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Pour les installateurs ultramarins, le message est clair : le modèle économique qui fait vendre le solaire résidentiel aux Antilles, en Guyane, à La Réunion ou à Mayotte pourrait basculer. Selon les éléments communiqués à la filière, le projet d’arrêté tarifaire S24 examiné par le Conseil supérieur de l’énergie prévoit une baisse des primes à l’investissement et des tarifs de rachat du surplus pouvant aller jusqu’à une division par deux sur certaines petites installations. Pour le propriétaire, le temps de retour s’allonge. Pour le professionnel, c’est l’argumentaire commercial qui est à reconstruire.
L’outre-mer, dernier bastion du soutien au petit solaire
En métropole, l’arrêté du 1er juin 2026 a déjà supprimé la prime à l’autoconsommation et ramené le tarif de rachat à 1,1 c€/kWh pour les installations jusqu’à 100 kWc. Les zones non interconnectées (ZNI) avaient été épargnées : elles relèvent d’un texte spécifique, l’arrêté du 5 janvier 2024 dit « S24 ZNI », qui fixe des grilles trimestrielles propres à chaque territoire.
L’écart est considérable. Sur le trimestre en cours (1er août au 31 octobre 2026), le surplus d’une installation de 9 kWc ou moins est racheté 18,22 c€/kWh en Guadeloupe et 16,78 c€/kWh à Mayotte, selon les grilles publiées par la CRE et relayées par photovoltaique.info. Soit environ seize fois le tarif hexagonal. S’y ajoute une prime à l’investissement versée en une fois, dont les installateurs locaux situent le niveau autour de 1 060 €/kWc pour une installation résidentielle de 4 à 9 kWc aux Antilles.
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Ce différentiel n’a rien d’un cadeau : il reflète des coûts de production très supérieurs à ceux du continent. La CRE évaluait déjà le coût moyen de production dans les ZNI à environ 290 €/MWh en 2016, dans des systèmes dépendants des combustibles fossiles importés. À cette aune, racheter un kWh de toiture à 182 €/MWh reste une dépense raisonnable pour la collectivité.
Ce que la baisse représenterait pour un client type
Pour mesurer l’enjeu, ECOinfos a modélisé une installation résidentielle de 6 kWc en Guadeloupe, en autoconsommation avec vente du surplus. Hypothèses : productible de 1 400 kWh/kWc/an, taux d’autoconsommation de 40 %, électricité achetée au tarif réglementé option Base (20,01 c€/kWh TTC depuis le 1er août 2026, identique à l’Hexagone grâce à la péréquation tarifaire). Le scénario « S24 révisé » applique une division par deux de la prime et du tarif de surplus, soit l’hypothèse haute évoquée par la filière.
| Poste | Grille actuelle | Scénario division par deux |
|---|---|---|
| Production annuelle | 8 400 kWh | 8 400 kWh |
| Économie sur facture (3 360 kWh autoconsommés) | environ 670 €/an | environ 670 €/an |
| Vente du surplus (5 040 kWh) | environ 920 €/an | environ 460 €/an |
| Prime à l’investissement | environ 6 360 € | environ 3 180 € |
| Soutien public perçu sur 20 ans (prime + surplus, hors indexation) | environ 24 700 € | environ 12 400 € |
L’économie sur facture ne bouge pas, mais le soutien public perçu par le foyer serait amputé d’environ 12 300 € sur la durée du contrat. Pour un investissement que les installateurs locaux situent autour de 17 000 € avant prime à cette puissance, l’écart suffit à transformer un projet facile à vendre en dossier beaucoup plus délicat.
Le seuil de 36 kWc, ligne de fracture du projet
Le projet tendrait à mieux traiter les installations au-dessus de 36 kWc, au détriment du résidentiel et du petit tertiaire : commerces, artisans, cabinets, petites exploitations. Sur des réseaux insulaires, le choix surprend : des milliers de petits toits produisent au plus près des consommations, quand les grandes toitures concentrées en zone d’activité créent davantage de contraintes locales.
L’arrivée des batteries résidentielles renforce cet argument. Une partie de la production de midi peut désormais être déplacée vers la pointe du soir, celle qui mobilise les centrales thermiques les plus coûteuses. Enerplan, qui a consulté ses adhérents, entend défendre auprès du CSE et du gouvernement un soutien maintenu au petit solaire en autoconsommation, en particulier lorsqu’il est couplé à du stockage stationnaire.
Le paradoxe est d’autant plus visible que les programmations pluriannuelles de l’énergie de la Guadeloupe et de Mayotte, révisées en parallèle, relèvent les objectifs solaires. Et le segment des grandes toitures ne constitue pas une alternative immédiate : plusieurs acteurs y signalent des délais de raccordement importants.
Ce que les professionnels peuvent faire dès maintenant
Rien n’est arrêté : niveaux définitifs et dispositions transitoires restent à connaître. Premier réflexe, sécuriser les dossiers en cours. En ZNI, la demande de raccordement auprès d’EDF SEI ou d’Électricité de Mayotte vaut demande de contrat d’achat, et c’est en règle générale le dépôt d’une demande complète qui fige les conditions. Un client hésitant a donc intérêt à ne pas laisser traîner son projet.
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Second réflexe, bâtir un argumentaire moins dépendant du rachat : l’autoconsommation garde sa valeur quel que soit le texte final, et la batterie permet d’en augmenter la part. Enfin, les installateurs du petit tertiaire ont intérêt à faire remonter leurs données de terrain via leur syndicat, car c’est sur ce segment que le CSE devra arbitrer.
