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- Ce que l’arrêté change vraiment depuis le 5 juin
- Pourquoi l’État a sifflé la fin de la partie
- Le vrai calcul : pourquoi l’autoconsommation devient le seul levier
- La filière partagée : résidentiel serein, tertiaire sous tension
- Le frein fiscal sur les batteries que personne ne comprend
- Autoconsommation collective et PPA : les pistes pour le moyen photovoltaïque
- Ce qu’il faut vérifier si vous avez un projet en cours
En résumé :
- Depuis le 5 juin 2026, le rachat du surplus est fixé à 1,1 c€/kWh HT, indexé de 2 % par an sur 20 ans.
- La prime à l’autoconsommation disparaît pour toute nouvelle demande de raccordement.
- Les installations de 9 kWc ou moins ne peuvent plus vendre la totalité de leur production.
- Les contrats signés et les demandes complètes déposées avant le 5 juin ne sont pas concernés.
- Le retour sur investissement d’une installation de 6 kWc ne recule que d’un an, de 9 à 10 ans selon Hello Watt.
- Le tertiaire de 36 à 100 kWc est le plus exposé : à 1,1 c€/kWh, aucun modèle bâti sur la revente ne tient.
Ce que l’arrêté change vraiment depuis le 5 juin
L’arrêté du 1er juin 2026 (NOR ECOR2609281A) modifie en profondeur le cadre tarifaire S21 hérité de 2021. Il s’applique aux nouvelles demandes complètes de raccordement déposées à compter du 5 juin 2026, pour les installations sur bâtiment, hangar ou ombrière. Quatre ruptures structurent le texte. La première est l’instauration d’un tarif d’achat unique du surplus à 1,1 c€/kWh hors TVA, qui remplace l’ancienne grille trimestrielle publiée par la CRE. Ce tarif n’est plus indexé sur le coefficient L mais sur un taux fixe de 2 % par an, ce qui le porte mécaniquement à environ 1,12 c€/kWh en année 2, 1,31 c€/kWh en année 10 et 1,60 c€/kWh en année 20 du contrat.
La deuxième rupture est la suppression de la prime à l’autoconsommation, qui améliorait jusqu’ici la rentabilité des petites et moyennes installations. Le dispositif se recentre désormais sur un tarif unique d’achat de l’électricité injectée, sans aide complémentaire à l’investissement. Troisième changement : pour les installations de 9 kWc ou moins, seule la vente avec injection du surplus reste éligible, la vente en totalité étant fermée à cette tranche de puissance. Enfin, l’électricité injectée au-delà d’un plafond de 1 600 heures de production annuelle rapportées à la puissance installée n’est plus rémunérée, ce qui borne le volume bénéficiant de l’obligation d’achat. À noter que, depuis novembre 2025, seules les puissances jusqu’à 100 kWc relèvent encore de ce guichet ouvert ; au-delà, les projets passent par l’appel d’offres simplifié instruit par la CRE.
Autoconsommation solaire et stockage par batteries : le nouveau modèle énergétique des entreprises industrielles et tertiaires
Pourquoi l’État a sifflé la fin de la partie
Cette nouvelle coupe n’a rien d’un hasard budgétaire. Le guichet ouvert S21 a connu un succès très supérieur aux objectifs : entre fin 2021 et fin 2024, près de 16 GWc de demandes ont été enregistrées pour une cible initiale de 4,8 GWc, soit plus de trois fois le volume prévu. Le segment 9 à 100 kWc illustre la même dérive, avec 291 MW de demandes au troisième trimestre 2025 pour un objectif réglementaire de seulement 92,25 MW. Face à cet emballement, l’État a choisi de réduire le soutien automatique plutôt que de laisser filer la dépense publique.
S’ajoute un argument technique de plus en plus structurant : les heures de production solaire, entre 10 h et 16 h en été, coïncident avec les pics de saturation du réseau. Le pic photovoltaïque national peut dépasser 15 GW à la mi-journée, soit l’équivalent d’une quinzaine de réacteurs nucléaires injectés simultanément. Quand l’offre dépasse la demande, le prix de gros s’effondre, et racheter cette électricité plusieurs dizaines d’euros le mégawattheure pour la revendre quelques euros devient difficilement justifiable. La CRE assume désormais une logique de marché davantage porté par des offres privées, combinant production, consommation et stockage.
Le vrai calcul : pourquoi l’autoconsommation devient le seul levier
Pour comprendre la portée de la réforme, il faut comparer deux valeurs. Un kWh autoconsommé permet d’éviter l’achat d’électricité au fournisseur, soit environ 0,25 € économisé. Le même kWh injecté sur le réseau ne rapporte plus que 0,011 € au nouveau tarif. Le rapport est donc de 1 à 23 en faveur de l’autoconsommation. Concrètement, pour une installation de 6 kWc produisant 7 000 kWh par an avec un taux d’autoconsommation de 70 %, les 4 900 kWh consommés sur place représentent environ 1 225 € d’économies annuelles, quand les 2 100 kWh revendus ne génèrent qu’une vingtaine d’euros. La rentabilité se joue désormais entièrement sur la part d’énergie consommée directement, pas sur la revente.
Cette bascule n’efface pas l’intérêt économique du solaire, elle en déplace le centre de gravité. Les premiers retours d’opérateurs vont d’ailleurs dans ce sens : selon Hello Watt, la baisse des aides ne décale le retour sur investissement d’une installation de 6 kWc que d’un an, de 9 à 10 ans, un délai qui reste identique lorsque l’installation est couplée à une batterie. La plateforme observe même une hausse de 130 % de ses prospects en avril 2026 sur un an, signe que la demande résidentielle ne s’est pas effondrée avec la fin de la prime.
La filière partagée : résidentiel serein, tertiaire sous tension
Le consensus de la profession s’arrête au seuil du résidentiel. Pour les acteurs du petit toit et du pilotage énergétique, le texte confirme un marché arrivé à maturité, où le solaire n’a plus besoin de subvention pour se justifier. Le diagnostic change radicalement sur les puissances supérieures. Mylight150 résume le malaise du secteur : à 1,1 centime, aucun acteur industriel ou tertiaire ne peut bâtir un modèle économique sur la revente. La tranche 36 à 100 kWc, historiquement orientée à 70-80 % vers l’injection totale, se retrouve la plus exposée.
Les réserves se cristallisent aussi sur la méthode. La Fédération nationale des entreprises solaires, par la voix de sa présidente Floriane de Brabandère, pointe plusieurs zones d’ombre, notamment autour du parcours simplifié et de traitements aménagés par seuils jugés contraires à la fusion annoncée, et ouvre un groupe de travail sur les modèles économiques du photovoltaïque hors cadres subventionnés. Lors de l’examen du texte, Enerplan était parvenu à faire adopter un amendement relevant les tarifs d’injection sur le segment 9 à 100 kWc, mais le gouvernement avait émis un avis défavorable. L’avocat Arnaud Gossement souligne pour sa part la cohérence d’ensemble du texte, un soutien public désormais réservé en priorité aux installations prévoyant de l’autoconsommation, dont les modalités précises ont été détaillées lors de la commission juridique d’Enerplan du 19 juin.
Le frein fiscal sur les batteries que personne ne comprend
Un paradoxe fiscal s’invite au cœur du débat. La réforme pousse les producteurs vers l’autoconsommation et le stockage, mais le cadre actuel décourage l’ajout d’une batterie. Aujourd’hui, intégrer une batterie à un projet solaire fait basculer la TVA de l’installation globale de 5,5 % à 20 %, ce qui entre en contradiction avec l’esprit de l’arrêté du 8 septembre 2025 ayant instauré une TVA réduite pour les installations équipées d’un système de gestion intelligente de l’énergie. Plusieurs acteurs, dont Hello Watt, demandent une réforme d’accompagnement reprenant les mesures du rapport Lévy-Tuot : l’intégration du photovoltaïque à l’éco-prêt à taux zéro et l’application d’une TVA réduite sur les batteries.
L’argument dépasse la simple lisibilité fiscale. Le solaire est rentable pour tous les profils, mais seuls les ménages disposant d’une épargne suffisante peuvent aujourd’hui investir sans crédit. Ouvrir l’éco-PTZ au photovoltaïque permettrait de démocratiser l’accès à la technologie tout en limitant l’éco-délinquance, en orientant les particuliers vers des installateurs sérieux et des dispositifs financés. Tant que la fiscalité du stockage ne sera pas alignée sur celle de la production, le signal envoyé aux foyers restera contradictoire avec l’objectif affiché de l’arrêté.
Autoconsommation collective et PPA : les pistes pour le moyen photovoltaïque
Pour les projets qui ne peuvent pas tout consommer sur place, deux voies se dégagent. La première est l’autoconsommation collective, qui permet à plusieurs consommateurs raccordés au même réseau de distribution, dans un périmètre de 2 km étendu à 20 km en zone rurale, de partager l’électricité produite par une ou plusieurs installations. Le nouvel arrêté apporte une clarification attendue : le cumul entre autoconsommation collective et dispositif de soutien est explicitement autorisé, seule l’électricité réellement injectée sur le réseau, après déduction des volumes partagés, bénéficiant du tarif de 1,1 c€/kWh. La CRE recommandait par ailleurs d’ouvrir certaines opérations collectives même en l’absence d’autoconsommation individuelle sur le site de production.
La seconde voie est le contrat de gré à gré, ou PPA, particulièrement pertinent pour les installations de 36 à 100 kWc qui ne trouvent plus d’équilibre dans la revente classique. Le texte introduit aussi une nouvelle définition de site destinée à éviter le mitage des projets : deux installations distantes de moins de 100 mètres, ou dont les demandes complètes sont déposées dans une fenêtre de 18 mois, sont considérées comme relevant d’un même site, avec des exceptions pour les propriétaires indépendants. Les porteurs de projet doivent donc anticiper le regroupement de leurs installations pour ne pas se voir refuser plusieurs contrats distincts.
Ce qu’il faut vérifier si vous avez un projet en cours
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La réforme n’est pas rétroactive. Les contrats d’obligation d’achat déjà signés et les demandes complètes de raccordement déposées avant le 5 juin 2026 conservent leur tarif et leurs primes d’origine, garantis sur 20 ans. Pour les projets en cours d’instruction, mieux vaut vérifier précisément sa situation auprès de son installateur, du gestionnaire de réseau et de l’acheteur obligé, car la date de demande complète, la puissance et le mode d’exploitation conditionnent le régime applicable. L’arrêté introduit au passage une tolérance de trois mois entre la date de mise en service et la délivrance de l’attestation de conformité, sous réserve de cohérence avec la puissance installée.
Pour tout nouveau projet, la logique est désormais limpide : dimensionner au plus juste, maximiser l’autoconsommation et anticiper le stockage. En pratique, cela passe par un onduleur compatible batterie même si celle-ci est ajoutée plus tard, un système de pilotage des charges, le décalage des usages vers les heures de production et le recours à un installateur qualifié RGE QualiPV maîtrisant les démarches Enedis et Consuel. L’arrêté S21 a changé les règles du soutien public, pas la physique du solaire : une installation bien conçue reste un investissement solide, à condition de raisonner en kWh consommés et non plus en kWh revendus.
