Panneaux solaires à Toulouse : quelle rentabilité après la réforme ?

Ce que la réforme du 5 juin 2026 change pour un projet toulousain

Le calcul qui portait une installation de panneaux solaire à Toulouse jusqu’au printemps 2026 ne tient plus. L’arrêté du 1^er juin 2026, publié au Journal officiel du 4 juin, a supprimé la prime à l’investissement pour tous les segments de puissance et unifié le tarif d’achat du surplus à 1,1 c€/kWh hors taxes.

Le nouveau régime s’applique aux demandes de raccordement complètes déposées à compter du 5 juin 2026. Les dossiers antérieurs relèvent des conditions en vigueur à la date de leur dépôt : la date de la demande complète est donc le premier élément à vérifier sur un projet en cours de montage.

Le texte modifie l’arrêté du 6 octobre 2021, dit « arrêté S21 », qui fixe les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations implantées sur bâtiment, hangar ou ombrière d’une puissance crête inférieure ou égale à 500 kWc en métropole continentale. Le tarif est indexé à 2 % par an et le contrat d’achat court sur 20 ans à compter de la mise en service. Le texte impose par ailleurs la vente avec injection du surplus aux installations d’au plus 9 kWc : la vente en totalité n’est plus ouverte à ce segment.

Deux conséquences immédiates. L’électricité injectée sur le réseau cesse d’être une source de revenu significative. Et la rentabilité d’un projet résidentiel ne se construit plus sur l’addition d’aides, mais sur la part de production consommée sur place.

Le productible toulousain, seul paramètre qui n’a pas bougé

Toulouse conserve l’avantage qui a fondé l’essor du solaire résidentiel dans la région. Les estimations issues de l’outil PVGIS situent l’irradiation annuelle entre 1 400 et 1 450 kWh/m² et la production d’une installation en toiture entre 1 300 et 1 350 kWh par kWc installé et par an.

À l’échelle régionale, l’Occitanie est la deuxième région française pour la production photovoltaïque, avec environ 4,4 GW raccordés pour près de 5 TWh produits en 2024, et 58 % de l’électricité qui y est consommée d’origine renouvelable. La Région vise le statut de première région à énergie positive à l’horizon 2050.

Ce productible reste un atout, à condition de mesurer ce qu’il finance désormais. À 1 300 kWh par kWc, une installation de 3 kWc produit de l’ordre de 3 900 kWh par an. Injectée en totalité sur le réseau, cette production rapporterait une quarantaine d’euros. Consommée sur place, elle évite l’achat du même volume au tarif de fourniture.

L’écart entre ces deux valorisations est désormais le cœur du sujet. Le soleil toulousain ne produit pas de rentabilité par lui-même : il produit des kilowattheures dont la valeur dépend de l’heure à laquelle ils sont consommés.

Orientation et inclinaison : ce que permet une toiture toulousaine

L’orientation plein sud reste celle qui maximise la production annuelle, et l’inclinaison optimale se situe entre 32 et 34 degrés, une pente proche de celle des toitures traditionnelles de la région.

Une orientation sud-est ou sud-ouest conserve 91 à 95 % de la production maximale. L’écart est faible, et il devient secondaire au regard d’un autre critère : la coïncidence entre les heures de production et les heures de consommation du foyer.

Une orientation légèrement sud-ouest décale la production vers l’après-midi et le début de soirée, moment où un foyer occupé en journée retrouve ses usages. Dans le régime antérieur, ce décalage importait peu puisque le surplus était racheté. Il compte désormais directement dans le calcul.

Le support pèse autant que l’exposition. L’état de la couverture de toiture conditionne la faisabilité de la pose : une reprise de couverture engagée après l’installation suppose de déposer puis de reposer les modules.

L’autoconsommation devient le seul gisement d’économies

Le principe est simple à énoncer et difficile à atteindre : chaque kilowattheure produit et consommé sur place est un kilowattheure qui n’est pas acheté au fournisseur. C’est cette valeur évitée qui porte désormais l’équilibre du projet.

Le taux d’autoconsommation, c’est-à-dire la part de la production réellement consommée sur place, devient l’indicateur central. Il dépend de la courbe de charge du foyer — la répartition des consommations dans la journée — et non du volume annuel consommé.

Deux foyers consommant le même nombre de kilowattheures par an obtiennent des résultats très différents selon que leurs usages se concentrent le soir ou se répartissent en journée. Le déplacement des usages pilotables, ballon d’eau chaude, lave-linge, lave-vaisselle ou recharge d’un véhicule électrique, est le levier le plus immédiat et le moins coûteux.

Cette courbe n’a rien de théorique : les données de consommation enregistrées par le compteur communicant permettent de l’établir sur une année complète, à partir des relevés du foyer lui-même. Une simulation construite sur ces données vaut infiniment mieux qu’une projection fondée sur un profil moyen, puisque c’est précisément l’écart au profil moyen qui fait aujourd’hui la différence entre deux projets de même puissance.

La méthode n’a rien d’inédit. Elle est déjà celle appliquée aux projets tertiaires, où le photovoltaïque en rénovation suppose de partir du profil de consommation diurne avant de dimensionner quoi que ce soit.

Dimensionner sur les besoins, plus sur une prime

Jusqu’au 5 juin 2026, le dimensionnement obéissait en partie à une logique de guichet : la prime à l’investissement variait par tranche de puissance, et la revente du surplus absorbait le surdimensionnement. Ces deux ressorts ont disparu.

Une installation calibrée au-delà des besoins du foyer produit désormais un surplus valorisé à 1,1 c€/kWh. Le surdimensionnement n’est plus une prudence, c’est un coût.

La démarche s’inverse donc. On part de la courbe de charge, on identifie la puissance dont la production sera majoritairement absorbée sur place, et l’on vérifie ensuite que la toiture permet de l’installer. Le seuil de 9 kWc encadre par ailleurs le marché résidentiel : au-delà, la vente en totalité redevient possible, mais le taux réduit de TVA est perdu.

Le champ des solutions s’élargit également au-delà de la toiture. Des volets à panneaux solaires intégrés entrent dans le même calcul d’autoconsommation, avec l’avantage de produire selon des orientations et à des heures différentes de celles du pan principal.

La TVA à 5,5 %, dernier levier sur le coût

Depuis le 1^er octobre 2025, en application de la loi de finances pour 2025, le taux réduit de TVA à 5,5 % s’applique à la fourniture et à la pose des installations photovoltaïques résidentielles d’une puissance inférieure ou égale à 9 kWc. Au-delà de ce seuil, le taux normal de 20 % reste applicable.

L’effet est loin d’être marginal. À prix hors taxes identique, le passage de 20 % à 5,5 % réduit le prix toutes taxes comprises d’environ 12 %.

Le bénéfice du taux réduit est toutefois subordonné à des critères techniques cumulatifs portant sur les modules : un bilan carbone inférieur à 530 kg CO₂ eq/kWc, une teneur en argent des cellules inférieure à 14 mg/W, une teneur en plomb inférieure à 0,1 % et une teneur en cadmium inférieure à 0,01 %. L’installation doit en outre comporter un système de gestion de l’énergie assurant le suivi en temps réel de la production et de la consommation.

La conformité des modules doit être établie par un organisme accrédité selon les normes EN ISO 17065 et EN ISO 17025. Le point mérite d’être vérifié sur le devis : tous les modules du marché ne satisfont pas ces critères.

Aides locales, stockage et vérifications avant signature

Du côté régional, il ne faut pas attendre de relais. L’éco-chèque logement d’Occitanie est conditionné à un gain énergétique d’au moins 40 %, dont le calcul exclut la production locale d’électricité : une installation photovoltaïque n’y ouvre pas droit. Le solaire diffère en cela des autres postes de rénovation, où les aides à la pompe à chaleur restent un levier de financement déterminant. Des dispositifs communaux ou intercommunaux existent, mais ils varient d’un territoire à l’autre et se vérifient auprès de la collectivité concernée.

Le stockage se pose lui aussi dans des termes nouveaux. Tant que le surplus était racheté à un tarif significatif, la batterie devait se justifier contre cette recette. À 1,1 c€/kWh, la comparaison ne s’établit plus qu’avec le prix de l’électricité achetée au fournisseur, ce qui déplace son seuil de pertinence.

Quatre vérifications s’imposent avant de signer. La date de dépôt de la demande complète de raccordement, qui détermine le régime applicable. La conformité des modules aux critères techniques de la TVA réduite, attestée par un organisme accrédité. Le taux d’autoconsommation retenu dans la simulation, qui doit reposer sur la courbe de charge réelle du foyer et non sur une moyenne de marché. Enfin, la cohérence du devis avec le régime en vigueur : un chiffrage qui mentionne encore la prime à l’autoconsommation ou un tarif de rachat supérieur à 1,1 c€/kWh a été établi sur des bases périmées.