Depuis le 5 juin 2026, le cadre du solaire photovoltaïque sur bâtiment, hangar et ombrière a changé. L’arrêté S21 modifié limite désormais le guichet aux installations pour lesquelles la puissance du projet, additionnée à la puissance Q du site, ne dépasse pas 100 kWc. Pour les projets concernés, le surplus est acheté 1,1 centime d’euro par kWh, soit 11 €/MWh hors TVA.
À ce niveau, l’injection n’est plus un pilier confortable du modèle économique. Elle devient un débouché de dernier recours. La valeur du projet dépend davantage de la part d’électricité réellement consommée au moment où elle est produite — sur le site ou par des consommateurs proches dans une opération d’autoconsommation collective.
Le texte précise d’ailleurs que l’électricité consommée en autoconsommation individuelle ou collective est retranchée de la quantité injectée dans le périmètre d’équilibre de l’acheteur obligé. Autrement dit, un kWh partagé localement n’est pas traité comme un kWh de surplus vendu à 11 €/MWh.
Pourquoi en parler maintenant ?
La première actualité est réglementaire. L’arrêté modificatif a été signé le 1er juin 2026, publié au Journal officiel le 4 juin et est entré en vigueur le 5 juin. Il a ramené le périmètre du guichet S21 à P + Q ≤ 100 kWc et fixé le tarif d’achat du surplus à 11 €/MWh pour les projets concernés. C’est cette règle, désormais applicable, que cet article analyse.
Une seconde actualité renforce aujourd’hui le sujet. Le 18 septembre 2026, Enerplan a indiqué que le Gouvernement souhaitait inscrire dans le projet de loi de finances pour 2027 un audit et une possible révision à la baisse des tarifs d’achat d’environ 8 000 installations de 300 à 500 kWc relevant du S21 et disposant déjà de contrats conclus depuis 2021.
Attention à ne pas confondre les deux informations. Le tarif de 11 €/MWh jusqu’à 100 kWc est en vigueur. La révision des contrats de 300 à 500 kWc est, à ce stade, une mesure annoncée pour le PLF 2027 : elle n’est ni votée ni appliquée.
Ces deux actualités ont des périmètres différents. Elles illustrent néanmoins une même tendance : un projet photovoltaïque doit être capable de construire une part croissante de sa valeur en dehors du seul soutien public, notamment grâce à l’autoconsommation, aux contrats de long terme et à la valorisation locale de l’électricité.
En bref
- Le nouveau périmètre S21 concerne les projets pour lesquels P + Q ne dépasse pas 100 kWc.
- Le surplus éligible est acheté 11 €/MWh hors TVA, avec une indexation annuelle prévue par le texte.
- Les volumes consommés ou partagés en ACC sont déduits de l’électricité injectée et rémunérée par l’acheteur obligé.
- L’ACC peut améliorer la valorisation locale, mais elle ne remplace ni le bon dimensionnement ni la sécurisation des consommateurs.
- L’annonce concernant les contrats de 300 à 500 kWc reste une possibilité liée au PLF 2027, pas une règle en vigueur.
Ce que change réellement l’arrêté S21
L’arrêté du 1er juin 2026 modifie le dispositif d’obligation d’achat applicable aux installations photovoltaïques implantées sur bâtiment, hangar ou ombrière. Trois changements sont particulièrement importants.
Un seuil qui s’apprécie avec P + Q
Le seuil ne porte pas toujours sur la seule installation étudiée. L’article 1 consolidé vise les installations pour lesquelles la puissance crête P, additionnée à la puissance Q définie à l’annexe 1, est inférieure ou égale à 100 kWc. La puissance Q agrège certaines autres installations raccordées ou en projet sur le même site.
Il faut donc vérifier le périmètre du site et les projets déjà présents ou prévus avant de conclure qu’une installation est éligible. Le seuil de 100 kWc n’est pas une limite générale de l’autoconsommation collective : il correspond au périmètre de ce dispositif tarifaire précis.
Un tarif de 11 €/MWh pour l’électricité injectée
Le tarif d’achat est fixé à 1,1 c€/kWh hors TVA. Le texte prévoit une indexation de 2 % par an à chaque date anniversaire du contrat. L’ordre de grandeur a nettement changé : dans son avis du 29 avril 2026, la Commission de régulation de l’énergie rappelait qu’au deuxième trimestre 2026 le tarif de surplus atteignait encore 47,3 €/MWh pour le segment 9–100 kWc.
Les volumes partagés ne sont pas rémunérés comme du surplus
La quantité éligible au tarif correspond à l’électricité injectée dans le périmètre d’équilibre de l’acheteur obligé, nette de l’électricité consommée en autoconsommation individuelle et, le cas échéant, en autoconsommation collective.
Le contrat d’achat conserve donc un rôle utile : il valorise le reliquat qui n’a pas trouvé de consommation. Mais il ne corrige pas un mauvais dimensionnement ni un portefeuille de consommateurs insuffisant.
Un plafond annuel sur l’énergie éligible
La quantité injectée au-delà d’un plafond annuel équivalent à la puissance installée multipliée par 1 600 heures n’est pas éligible au tarif d’achat. Cette règle renforce encore l’intérêt d’un dimensionnement prudent : surproduire sans débouché local robuste augmente l’exposition à une énergie faiblement valorisée.
Fait réglementaire : l’arrêté fixe le tarif, le mode de calcul des volumes rémunérés et le plafond d’énergie éligible.
Analyse Jane : ces règles déplacent la valeur vers la consommation locale, mais elles ne dispensent jamais de comparer l’ACC à l’autoconsommation individuelle et aux autres débouchés possibles.
Pourquoi 11 €/MWh modifie le modèle économique
À 11 €/MWh, le surplus ne peut plus être considéré comme le pilier de la rentabilité d’un projet photovoltaïque B2B. Il devient surtout une solution de repli pour les kWh qui n’ont pas trouvé de consommation au moment où ils sont produits.
Prenons une installation qui produit 100 MWh par an. Dans un premier scénario, 35 MWh sont autoconsommés ou partagés et 65 MWh sont injectés. Dans un second, 75 MWh sont autoconsommés ou partagés et 25 MWh sont injectés.
Au tarif de 11 €/MWh, l’injection représente respectivement 715 € et 275 € de revenu annuel, hors indexation. La différence décisive entre les deux scénarios ne vient donc pas du contrat d’achat. Elle vient de la valeur attribuée aux 40 MWh supplémentaires consommés localement.
Cette valeur dépend du prix payé par les consommateurs, du coût d’électricité évité, des taxes et frais restant applicables, des coûts de PMO, de gestion, de facturation et de recouvrement, ainsi que de la stabilité des participants.
Le bon indicateur n’est donc pas uniquement le taux d’autoconsommation affiché dans une étude. Il faut regarder la marge nette par kWh partagé, sa stabilité dans le temps et le coût réel de l’organisation nécessaire pour la conserver.
La place exacte de l’autoconsommation collective
L’autoconsommation collective élargit le gisement de consommation au-delà du seul site de production. Une toiture d’entreprise, un hangar agricole, une école ou une ombrière de parking peuvent partager leur production avec d’autres bâtiments proches raccordés au réseau public.
L’intérêt peut être fort lorsque le producteur dispose d’une surface solaire importante mais d’une consommation propre trop faible ou mal synchronisée avec la production. Des bureaux, commerces, ateliers ou équipements publics peuvent compléter le profil initial.
L’ACC n’est pas un tarif public de remplacement
L’ACC ne remplace pas le tarif de 11 €/MWh par un prix garanti par l’État. Le prix des kWh partagés est défini contractuellement entre les acteurs. Il doit rester acceptable pour le consommateur et suffisamment robuste pour le producteur.
Le projet gagne en potentiel, mais aussi en exigences : recruter des consommateurs, définir la gouvernance, contractualiser les relations, suivre les données, appliquer les clés de répartition, facturer et gérer les entrées ou sorties.
L’ACC complète le contrat d’achat
- La production est affectée aux consommations éligibles selon les clés de répartition de l’opération.
- L’électricité non consommée est injectée sur le réseau.
- Le reliquat éligible est vendu dans le cadre du contrat d’achat S21.
Cette articulation apporte un filet de sécurité. Elle ne rend pas automatiquement rentable une opération dont les consommateurs absorbent peu d’énergie solaire.
Les cinq vérifications à mener avant de choisir l’ACC
1. Mesurer le surplus réel
Deux projets produisant le même nombre de MWh peuvent avoir des résultats très différents. L’essentiel se joue au pas de mesure : la production doit rencontrer une consommation au même moment. Les totaux annuels masquent les creux du week-end, les fermetures estivales et les saisonnalités.
2. Rechercher des profils complémentaires
Ajouter des consommateurs ne suffit pas. Leur consommation doit compléter celle déjà présente. Un commerce, un entrepôt frigorifique, un équipement public et un bureau n’ont ni les mêmes horaires ni les mêmes périodes d’activité. La diversité n’est utile que si elle augmente réellement les kWh partagés.
3. Calculer un prix acceptable des deux côtés
Le prix de vente local doit être comparé au prix complet évité par le consommateur, mais aussi au revenu net du producteur après les coûts d’exploitation. Le contrat doit prévoir l’indexation, les changements de fiscalité et les conditions de révision.
4. Tester les départs et les retards
Un scénario sérieux simule la perte temporaire d’un gros consommateur, un décalage de mise en service, une consommation inférieure aux prévisions et une phase de recrutement plus longue. La vraie question est : quel volume retombe à 11 €/MWh dans le scénario dégradé ?
5. Chiffrer le coût d’exploitation de la PMO
Le partage implique des échanges avec le gestionnaire de réseau, la gestion des consentements et des données, le suivi des participants, les calculs, la facturation, les paiements, les relances et le reporting. Ces coûts doivent être intégrés dès l’étude économique.
Ce que l’arrêté S21 ne permet pas de conclure
- Tout projet sous le seuil P + Q ≤ 100 kWc n’a pas automatiquement intérêt à entrer en ACC. Lorsque la consommation sur site est forte et bien synchronisée, l’autoconsommation individuelle peut rester plus simple.
- La valeur d’un kWh partagé n’est pas égale au prix complet payé auparavant au fournisseur. Certaines composantes de facture demeurent, et le prix doit intégrer les coûts et les risques du projet.
- Un taux d’autoconsommation élevé ne garantit pas la rentabilité. Le financement, le raccordement, la stabilité des participants et les charges d’exploitation comptent autant que le volume partagé.
- L’annonce sur les installations de 300 à 500 kWc ne modifie rien aujourd’hui. Elle doit encore passer par le débat et le vote du PLF 2027.
Comment Jane sécurise le passage du scénario à l’exploitation
Jane permet aux développeurs, collectivités, entreprises et PMO de comparer plusieurs configurations avant de contractualiser : dimensionnement de la production, sélection des consommateurs, simulation des clés de répartition, volumes partagés, surplus et scénarios de départ.
Une fois l’opération lancée, la même logique se prolonge dans le pilotage : gestion des participants, suivi des données, répartition de l’énergie, facturation, prélèvement et reporting.
L’enjeu n’est pas de maximiser artificiellement un indicateur. Il est de construire une opération qui reste exploitable lorsque les profils réels remplacent les hypothèses du tableur.
Conclusion
L’arrêté S21 du 1er juin 2026 envoie un signal économique net : pour les projets concernés par le seuil P + Q ≤ 100 kWc, le surplus photovoltaïque est désormais faiblement rémunéré. La création de valeur se déplace vers l’usage local de l’énergie.
L’autoconsommation collective peut élargir cet usage à plusieurs consommateurs et rendre pertinentes des surfaces solaires qui dépassent les besoins d’un seul site. Mais sa pertinence doit être démontrée par les courbes de charge, la qualité du portefeuille de participants, le prix contractuel et le coût d’exploitation.
Le bon réflexe n’est donc pas de transformer chaque projet en ACC. C’est de comparer tôt les scénarios et de mesurer, pour chacun, la part de production réellement valorisée localement et la part qui restera exposée au tarif de 11 €/MWh.
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Sources
- Arrêté S21 du 6 octobre 2021, version consolidée en vigueur, Légifrance.
- Arrêté du 1er juin 2026 modifiant l’arrêté S21, Journal officiel du 4 juin 2026.
- Délibération CRE n° 2026-92 du 29 avril 2026, avis sur le projet d’arrêté.
- Présentation de l’avis par la CRE, 21 mai 2026.
- Publication d’Enerplan du 18 septembre 2026 sur l’annonce relative au PLF 2027 et aux contrats S21 de 300 à 500 kWc.
