Réforme S21 en vigueur depuis juin 2026 : prime, tarif et vente totale (Var, 06, 13)

Mise à jour au 21 septembre 2026 — demandes complètes à compter du 5 juin 2026 : pour les installations éligibles au S21 sur bâtiment, hangar ou ombrière (P + Q ≤ 100 kWc), le tarif initial est de 0,011 €/kWh HT (1,1 c€/kWh), indexé de 2 % à chaque anniversaire du contrat de 20 ans. La prime à l’autoconsommation est supprimée pour ces nouveaux dossiers. Le volume annuel éligible au tarif est plafonné à la puissance installée multipliée par 1 600 heures. La vente totale reste possible pour P > 9 kWc, sous conditions ; jusqu’à 9 kWc, seule la vente du surplus est éligible. Les contrats antérieurs conservent leurs conditions applicables. Texte officiel S21, articles 1, 5, 8 et 9.

Après l’avis de la CRE du 22 mai 2026, l’arrêté du 1er juin 2026 a modifié le S21. Le cadre applicable aux nouvelles demandes complètes depuis le 5 juin prévoit la suppression de la prime et un tarif initial de 11 €/MWh HT. La vente totale reste possible au-delà de 9 kWc, sous les autres conditions du dispositif.

Pourquoi maintenant ? Parce que le guichet ouvert — ce mécanisme qui permet à n'importe quel projet répondant aux critères de bénéficier automatiquement du tarif d'achat — a tellement bien fonctionné qu'il a dépassé tous ses objectifs. La cible fixée par la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE2) pour le segment 9-100 kWc tournait autour de 92 MW par trimestre. Au troisième trimestre 2025, ce sont 291 MW qui ont été demandés. Trois fois la cible. Conséquence directe : un dépassement de l'enveloppe de la Contribution au service public de l'électricité (CSPE) qui finance ces dispositifs.

La CRE a un mandat clair : préserver la neutralité financière du soutien aux énergies renouvelables. Quand le rythme de déploiement explose la trajectoire budgétaire, deux leviers existent : baisser les tarifs, ou réorienter les usages. La réforme S21 fait les deux à la fois, en poussant le marché vers l'autoconsommation — moins coûteuse pour les finances publiques, plus utile au réseau.

ADSolar, entreprise familiale certifiée RGE, vous explique les conséquences du cadre actuel pour les projets dans le Var, les Alpes-Maritimes et les Bouches-du-Rhône.

Notre analyse s’appuie sur les caractéristiques du bâtiment, les usages électriques et les conditions du contrat. L’étude d’un projet actuel doit utiliser des hypothèses documentées, sans transposer automatiquement les anciens tarifs ou aides.

Ce que prévoit le S21 en vigueur depuis le 5 juin 2026

Le guichet ouvert a connu un succès bien supérieur aux objectifs. La CRE relève 291 MW de demandes sur le segment 9-100 kWc au 3e trimestre 2025, pour une cible réglementaire de seulement 92,25 MW — trois fois l'objectif.

Ce dépassement n'est pas un accident. Il résulte d'un effet « rush » bien documenté : les installateurs, anticipant un durcissement du cadre, ont accéléré la signature des dossiers. Les particuliers et les PME, sentant la fin d'un dispositif favorable, ont fait basculer leur décision d'achat. Et les développeurs de projets ont multiplié les demandes de raccordement pour sécuriser le tarif en vigueur. Résultat : un mur de 291 MW à instruire pour un seul trimestre, alors que la PPE prévoyait 369 MW pour toute l'année.

Cette dynamique a deux effets directs sur les finances publiques. Premier effet : la CSPE, qui compense la différence entre le tarif d'achat garanti et le prix de marché, voit son enveloppe gonfler. Deuxième effet : à mesure que le parc installé grandit, les heures de production solaire se concentrent sur les mêmes plages horaires, ce qui tire les prix spot vers le bas — voire les fait tomber en négatif au printemps. Vendre l'électricité solaire à 40-47 €/MWh quand elle vaut parfois 5 €/MWh sur le marché coûte cher au contribuable.

Pour bien mesurer l'ampleur du virage, un peu d'histoire. La prime à l'autoconsommation, instaurée en 2017, démarrait à 390 €/kWc pour les installations de 3 kWc. Elle a ensuite été abaissée progressivement au fil des trimestres. Début 2026, on est à environ 80 €/kWc — moins du quart de la valeur initiale. La suppression pour les nouveaux dossiers n'est donc pas une rupture brutale, c'est l'aboutissement d'une décroissance lente, plus une étape qu'un séisme.

Vente totale : ce qui reste possible

Le texte adopté ne supprime pas la vente totale sur le segment supérieur à 9 kWc et jusqu’à P + Q ≤ 100 kWc. Elle reste possible si les autres critères S21 sont respectés. Jusqu’à 9 kWc, seule la vente avec injection du surplus est éligible. Le choix économique doit être étudié avec les nouveaux tarifs et la consommation du site.

En vente totale, le producteur vend l’électricité injectée selon les clauses de son contrat. Une durée contractuelle de 20 ans ne garantit pas un revenu annuel fixe : les recettes dépendent de la production et de l’énergie éligible, du tarif applicable et des limites du contrat.

Pourquoi la revente du surplus est-elle si peu rémunérée ? Parce que les heures de production solaire — entre 10h et 16h en été — sont aussi celles où le réseau est le plus saturé. Le pic photovoltaïque national peut dépasser 15 GW à la mi-journée, soit l'équivalent de quinze réacteurs nucléaires injectés simultanément. Quand l'offre dépasse la demande, le prix de gros chute, parfois jusqu'à devenir négatif.

Pour un nouveau projet, comparez la vente totale lorsqu’elle est éligible, l’autoconsommation individuelle et, si le projet s’y prête, l’autoconsommation collective ou un contrat privé. Le nouveau tarif rend cette comparaison nécessaire ; il n’impose pas de convertir tous les projets professionnels en autoconsommation.

La suppression de la prime à l'autoconsommation

La prime à l’autoconsommation est supprimée pour les nouveaux dossiers relevant du régime du 5 juin 2026. L’ancien exemple de 80 €/kWc, soit 480 € pour 6 kWc, décrit un barème antérieur et ne doit plus être déduit d’un nouveau devis.

Replaçons ce chiffre dans son contexte historique. La prime a été créée en 2017 à 390 €/kWc. Au 1er semestre 2020, elle était encore à 380 €/kWc. Début 2022, autour de 380 €/kWc. Mi-2023, 370 €/kWc. Au quatrième trimestre 2024, 220 €/kWc. Au premier trimestre 2025, autour de 100 €/kWc. Et début 2026, environ 80 €/kWc. La trajectoire descendante était engagée depuis longtemps ; sa disparition ne fait que clore une dégressivité programmée.

L’effet sur le financement dépend du projet. Les anciennes simulations fondées sur une prime de 480 € doivent être recalculées sans cette prime et avec le tarif de vente actuel, le prix réel de l’électricité achetée, la production estimée et le profil de consommation. Aucun allongement uniforme du temps de retour ne peut être promis.

La TVA à 5,5 % concerne les installations photovoltaïques d’au plus 9 kWc dans un logement (seuil apprécié opération par opération, selon le BOFiP du 10 juin 2026), respectant les critères des modules et intégrant un gestionnaire d’énergie qui mesure la production et la consommation et pilote automatiquement au moins deux usages. La marque ou la qualification RGE ne suffit pas. Lorsqu’une batterie physique fait partie de la même opération sans être un élément accessoire, l’ensemble relève de 20 %. Le devis précise le taux justifié et son périmètre. Consultez les conditions fiscales officielles.

Tarif d’achat : 11 €/MWh HT initial, avec indexation

Pour les nouvelles demandes complètes depuis le 5 juin 2026, le tarif initial est de 11 €/MWh HT, soit 1,1 c€/kWh HT. Il est indexé de 2 % à chaque anniversaire de la prise d’effet du contrat. Les anciens tarifs de 40 à 47 €/MWh ne décrivent plus ce nouveau régime.

Le montant de 1,1 c€/kWh HT est fixé par l’article 8 du S21 adopté. Pour une simulation, il faut également appliquer l’indexation contractuelle et le plafond annuel de l’article 9.

La France n'est pas isolée dans cette trajectoire. La Flandre (Belgique) a mis fin, à partir de 2021, au « compteur qui tourne à l'envers » pour les autoproducteurs passés au compteur numérique. Les Pays-Bas ont voté le 17 décembre 2024 la suppression du « salderingsregeling », qui valorisait le surplus au prix de détail, au 1er janvier 2027. L'Allemagne ne rémunère plus, depuis février 2025 (loi dite « Solarspitzen »), l'injection des nouvelles installations pendant les heures de prix négatifs. La direction est partout la même : transférer la valeur de la revente vers l'autoconsommation.

Le volume annuel d’électricité injectée éligible au tarif est limité à P × 1 600 heures, calculé à partir de l’anniversaire du contrat. L’électricité injectée au-delà n’est pas éligible au tarif TPa. Cette limite porte sur l’énergie rémunérée, et non sur une promesse de production.

Qui est vraiment concerné en PACA ? Surtout le 36-100 kWc

L'impact se concentrera sur la tranche 36-100 kW, où la vente en totalité reste très présente. Entre 2023 et 2026, 70 à 80 % des demandes sur ce segment concernaient des projets en injection totale. Ce sont donc les bâtiments agricoles, les hangars, les toitures de PME et les ombrières de parking — très répandus dans le Var, les Bouches-du-Rhône et l'arrière-pays niçois.

Concrètement, dans nos zones d'intervention quotidienne — Toulon, Marseille, Nice, Aix-en-Provence, Cannes, Antibes, Hyères, Fréjus, La Ciotat, Aubagne, mais aussi Draguignan, Brignoles, Grasse, Manosque, Salon-de-Provence — la cartographie des projets impactés ressemble à ceci : les bâtiments agricoles du haut-Var et de la vallée du Rhône, les zones d'activités industrielles des Bouches-du-Rhône, les centres commerciaux et leurs parkings du littoral, les hangars logistiques de l'arrière-pays. Tous ces bâtiments ont en commun d'avoir, jusqu'ici, été équipés en injection totale par défaut.

Profil à étudier — hangar agricole de 50 kWc près de Brignoles. Les pompes, chambres froides et équipements de vinification peuvent offrir des consommations en journée. Il faut comparer la vente totale éligible, l’autoconsommation et un éventuel partage collectif à partir des courbes de consommation. L’ancien revenu et le temps de retour ne sont pas repris comme résultats actuels.

Profil à étudier — ombrière de 80 kWc pour une PME à Aubagne. Compresseurs, atelier et recharge de véhicules peuvent absorber une part de la production. Le projet doit être chiffré avec le tarif actuel et les frais de toute valorisation alternative ; aucun retour uniforme de six ou sept ans n’est acquis.

Profil à étudier — toiture industrielle à La Ciotat. Pour une toiture de 1 200 m² et une puissance envisagée entre 90 et 100 kWc, le choix dépend des usages diurnes, du raccordement et des coûts. Les taux d’autoconsommation et temps de retour doivent être recalculés, sans reprendre l’ancienne projection comme résultat garanti.

Ces trois exemples partagent une caractéristique commune : la consommation locale est diurne, calée sur les heures solaires. C'est la situation idéale pour pivoter vers l'autoconsommation. La PACA, avec ses 2 700 à 2 850 heures d'ensoleillement annuel, parmi les plus élevées de France, reste l'un des meilleurs gisements solaires d'Europe. Le tarif réglementé de l'électricité est de 0,2001 €/kWh TTC en option Base (3-6 kVA) depuis le 1er août 2026, et le climat doux limite les besoins de chauffage en hiver — ce qui rend la consommation annuelle bien répartie. Trois facteurs qui font du sud-est la région la plus favorable au dimensionnement fondé sur les usages et le contrat retenu.

Vers de nouveaux modèles : autoconsommation, stockage et collectif

La CRE assume : cette réforme est « une étape vers un marché davantage porté par des offres privées ». Le développement futur du petit photovoltaïque passera par des solutions intégrées, qui combinent production, consommation et stockage.

L'autoconsommation collective (ACC) est l'une des pistes les plus prometteuses. Le principe : plusieurs consommateurs raccordés sur le même réseau public de distribution, situés dans un périmètre de 2 km (étendu à 20 km dans les zones rurales), partagent l'électricité produite par une ou plusieurs installations. Juridiquement, l'opération est portée par une personne morale organisatrice — souvent une association, une coopérative ou une SAS dédiée — qui contractualise avec Enedis pour la répartition entre producteur(s) et consommateur(s).

En PACA, plusieurs configurations s'y prêtent particulièrement bien. Les copropriétés marseillaises avec toiture exploitable peuvent fournir leurs parties communes et un volet de leurs résidents. Les zones d'activité d'Aubagne, La Penne-sur-Huveaune ou Toulon-Est permettent de mutualiser une grande toiture industrielle entre plusieurs PME voisines. Les communes rurales du haut-Var peuvent organiser une opération ACC entre une exploitation agricole productrice, la salle des fêtes municipale et quelques foyers volontaires. La législation, assouplie en 2023, autorise désormais des montages très flexibles.

L'évolution attendue d'ici 2027-2030 va dans plusieurs directions parallèles : généralisation des onduleurs hybrides avec batterie intégrée pour le résidentiel, déploiement massif de l'ACC dans les territoires, multiplication des contrats de fourniture solaire directe (PPA) pour les sites industriels, et émergence de communautés d'énergie locales soutenues par les régions et les EPCI. L'État, via la PPE3 attendue, devrait fixer le cadre de cette nouvelle phase.

Le stockage physique et les offres de stockage virtuel se comparent avec leurs coûts complets. Un kWh crédité n’a pas une valeur nette universelle de 25 c€ : elle dépend du contrat, des frais et de l’électricité effectivement évitée. Consultez le comparatif tarifaire actualisé en septembre 2026.

Depuis quand la réforme est-elle en vigueur ?

Le texte est adopté : il s’agit de l’arrêté du 1er juin 2026, avec le nouveau régime applicable aux demandes complètes à compter du 5 juin 2026.

L’avis de la CRE du 22 mai constituait une étape consultative. Le texte consolidé sur Légifrance permet de vérifier les dispositions effectivement entrées en vigueur.

Pour un dossier engagé avant le changement, vérifiez la date de la demande complète et les conditions conservées dans le contrat. Un ancien contrat ne prend pas automatiquement le nouveau tarif ; inversement, la date de signature d’un devis ne suffit pas à conserver un ancien barème.

Ajout de panneaux : depuis le 5 juin 2026, EDF OA réserve l’augmentation de puissance sur compteur commun aux demandes déposées avant cette date. Pour les demandes plus récentes, chaque installation doit disposer de son propre comptage. Tous les cas sont détaillés dans notre guide ajouter des panneaux à son installation en 2026.

Fin de contrat : une installation ne peut bénéficier qu’une seule fois d’un contrat d’obligation d’achat (article L314-2 du code de l’énergie). À l’échéance de ses 20 ans, elle ne peut donc pas repasser sous un contrat S21, même au tarif de 1,1 c€. Les solutions (autoconsommation, batterie virtuelle, acheteur privé, cession gratuite) sont détaillées dans notre guide fin de contrat EDF OA.

Pour une étude actuelle, utilisez les règles en vigueur et ne déduisez aucune prime nationale à l’autoconsommation. ADSolar peut vérifier les pièces du dossier et les hypothèses de financement.

Notre lecture chez ADSolar

Cette réforme tourne une page : celle du solaire « financier », pensé pour revendre au réseau. Elle en ouvre une autre, plus saine à nos yeux : celle du solaire utile, dimensionné pour couvrir vos besoins réels. En PACA, chaque kWh consommé chez vous vaut bien plus que le tarif de revente.

ADSolar est une entreprise familiale certifiée RGE. Les régimes tarifaires et les équipements évoluent ; notre approche consiste à concevoir une installation adaptée au bâtiment et à ses usages, puis à documenter le chiffrage et les hypothèses d’économie.

Notre approche tient en trois principes. Premier principe : dimensionner sur la consommation réelle, pas sur la surface de toit. Un foyer qui consomme 4 500 kWh/an n'a pas besoin de 9 kWc, sauf à projeter un véhicule électrique ou une pompe à chaleur dans les deux ans. Deuxième principe : maximiser le taux d'autoconsommation par le pilotage des charges — ballon d'eau chaude piloté, recharge VE programmée, climatisation pré-refroidie en milieu de journée. Troisième principe : envisager le stockage seulement quand l'autoconsommation directe a été poussée à son maximum. Trop de projets ajoutent une batterie pour compenser un mauvais dimensionnement initial.

L’intérêt économique d’un projet dépend de ses usages, de son coût et du contrat de surplus. Les prix futurs de l’électricité ne sont pas garantis : une étude doit montrer ses hypothèses et leur effet sur le résultat.

Notre conseil pratique pour 2026 : si vous êtes particulier en PACA, dimensionnez autour de 6 kWc si vous avez un véhicule électrique ou un projet de VE, autour de 3 à 4 kWc sinon. Privilégiez un onduleur compatible stockage (même si vous n'ajoutez la batterie que dans deux ans), un système de pilotage intelligent des charges, et un installateur RGE Qualifelec (n° 164171) qui maîtrise les démarches Enedis et Consuel. Si vous êtes en projet 36-100 kWc, faites étudier sérieusement l'option autoconsommation collective avec vos voisins et l'option PPA. Et dans tous les cas : faites simuler la rentabilité sur des hypothèses prudentes de prix de l'électricité — pas sur les revenus de revente du modèle ancien.