir également la question précédente). En effet, lorsque les producteurs d’électricité photovoltaïque réduisent leur injection en période de prix bas, soit en consommant davantage leur électricité sur place, soit en la stockant dans des batteries afin de l’injecter lorsque les prix sont plus élevés, cela exerce un effet de soutien sur les prix de l’électricité et, par conséquent, sur la rétribution de l’électricité injectée par les producteurs photovoltaïques. 

À l’inverse, le maintien du modèle actuel fondé sur le prix de marché de référence trimestriel accentuerait encore l’effet de cannibalisation. Ce phénomène désigne le fait que les énergies renouvelables réduisent leur propre valeur de marché – en l’occurrence le prix de marché de référence– en injectant simultanément de grandes quantités d’électricité. 

Indépendamment de cette analyse à l’échelle du marché, chaque installation photovoltaïque est davantage exposée au risque de marché avec la nouvelle rétribution de l’électricité injectée, puisque celle-ci dépend désormais également du profil d'injection spécifique de l'installation. Toutefois, la baisse du coût des batteries ainsi que les modèles favorisant la consommation locale d'électricité permettent de s'adapter à cette évolution (voir la question suivante). De plus, pour les petites installations, la consommation propre représente généralement plus de la moitié, voire les deux tiers des revenus, ce qui constitue une protection supplémentaire contre les risques. 

Désormais, lorsque le producteur et le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) ne parviennent pas à s’entendre, la rétribution des installations soumises à l’obligation de reprise et de rétribution est basée sur le prix sur le marché spot « Day-Ahead » au moment de l’injection (voir question 1). Cela signifie que, si ce prix est négatif, l’électricité injectée entraîne un coût pour le producteur. Dans l’idéal, le gestionnaire de réseau établit un décompte trimestriel comprenant les éléments suivants : 

• Les revenus issus de l’injection d’électricité lorsque les prix sont positifs ;  

• Moins les coûts liés à l’injection d’électricité lorsque les prix sont négatifs ;  

• Plus la prime de rétribution minimale, si le prix de marché de référence trimestriel (y compris les périodes de prix négatifs) est inférieur à la rétribution minimale.  

• De nombreux gestionnaires de réseau continuent en outre de verser une rémunération pour les garanties d’origine, de l’ordre de quelques centimes par kilowattheure injecté. 

En moyenne, la rétribution globale de l’électricité solaire reste donc inchangée, même en tenant compte des périodes de prix négatifs : une installation moyenne continue de percevoir, au total, le prix de marché de référence, la prime de rétribution minimale et, le cas échéant, la rémunération des garanties d’origine. 

Pendant les périodes où les prix sont négatifs, il peut être judicieux de limiter la puissance d’injection de l’installation photovoltaïque afin d’optimiser les revenus (voir question 8). 

La consommation propre, la baisse du coût des batteries et les modèles favorisant la consommation locale d'électricité permettent de s'adapter à la nouvelle rétribution de l’électricité injectée. Les prix du marché spot sont les plus bas lorsque la consommation est faible et que l’injection est élevée, par exemple les jours fériés ensoleillés autour de midi. La solution la plus simple consiste à consommer localement l’électricité produite plutôt que de l’injecter dans le réseau à ces moments-là, par exemple en rechargeant un véhicule électrique. La plupart des nouvelles installations photovoltaïques sont désormais équipées de batteries. Dans ce cas, il est recommandé de les recharger à partir de midi plutôt que dès le matin, lorsque les prix de l’électricité sont encore élevés en raison du pic de consommation. Cette approche contribue également à soulager le réseau électrique. 

Dans l’idéal, un système de gestion de l’énergie (EMS) adapte automatiquement le fonctionnement de la batterie de stockage, du véhicule électrique, du chauffe-eau et de la pompe à chaleur en fonction du prix de l’électricité. L’association SmartGridReady a récemment publié une liste des systèmes EMS adaptés. Les modèles de consommation locale d’électricité peuvent également rendre les revenus des installations photovoltaïques moins dépendants de la rétribution de l’électricité injectée. La page « Électricité locale » fournit davantage d’informations à ce sujet. Pour les petites installations, la consommation propre représente souvent plus de la moitié, voire jusqu’aux deux tiers des revenus, ce qui constitue une protection précieuse contre les risques liés au marché. 

Grâce à ces adaptations, il est possible de générer des revenus supplémentaires. Toutefois, une installation dont l’injection est comparable à celui de l’installation de référence suisse typique ne subira aucun désavantage, même sans modifier son mode de fonctionnement (voir également la question précédente). 

Les exploitants de petites installations photovoltaïques d’une puissance inférieure à 150 kW continuent de bénéficier d’une protection des investissements sous la forme d’une prime de rétribution minimale (art. 12a de l’OEne). Pour chaque trimestre où le prix de marché de référence trimestriel est inférieur à la rétribution minimale applicable à l’installation, une prime est versée en complément du prix spot pour chaque kilowattheure injecté. Cette prime correspond à la différence entre le prix de marché de référence et la rétribution minimale. 

De nombreux gestionnaires de réseau continuent en outre de verser une rémunération pour les garanties d’origine, de l’ordre de quelques centimes par kilowattheure injecté. 

Exemple pour une installation de moins de 30 kW en 2025 : au premier trimestre, le prix de marché de référence était de 10,4 ct./kWh, au deuxième de 2,8 ct./kWh, au troisième de 5,7 ct./kWh et au quatrième de 9,5 ct./kWh. 

Cela signifie que, en plus du prix spot, l’exploitant de l’installation reçoit une prime de rétribution minimale de 3,2 ct./kWh pour chaque kilowattheure injecté au deuxième trimestre et de 0,3 ct./kWh au troisième trimestre (voir tableau ci-dessous). Au premier et au quatrième trimestre, le prix de marché de référence étant supérieur à 6 ct./kWh, aucune prime de rétribution minimale n’est versée. 

L’injection ne devrait être interrompue que lorsque la consommation locale, les batteries et les charges flexibles ne sont plus en mesure d’absorber la production supplémentaire et que l’injection ne permet plus de générer de revenu positif. C’est le cas lorsque, pour une heure donnée, la condition suivante est remplie : 

Prix spot ≤ - prime de rétribution minimale - rémunération des garanties d’origine 

En d’autres termes, la décision d’interrompre l’injection dépend également du montant de la rétribution des garanties d’origine (GO) et de celui de la prime de rétribution minimale. Cette dernière n’est toutefois connue qu’après la publication des prix de marché de référence.  

Dans l’idéal, un système de gestion de l’énergie (EMS) intègre cette hypothèse et adapte le fonctionnement de la batterie de stockage, du véhicule électrique, du chauffe-eau et de la pompe à chaleur afin de limiter au maximum l’injection — voire de l’interrompre — lorsque les prix sur le marché spot « Day-Ahead » sont bas. L’association SmartGridReady a récemment publié une liste des systèmes EMS capables de prendre en compte les tarifs dynamiques. Cette liste est régulièrement mise à jour. 

Dans notre exemple de calcul pour l’année 2025, nous retenons une rétribution des garanties d’origine (GO) de 1 ct./kWh. Le tableau ci-dessous indique le prix sur le marché spot « Day-Ahead » ainsi que le nombre d’heures pendant lesquelles il peut être judicieux d’interrompre l’injection pour une installation bénéficiant de la rétribution minimale et de la rétribution des garanties d’origine (36 heures par an). Il indique également le nombre d’heures où le prix sur le marché spot « Day-Ahead » est nul ou négatif, ce qui est pertinent pour une installation ne bénéficiant ni d’une rétribution des garanties d’origine ni d’une rétribution minimale (303 heures par an). 

Ce nombre reste faible : il représente 0,4 % (36 heures) ou 3,5 % (303 heures) du nombre total d’heures dans l’année. La part de la production annuelle injectée durant ces heures, ainsi que la part des revenus concernés, dépendent toutefois fortement du profil de production et du taux de consommation propre de l’installation. Même lorsque la consommation propre est faible pendant les périodes de prix négatifs, elle permet de diversifier les sources de revenus au cours de l’année et constitue ainsi une protection précieuse contre les risques. 
 

Comme expliqué dans les questions précédentes, la possibilité d’interrompre l’injection constitue, pour une installation moyenne, une amélioration par rapport au système de rétribution fondé sur le prix de marché de référence. Grâce aux incitations qu’elle crée en faveur de la flexibilité, l’introduction de la rétribution dynamique de l’électricité injectée devrait, à l’avenir, avoir un effet de soutien sur les prix de l’électricité et, par conséquent, sur la rétribution de l’électricité injectée par les producteurs d’électricité photovoltaïque. 

L'association SmartGridReady a récemment publié une liste des systèmes de gestion de l'énergie (EMS) adaptés, qui est régulièrement mise à jour.