Analyse globale du marché avec un accent sur la réglementation suisse et l'injection dynamique

L'année 2026 marque un tournant historique pour les énergies renouvelables, en particulier dans le contexte suisse. Alors que l'industrie solaire mondiale s'oriente technologiquement vers l'ultra-haute efficacité et des technologies de stockage diversifiées, la Suisse opère un changement de système réglementaire historique. L'entrée en vigueur complète de la "loi pour un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables" au 1er janvier 2026 met fin à l'ère du soutien statique et ouvre la phase d'intégration au marché.

Cet article de blog analyse les dix tendances les plus marquantes pour l'année 2026. Il associe la perspective macroéconomique des développements technologiques mondiaux à une exégèse approfondie des nouveaux mécanismes du marché suisse. Le cœur de ce changement est le passage d'une simple focalisation sur la production à une flexibilisation de l'ensemble du système: les tarifs dynamiques, les tarifs de reprise harmonisés, les communautés électriques locales (CEL) et l'égalité de traitement réglementaire des batteries de véhicules (V2G) deviennent les moteurs essentiels de la rentabilité. L'ère de l'injection aveugle se termine; l'ère de la gestion de l'énergie dynamique et axée sur les données commence.

L'analyse démontre que les décisions d'investissement à partir de 2026 devront suivre une logique fondamentalement nouvelle. Il ne s'agira plus de maximiser la production de kilowattheures en été, mais de synchroniser temporellement la production et la consommation, ainsi que de mettre de la flexibilité à disposition du réseau.

1. Évolution technologique du PV mondial en 2026: au-delà de la limite du silicium

1.1 L'adieu au PERC et l'essor du TOPCon et de l'HJT

L'année 2026 sera marquée sur le plan technologique par la domination définitive sur le marché des technologies de cellules de type n, qui remplacent les anciennes cellules PERC de type p (Passivated Emitter and Rear Cell). La capacité de production mondiale s'est massivement réorientée au profit du TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) et de l'HJT (hétérojonction). Ces technologies ne relèvent plus de la science-fiction, mais définissent le standard pour les nouvelles installations en 2026.¹

Alors que les modules traditionnels affichaient depuis plus d'une décennie des rendements d'à peine moins de 20 % à 22 %, la nouvelle génération de panneaux repousse de manière significative les standards commerciaux dans une fourchette de 25 % à 28 % de rendement. Ce bond en avant n'est pas incrémental mais transformateur, car il réduit drastiquement le coût actualisé de l'énergie (LCOE) par mètre carré installé.

Différenciation technologique:

• TOPCon: Cette technologie s'est imposée comme le successeur le plus rentable du PERC, car les lignes de production existantes ont pu être adaptées avec des investissements modérés. Pour 2026, on s'attend à ce que le TOPCon s'approprie la part du lion sur le marché de masse.

• Hétérojonction (HJT): Les cellules HJT offrent des rendements encore plus élevés et un meilleur coefficient de température, mais leur fabrication est plus complexe. En 2026, les modules HJT domineront principalement le segment premium et les applications nécessitant une puissance maximale sur une surface limitée.

1.2 Implications pour le marché suisse

Pour le marché suisse, caractérisé géographiquement et architecturalement par des surfaces de toiture limitées et des coûts d'installation comparativement élevés (soft costs et main-d'œuvre), cette tendance est de la plus haute importance. La Suisse n'est pas un pays adapté aux immenses centrales au sol en plaine; le développement se fait sur les toits, en façade et sur les infrastructures.

• L'efficacité de surface comme moteur de rendement: Des modules avec une densité de puissance plus élevée permettent d'obtenir un rendement supérieur sur la même surface. C'est un point crucial, car les coûts liés au reste du système (échafaudages, câblage, main-d'œuvre) sont élevés en Suisse. Un module de 450 watts-crête (Wp) sur la même surface qu'un ancien module de 350 Wp réduit massivement les coûts d'installation relatifs par kWp.¹

• Comportement en cas de faible luminosité sur le Plateau: Les nouvelles technologies de cellules, en particulier l'HJT, offrent des avantages significatifs par lumière diffuse et ciel couvert. Dans les conditions de brouillard typiques du Plateau suisse durant le semestre d'hiver, cela améliore le coefficient de performance annuel des installations et contribue à l'approvisionnement critique en électricité en hiver.

1.3 Le changeur de donne: les cellules tandem silicium-pérovskite

Une percée technologique qui passera de plus en plus de la phase pilote à la pertinence commerciale en 2026 est celle des cellules tandem silicium-pérovskite. Cette technologie hybride superpose une cellule pérovskite sur une cellule silicium traditionnelle.

Fonctionnement: Le silicium absorbe efficacement la lumière à grande longueur d'onde (rouge et infrarouge), tandis que la pérovskite peut être réglée pour exploiter de manière optimale les longueurs d'onde plus courtes (bleu et vert). Cette combinaison permet d'exploiter le spectre solaire bien mieux que n'importe quelle technologie individuelle et promet des rendements au-delà de la limite théorique de Shockley-Queisser du silicium pur (environ 29 %).²

Stade du marché en 2026: Bien que le potentiel soit énorme, les questions de stabilité à long terme restent au cœur des préoccupations en 2026. Les pérovskites sont sensibles à l'humidité, à l'oxygène et aux rayons UV. Cependant, les technologies d'encapsulation ont fait de grands progrès d'ici 2026. Les premiers modules tandem commerciaux sont attendus en 2026 pour des applications de niche, par exemple dans le segment BIPV (Building Integrated Photovoltaics) à prix élevé ou pour les véhicules électriques avec cellules solaires intégrées (VIPV), avant de pénétrer le marché de masse vers la fin de la décennie.

1.4 L'esthétique et le BIPV comme standard

Sous l'impulsion de réglementations de construction plus strictes et d'exigences esthétiques élevées en Suisse (en particulier dans les zones de protection des sites construits), les solutions intégrées au bâtiment (BIPV) passent en 2026 du statut de produit de niche à celui de standard. Les modules colorés, les tuiles solaires et les façades solaires transparentes profitent des gains d'efficacité de la technologie de base. Comme la procédure d'annonce pour les installations en façade sera encore simplifiée et standardisée en Suisse dès 2026, les solutions de façade esthétiques connaissent un boom de la demande.³

2. Le "projet de loi unique" suisse: changement de système dans la réglementation

2.1 Contexte historique et entrée en vigueur

Le sujet dominant pour tous les acteurs du marché suisse en 2026 est l'entrée en vigueur opérationnelle complète du deuxième paquet de la "loi fédérale pour un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables", souvent appelée dans le jargon "projet de loi unique". Après son acceptation claire par le peuple suisse en juin 2024 (68,7 % de oui), les modifications profondes de l'ordonnance sur l'énergie (OEne) et de l'ordonnance sur l'approvisionnement en électricité (OApEl) entreront en vigueur le 1er janvier 2026.⁵

Cela met fin à une longue période d'incertitude réglementaire. Le projet de loi unique est la réponse à la menace de pénurie d'électricité en hiver et à la nécessité d'accélérer massivement le développement des énergies renouvelables sans compromettre la stabilité du réseau.

2.2 Objectifs et mécanismes du projet de loi unique

Le législateur poursuit à partir de 2026 une double stratégie: accélération du développement tout en intégrant la production au marché.

Les quatre piliers du projet à partir de 2026:

• Primes de marché au lieu de la rétribution de l'injection: Pour les grandes installations (>150 kW), le système de soutien passe de tarifs d'injection fixes à des primes de marché flottantes. Les exploitants d'installations doivent commercialiser eux-mêmes leur électricité; la prime couvre uniquement la différence avec les coûts de revient si le prix du marché baisse trop. Cela oblige les exploitants de grandes installations à se professionnaliser.⁷

• Harmonisation des tarifs de reprise: Pour les plus petites installations (qui ne sont pas en commercialisation directe), le chaos des tarifs des plus de 600 gestionnaires de réseau de distribution suisses prend fin (voir chapitre 6).

• Focus sur l'électricité hivernale: Le développement du PV (surtout sur les toits et les façades) n'est plus seulement considéré comme une mesure écologique, mais comme une infrastructure essentielle à la sécurité. Les installations qui fournissent une part élevée d'électricité en hiver (installations alpines, façades, éoliennes) bénéficient de conditions de planification privilégiées et de contributions d'investissement spécifiques.⁵

• Obligation d'efficacité pour les GRD: Les entreprises d'approvisionnement en énergie sont tenues de prouver des mesures d'efficacité chez leurs clients finaux, ce qui favorise de nouveaux modèles commerciaux de contracting d'économie d'énergie.⁹

2.3 Implications pour l'investissement: la nouvelle architecture du rendement

Les décisions d'investissement à partir de 2026 doivent être prises sous des prémisses totalement nouvelles. La maxime valable pendant des décennies consistant à maximiser simplement la production annuelle (orientation plein sud à plat) est obsolète.

• Production anticyclique: Comme les prix du marché en été ont tendance à s'approcher de zéro ou à devenir négatifs en raison de l'offre excédentaire d'électricité solaire, l'électricité purement estivale n'a presque plus de valeur économique.

• Conception des installations: Les conceptions d'installations bénéfiques pour le réseau et fournissant de l'électricité en hiver gagnent massivement en valeur.

• Angles d'inclinaison prononcés et façades: Ceux-ci captent de manière optimale le soleil d'hiver bas sur l'horizon et sont moins sujets à la couverture neigeuse.

• Orientation est-ouest: Celle-ci lisse la courbe de production tout au long de la journée et réduit le pic de midi, ce qui correspond mieux au profil de consommation propre et minimise les pertes dues au bridage (voir chapitre 7).

Les simplifications réglementaires pour les installations d'intérêt national signifient en outre que les grands projets dans les Alpes ou sur de grandes infrastructures peuvent être réalisés plus rapidement, car les possibilités de recours ont été restreintes et les procédures concentrées.⁵

3. Tarifs d'électricité dynamiques et numérisation de la facturation

3.1 Fin des tarifs pleins et tarifs de nuit

Un changement de paradigme qui touchera directement le quotidien des ménages suisses à partir de 2026 est la disparition progressive des classiques tarifs pleins et tarifs de nuit (HP/HC). Ces modèles statiques, créés à l'origine pour orienter la consommation vers les heures nocturnes (énergie de base des centrales nucléaires et au fil de l'eau), ne correspondent plus à la réalité d'un réseau dominé par le PV fluctuant. Dès 2026, les fournisseurs d'énergie (GRD) devront proposer des tarifs dynamiques (tarifs variables dans le temps) à leurs clients, pour autant que ceux-ci disposent d'un système de mesure intelligent (smart meter).¹¹ La loi sur l'approvisionnement en électricité (LApEl) et l'ordonnance correspondante (OApEl) créent le cadre légal explicite pour cela.

3.2 Fonctionnement sur l'exemple du "tarif à choix" d'EKZ

Des pionniers comme l'entreprise d'électricité du canton de Zurich (EKZ) introduisent des tarifs dynamiques à choix dès 2026. L'analyse de ces tarifs montre la direction que prendra l'ensemble du marché suisse. Le modèle se compose de deux éléments dynamiques ¹³:

• Composante d'énergie dynamique: Elle est basée sur le prix du marché spot (marché day-ahead) de la bourse de l'électricité. Elle reflète la rareté ou l'excédent réel d'énergie. Par un dimanche midi ensoleillé et venteux, ce prix peut être proche de zéro.

• Composante d'utilisation du réseau dynamique: Celle-ci est révolutionnaire. Elle est basée sur la charge locale du réseau. L'objectif est d'écrêter les pics de charge locaux (peak shaving). Si le transformateur du quartier est à sa limite, le tarif réseau augmente; si le réseau est vide, il baisse.

La mécanique: Les prix changent toutes les 15 minutes. Les tarifs pour le lendemain sont généralement transmis la veille (entre 13h00 et 18h00 environ) par API au système de gestion de l'énergie (EMS) du client.

3.3 Conditions technologiques requises et risques

La participation à de tels modèles ne va pas de soi. Elle présuppose impérativement un système de gestion de l'énergie (EMS).

• L'automatisation est obligatoire: Un être humain ne peut pas décider toutes les 15 minutes s'il doit allumer la machine à laver. L'EMS doit piloter de manière entièrement automatisée les grands consommateurs (pompe à chaleur, voiture électrique, chauffe-eau, batterie de stockage). Il reçoit les signaux de prix et optimise le programme de fonctionnement des appareils.

• Transfert du risque: Le risque de volatilité des prix est en partie transféré du fournisseur au client final. Sans automatisation, il existe des risques de coûts élevés si la consommation non pilotée tombe pendant des phases de prix élevés (par exemple la "période sans vent ni soleil" lors d'une froide soirée d'hiver). À l'inverse, les clients disposant d'une grande flexibilité (comme les propriétaires de voitures électriques) peuvent réduire drastiquement leurs coûts d'énergie en rechargeant presque exclusivement aux tarifs les plus bas.¹⁵

4. Communautés électriques locales (CEL): la démocratisation du réseau

4.1 Du RCP à la CEL

Avec l'année 2026, la Suisse introduit un nouvel instrument pour l'approvisionnement décentralisé en énergie: la communauté électrique locale (CEL). Il s'agit d'une extension juridique et physique importante du modèle existant de regroupement pour la consommation propre (RCP).¹¹

La différence cruciale:

• RCP (statu quo jusqu'en 2025): Un RCP agit derrière un point de raccordement au réseau unique. Physiquement et sur le plan du décompte, le RCP apparaît comme un seul gros client vis-à-vis du gestionnaire de réseau. Le réseau interne appartient souvent aux propriétaires. Le modèle était généralement limité à un bâtiment ou à des parcelles directement adjacentes.

• CEL (nouveauté dès 2026): La CEL permet d'échanger de l'électricité via le réseau de distribution public. Le périmètre s'étend à un quartier ou même à une commune politique entière. Les participants conservent leurs compteurs et raccordements individuels.¹⁷

4.2 Incitations économiques: tarifs réseau réduits

Le moteur économique de la CEL est le rabais sur l'utilisation du réseau. Étant donné que l'électricité au sein de la CEL est produite et consommée localement, elle ne sollicite pas les niveaux de réseau supérieurs (haute tension/réseau de transport). Le législateur récompense cela dès 2026 par un tarif réduit d'utilisation du réseau.

Potentiel d'économie: Le rabais sur le prix de l'utilisation du réseau peut être significatif (souvent de 40 à 60 % du prix de base). Cela crée une marge qui peut être partagée entre le producteur solaire et le consommateur. Le producteur reçoit plus que lors de l'injection sur le réseau (voir chapitre 6), le consommateur paie moins que s'il s'approvisionnait auprès du fournisseur de base.¹²

4.3 Impacts sociaux et structurels

La CEL permet pour la première fois une large participation à la transition énergétique pour des groupes qui en étaient jusqu'ici exclus:

• Locataires et copropriétaires: Ils peuvent faire partie d'une CEL même si leur propre toit n'est pas adapté.

• Commerces: Une entreprise industrielle disposant d'une grande surface de toiture mais d'une faible consommation propre le week-end peut désormais vendre son électricité solaire aux quartiers résidentiels environnants.

• Exploitants de stockage: Même les simples exploitants de systèmes de stockage peuvent participer à une CEL et servir de tampon pour la communauté.¹⁷

5. Évolution du stockage: technologie et rentabilité

5.1 Diversification technologique: sodium-ion et état solide

Le marché du stockage opère en 2026 une transition d'un simple "secours de secours" vers des hubs d'échange intelligents. Sur le plan technologique, le marché se diversifie afin de réduire la dépendance à l'égard de matières premières critiques comme le lithium et le cobalt.

• Batteries sodium-ion (Sodium-Ion): Cette technologie est l'une des tendances les plus excitantes pour 2026. Elle se passe complètement de lithium et utilise à la place du sodium facilement disponible. Bien que sa densité énergétique soit inférieure à celle du Li-Ion, ce qui la rend moins attractive pour les voitures électriques à longue autonomie, le poids est secondaire pour le stockage stationnaire domestique. Les avantages résident dans les coûts (matières premières moins chères), la sécurité (ininflammable) et la performance à basse température (important pour les systèmes stockés dans des garages ou à l'extérieur en Suisse). On attend la percée commerciale de cette technologie dans le segment stationnaire pour 2026.²⁰

• Batteries à l'état solide (Solid-State): Celles-ci restent largement réservées au segment premium des véhicules électriques en 2026, mais pourraient atteindre les premiers stockages domestiques haut de gamme où le gain d'espace est critique.

5.2 Rentabilité sous de nouvelles conditions de cadre (Spread & Arbitrage)

Jusqu'en 2025, les batteries de stockage en Suisse étaient souvent installées pour des raisons idéologiques ou pour simplement augmenter l'autarcie ("indépendance vis-à-vis du GRD"). À partir de 2026, le calcul se transforme en une véritable logique commerciale, portée par trois facteurs ¹²:

• Écart tarifaire (Spread): La différence entre le faible tarif de reprise en été (prix du marché) et le prix d'achat en hiver ou le soir (frais de réseau et taxes compris) augmente massivement. Chaque kilowattheure stocké et consommé localement permet d'économiser environ 20 à 25 ct.

• Arbitrage intraday: En combinaison avec les tarifs dynamiques (chapitre 3), les systèmes de stockage peuvent charger de l'électricité réseau bon marché en hiver lorsque le PV produit peu, pendant les heures creuses (par exemple la nuit en cas de pics de vent ou le dimanche après-midi), et la restituer pendant les phases de prix élevés le matin ou le soir. L'EMS devient un trader.

• Exonération des tarifs d'utilisation du réseau: L'exonération explicite des tarifs d'utilisation du réseau pour la réinjection (pour les stockages sans consommation finale) incite à la mise en place de grands stockages utiles au réseau, proposant de l'énergie de réglage.⁶

5.3 Influence du règlement de l'UE sur les batteries

Bien que la Suisse ne soit pas membre de l'UE, le règlement européen sur les batteries, dont les phases importantes entrent en vigueur en 2026, a une influence directe. Les importateurs et fabricants suisses doivent se conformer à ces exigences pour rester compétitifs.

• Empreinte CO2: Dès 2026 (pour les batteries industrielles) et de manière échelonnée pour d'autres types, un justificatif d'empreinte CO2 ("passeport batterie") devra être fourni. Cela désavantage les batteries issues d'une production à forte intensité de charbon et favorise les batteries "vertes".

• Taux de recyclage: Des exigences sur la part de matériaux recyclés obligent l'industrie à s'orienter vers une économie circulaire.

• Second-life: Le règlement définit clairement le statut des batteries de second-life, ce qui professionnalise le marché suisse des batteries d'EV d'occasion reconverties en stockage stationnaire.²²

6. Harmonisation des tarifs de reprise

6.1 La fin du patchwork

L'une des réformes politiques et économiques les plus marquantes à partir du 1er janvier 2026 est l'harmonisation à l'échelle suisse des rétributions de reprise. Le système précédent, où chacun des plus de 600 gestionnaires de réseau de distribution (GRD) fixait ses propres tarifs (allant de <4 ct. à >20 ct.), est remplacé par un modèle de référence uniforme au niveau national.¹¹

6.2 La mécanique des prix trimestriels

Sauf accord individuel (par ex. un PPA), la rétribution est basée sur le prix de marché de référence moyen trimestriel. L'Office fédéral de l'énergie (OFEN) calcule ce prix rétroactivement après chaque trimestre sur la base des prix du marché spot.²⁵

Les conséquences:

• Volatilité saisonnière: En été (T2/T3), lorsque les installations solaires produisent le plus, les prix du marché s'effondrent souvent en raison de l'offre excédentaire européenne. La rétribution sera basse durant ces trimestres (les prévisions tablent sur un tarif de 2 à 4 ct.).

• Bonus d'hiver: En hiver (T1/T4), les prix augmentent. Cela récompense les installations qui fournissent de l'énergie en hiver (voir chapitre 2.3).

6.3 Le filet de sécurité: la rétribution minimale

Afin de ne pas freiner le développement des petites installations, la Confédération instaure une limite inférieure.

• Installations < 30 kW: Une rétribution minimale d'environ 6 ct./kWh (plus éventuellement la rétribution des garanties d'origine, GO) s'applique. Même si le prix du marché tombe à 2 ct., les exploitants de petites installations recevront tout de même 6 ct. Il s'agit d'une option de vente pour le propriétaire, financée par le fonds pour le supplément réseau.²⁵

• Installations 30–150 kW: Une rétribution minimale glissante s'applique, diminuant avec la taille de l'installation (formule: 180 / puissance en kW). Une installation de 90 kW ne recevrait ainsi plus que 2 ct./kWh de rétribution minimale pour la part de puissance supérieure à 30 kW. Cela pousse les exploitants de plus grandes installations à assumer davantage de responsabilités sur le marché et favorise la consommation propre.²⁷

Garanties d'origine (GO): En plus du prix de l'énergie physique, la plus-value écologique est rétribuée via des garanties d'origine. Là aussi, une standardisation se dessine, bien que de nombreux distributeurs (comme EKZ) introduisent des plafonds (par exemple max. 3 ct./kWh) pour limiter les coûts globaux.²⁶

7. Régulation d'injection utile au réseau: la règle des 70 %

7.1 Nécessité technique

Le développement massif des installations PV entraîne, lors des journées ensoleillées, une surcharge des transformateurs et des lignes dans de nombreux réseaux de distribution locaux. L'extension classique du réseau (poser du cuivre sous terre) est trop coûteuse et trop lente. C'est pourquoi la régulation d'injection utile au réseau entre en vigueur au 1er janvier 2026.²⁸

7.2 Mise en œuvre et impacts

Les nouvelles installations PV (ainsi que les installations existantes lors du remplacement de l'onduleur) ne peuvent pas injecter plus de 70 % de leur puissance DC installée (puissance du générateur) au point de raccordement du réseau. Exemple: une installation de 10 kWp de puissance de module installée ne peut injecter que 7 kW au maximum sur le réseau.

• Peak Shaving: Comme les installations PV n'atteignent que rarement leur puissance nominale (journées froides et claires à midi) et que la courbe de production est en forme de cloche, le bridage ne concerne que le pic absolu.

• Perte énergétique: Des études (par exemple de la BFH et de Groupe E) montrent que la perte énergétique due à ce bridage est minime (souvent < 1 à 3 % du rendement annuel). Le préjudice économique est encore plus faible, car ces pics surviennent précisément au moment où le prix de l'électricité sur le marché est de toute façon le plus bas.²⁸

• Utilisation intelligente: La régulation n'interdit pas de produire plus de 70 %, mais seulement d'injecter cet excédent. L'énergie située au-dessus de la limite peut être utilisée pour la consommation propre (recharge de l'EV, chauffage du chauffe-eau, charge de la batterie). La règle des 70 % agit ainsi comme une forte incitation ("nudge") à l'installation de stockages et de systèmes de contrôle intelligents (EMS).²⁹

8. Convergence de la mobilité et du réseau électrique (V2G/V2H)

8.1 La percée réglementaire

L'année 2026 s'annonce comme celle où le Vehicle-to-Grid (V2G) passe du stade de projet pilote à la réalité commerciale. Les obstacles réglementaires qui empêchaient jusqu'ici d'utiliser la voiture comme stockage disparaissent.

• Suisse: La nouvelle loi sur l'électricité et l'ordonnance sur l'approvisionnement en électricité (OApEl) prévoient que les tarifs d'utilisation du réseau pour l'électricité stockée puis réinjectée soient remboursés. Cela s'applique explicitement aux stockages mobiles (voitures électriques), pour autant qu'ils disposent d'un système de mesure intelligent. Cela élimine la double taxation économiquement pénalisante (la taxe de réseau lors de la charge de la voiture ET lors de la décharge dans la maison/réseau aurait été due sans cette règle). Les batteries de véhicules sont assimilées réglementairement aux stockages stationnaires.¹⁹

• Allemagne: Dans le pays voisin également, les doubles taxes sur le réseau disparaissent à partir de 2026, ce qui stimulera le marché des bornes de recharge bidirectionnelles dans toute l'Europe.³⁴

8.2 Normes et technique (ISO 15118-20)

La base technique repose sur la norme ISO 15118-20. Celle-ci permet une communication intelligente entre le véhicule et le réseau ("Plug & Charge" ainsi que recharge bidirectionnelle). D'ici 2026, on s'attend à ce que la majorité des nouveaux modèles de voitures électriques et de bornes de recharge prennent en charge ce standard d'usine. La distinction entre la charge DC (borne chère, onduleur dans la borne) et la charge AC (borne moins chère, onduleur dans la voiture) reste une compétition technique. Pour le marché de masse (V2H), les experts voient des avantages dans les solutions AC dès que les constructeurs automobiles les autoriseront.³⁵

8.3 Cas d'application

• V2H (Vehicle-to-Home): L'EV sert de stockage domestique géant (capacité de 50 à 80 kWh contre 10 kWh pour un système stationnaire) pour augmenter l'autarcie et contourner le bridage des 70 %. Il permet de tenir facilement plusieurs jours sans soleil.

• V2G (Vehicle-to-Grid): Les flottes agrégées fournissent de la puissance de réglage. Comme les exploitants de stockage peuvent également participer aux CEL en Suisse à partir de 2026, les voitures électriques pourraient théoriquement échanger leur électricité à l'échelle du quartier.³⁶

9. Obligation solaire et enveloppe du bâtiment

9.1 Hétérogénéité cantonale

Tandis que la Confédération fixe les grandes lignes avec le projet de loi unique, les prescriptions de construction restent du ressort des cantons. En 2026, l'image globale est hétérogène, ce qui représente un défi pour les maîtres d'ouvrage et les planificateurs.

• Nouvelles constructions: Dans presque tous les cantons (par exemple Zurich, Argovie, Vaud), l'autoproduction d'électricité est de fait obligatoire pour les nouveaux bâtiments (via MoPEC 2014/2025). Qui construit à neuf, construit solaire.³⁷

• Bâtiments existants: Les avis divergent ici.

  • Canton de Berne: Une obligation solaire étendue pour les bâtiments existants (rénovations) a été rejetée par le peuple. Le contre-projet, qui pourrait entrer en vigueur en 2026, limite l'obligation aux nouvelles constructions et aux grands parkings.⁴

  • Canton de Zurich: Il n'y a pas d'obligation générale pour les bâtiments existants, mais des exigences strictes lors du remplacement du chauffage (chauffer avec du renouvelable), ce qui mène souvent indirectement au PV.³⁸

9.2 Allègements: procédure d'annonce pour les façades

Afin de libérer le potentiel de production d'électricité hivernale sur les façades, la Confédération a adapté la loi sur l'aménagement du territoire. Dès 2026, des procédures d'annonce simplifiées (à la place d'une procédure de permis de construire) s'appliquent pour les installations solaires en façade, pour autant qu'elles ne soient pas situées dans des zones protégées. Cela réduit considérablement les obstacles bureaucratiques et les coûts pour le PV de façade et rend les solutions BIPV (voir chapitre 1) plus attrayantes.³

10. Décarbonation de l'industrie et corporate PPAs

10.1 Ordonnance sur le CO2 et mécanisme d'ajustement aux frontières

L'ordonnance révisée sur le CO2 et la loi sur le CO2, développées par la Suisse en accord avec les objectifs climatiques de l'UE, mettent l'industrie sous pression. Dès 2026, les allocations de droits d'émission gratuits dans le système d'échange de quotas d'émission (SCE) seront encore réduites. Cela renchérit les émissions de CO2. En parallèle, l'économie d'exportation suisse se prépare au mécanisme d'ajustement carbone aux frontières (MACF) de l'UE. Les entreprises suisses doivent prouver que leurs produits sont "verts" sous peine de payer des taxes douanières punitives lors de l'exportation vers l'UE. Cela stimule la demande de garanties d'origine et de contrats de vente directe d'électricité (PPA).⁴¹

10.2 L'essor des Corporate PPAs

En raison de l'évolution incertaine des prix de marché (voir chapitre 6), les grands consommateurs (industrie, centres de données) et les exploitants de grandes installations (investisseurs) recherchent la stabilité. Les Corporate Power Purchase Agreements (PPAs) connaissent un véritable boom en 2026. Une entreprise conclut ainsi un contrat à long terme (par exemple 10 ans) directement avec un exploitant de parc solaire.

• Avantage pour le consommateur: sécurité des prix et preuve verte pour le reporting ESG.

• Avantage pour le producteur: bankability (finançabilité) du projet grâce à des revenus sécurisés, indépendants des prix trimestriels volatils du marché ou de la baisse des rétributions minimales. Le projet de loi unique soutient cette tendance en améliorant les conditions-cadres pour la vente directe et le transit (par exemple au sein des CEL ou par des règles de décompte claires).⁴³

Conclusion: la nouvelle complexité comme opportunité

L'année solaire 2026 en Suisse est marquée par la transition d'une phase de soutien public à une phase d'intégration au marché. Le principe de la "distribution par arrosoir" des rétributions statiques cède la place à un système qui récompense la flexibilité, l'électricité d'hiver et le comportement utile au réseau.

Pour les propriétaires d'installations, la complexité augmente: ils doivent décider s'ils veulent faire partie d'une CEL, choisir des tarifs dynamiques, utiliser leur EV comme batterie de stockage et comment dimensionner leur installation (règle des 70 %). Le simple calcul "couvrir tout le toit, injecter, encaisser la rétribution" n'est plus valable sans réserve.

Tableau: Comparatif des stratégies 2025 vs 2026

Pourtant, cette complexité offre d'immenses opportunités: quiconque gère son système intelligemment et y intègre des solutions de stockage peut réduire considérablement ses coûts énergétiques malgré la volatilité des marchés, et contribuer activement à la stabilité du réseau électrique suisse. Le marché solaire en 2026 n'est plus seulement un marché de modules, mais avant tout un marché de données, de flexibilité et de pilotage intelligent.

Configurer maintenant un stockage de batterie et augmenter sa consommation propre: modual.ch/konfigurator

Sources

1. Watts Next? The Biggest Game Changers in Solar Tech for 2026 - SunGarner, consulté le 23 décembre 2025, https://www.sungarner.com/blogs/home/details/the-biggest-game-changers-in-solar-tech-for-2026

2. 7 New Solar Panel Technology Trends for 2026 - GreenLancer, consulté le 23 décembre 2025, https://www.greenlancer.com/post/solar-panel-technology-trends

3. Ab 2026: Meldeverfahren für Fassaden-PV - Swissolar, consulté le 23 décembre 2025, https://www.swissolar.ch/de/news/detail/ab-2026-meldeverfahren-fuer-fassaden-pv-78578

4. Solarpflicht Bern: Was Hauseigentümer im Kanton Bern jetzt wissen müssen, consulté le 23 décembre 2025, https://www.energyunlimited.ch/solar-ratgeber/solarpflicht-bern

5. Sichere Stromversorgung - Département fédéral de l'environnement, des transports, de l'énergie et de la communication DETEC, consulté le 23 décembre 2025, https://www.uvek.admin.ch/de/sichere-stromversorgung

6. Stromgesetz: Neue Regelungen und viele Umsetzungsfragen - Association des entreprises électriques suisses | AES, consulté le 23 décembre 2025, https://www.strom.ch/de/perspective/stromgesetz-neue-regelungen-und-viele-umsetzungsfragen

7. Umsetzung Stromgesetz: Ein wichtiger Schritt für die Energiewende – swisscleantech, consulté le 23 décembre 2025, https://www.swisscleantech.ch/artikel/stromgesetz-ein-wichtiger-schritt-fuer-die-energiewende/

8. Änderung der Abnahme- und Vergütungspflicht für erneuerbare Energien | AES, consulté le 23 décembre 2025, https://www.strom.ch/de/nachrichten/aenderung-der-abnahme-und-verguetungspflicht-fuer-erneuerbare-energien

9. Stromgesetz (Mantelerlass) | AES - Association des entreprises électriques suisses, consulté le 23 décembre 2025, https://www.strom.ch/de/schwerpunkte/stromgesetz-mantelerlass

10. Wichtigste Änderungen im Schweizer Stromgesetz - Regionalwerke Baden, consulté le 23 décembre 2025, https://www.regionalwerke.ch/privat-geschaeftskunden/news/detail/wichtigste-aenderungen-im-schweizer-stromgesetz

11. Strommarkt 2026: Was sich in der Schweiz ändert | energy unlimited, consulté le 23 décembre 2025, https://www.energyunlimited.ch/solar-ratgeber/strommarkt-2026-was-sich-in-der-schweiz-aendert

12. Was lohnt sich? Solarstrom verkaufen, einspeisen oder speichern? - Heizungsmacher AG, consulté le 23 décembre 2025, https://www.heizungsmacher.ch/wissen/solarstrom-verkaufen-in-der-schweiz-einspeisen-eigenverbrauch-oder-direktvermarktung

13. EKZ führt ab 2026 dynamische Tarife als Wahltarif ein, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ekz.ch/de/blue/wissen/2025/dynamische-wahltarife-2026.html

14. Tarife für Privatkunden - EKZ, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ekz.ch/de/angebote/strom/tarife/stromtarife-privatkunden.html

15. Dynamischer Tarif - EKZ, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ekz.ch/de/angebote/strom/tarife/dynamischer-wahltarif.html

16. 2026 wird das Jahr der Batteriespeicher – Was Installateure jetzt wissen müssen, consulté le 23 décembre 2025, https://www.elektron.ch/de/news/2026-wird-das-jahr-der-batteriespeicher-was-installateure-jetzt-wissen-muessen

17. Ab 2026 mit LEG die Energiewende lokal mitgestalten - EKZ, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ekz.ch/de/blue/wissen/2025/2026-LEG-Energiewende-lokal-mitgestalten.html

18. Neues Stromgesetz: Was Unternehmen jetzt wissen müssen - Basler & Hofmann, consulté le 23 décembre 2025, https://www.baslerhofmann.ch/impulse/neues-stromgesetz-was-unternehmen-jetzt-wissen-muessen

19. Switzerland expands rules for rooftop solar, storage, energy communities - PV Magazine, consulté le 23 décembre 2025, https://www.pv-magazine.com/2025/02/24/switzerland-expands-rules-for-rooftop-solar-storage-energy-communities/

20. 2026 Trends: The Future of Home Energy Storage Solutions - Anern Store, consulté le 23 décembre 2025, https://www.anernstore.com/blogs/diy-solar-guides/2026-trends-home-energy-storage

21. Dive into the Top 10 Energy Storage Trends & Innovations [2026], consulté le 23 décembre 2025, https://www.startus-insights.com/innovators-guide/energy-storage-trends/

22. Batteriespeicher mit Photovoltaik - Swissolar, consulté le 23 décembre 2025, https://www.swissolar.ch/02_markt-politik/batteriespeicherbericht/130525_batteriespeicher_bericht_sws.pdf

23. Die EU-Batterieverordnung - IHK Elbe-Weser, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ihk.de/elbeweser/produktmarken/themen-fuer-unternehmen/umweltschutz/abfallwirtschaft/eu-batterieverordnung-6061356

24. Neue EU-Batterieverordnung: Maßnahmen für eine nachhaltige Kreislaufwirtschaft - rebat, consulté le 23 décembre 2025, https://www.rebat.de/neue-eu-batterieverordnung-massnahmen-fuer-eine-nachhaltige-kreislaufwirtschaft/

25. Rückliefertarife 2026 - EKZ, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ekz.ch/de/blue/wissen/2025/rueckliefertarife-2026.html

26. Rückliefertarife - EKZ, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ekz.ch/de/privatkunden/solaranlage/gut-zu-wissen/rueckliefertarife.html

27. Rückliefertarife 2026: Fakten, die Sie wissen sollten - Werke Fehraltorf, consulté le 23 décembre 2025, https://www.werkefehraltorf.ch/aktuelles/109145

28. Netzdienliche Einspeiseregelung - BKW, consulté le 23 décembre 2025, https://www.bkw.ch/de/strom-in-der-grundversorgung/fuer-fachpersonen-und-partner/netzdienliche-einspeiseregelung

29. Solar-Einspeisebegrenzung: Was bedeutet das für Ihre Solaranlage? - EWS AG, consulté le 23 décembre 2025, https://ews.ch/produkte-dienstleistungen/energie/netz-nutzen/meldewesen-und-geraete/einspeisebegrenzung

30. Mehr Solarstrom im Netz - EWO - Elektrizitätswerk Obwalden, consulté le 23 décembre 2025, https://ewo.ch/news/mehr-solarstrom-im-netz/

31. Zukunft braucht Flexibilität: Batterien als Schlüssel zur Energiewende | AES, consulté le 23 décembre 2025, https://www.strom.ch/de/perspective/zukunft-braucht-flexibilitaet-batterien-als-schluessel-zur-energiewende

32. Bidirektionales Laden: V2H, V2G und V2L im Überblick | CKW, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ckw.ch/gebaeudetechnik/ladeinfrastruktur/bidirektionales-laden

33. Loi fédérale sur une alimentation en électricité sûre reposant sur des énergies renouvelables: modification de l'ordonnance sur l'approvisionnement en électricité avec entrée en vigueur au 1er janvier 2026 Rapport explicatif - Admin, consulté le 23 décembre 2025, https://www.newsd.admin.ch/newsd/message/attachments/91799.pdf

34. Bundestag schafft Durchbruch für bidirektionales Laden: Vehicle-to-Grid wird möglich, consulté le 23 décembre 2025, https://mobilityhouse-energy.com/de_de/news/artikel/bundestag-schafft-durchbruch-fuer-bidirektionales-laden-vehicle-to-grid-wird-moeglich

35. Die Umsetzung von V2G - The Mobility House Energy, consulté le 23 décembre 2025, https://mobilityhouse-energy.com/de_de/knowledge-center/artikel/umsetzung-von-v2g

36. Swiss Review: In the future, millions of cars will combine their batteries, consulté le 23 décembre 2025, https://www.swisscommunity.org/en/news-media/swiss-revue/article/in-the-future-millions-of-cars-will-combine-their-batteries

37. Energiewende in den Kantonen: Vorschriften & Alternativen | heizungsmacher.ch, consulté le 23 décembre 2025, https://www.heizungsmacher.ch/wissen/energiewende-in-den-kantonen-vorschriften-und-alternativen

38. Bauvorschriften Energie | Kanton Zürich, consulté le 23 décembre 2025, https://www.zh.ch/de/planen-bauen/bauvorschriften/bauvorschriften-gebaeude-energie.html

39. Kanton Bern : Solarpflicht auf Neubauten sowie bei grossen Parkplatzneubauten, consulté le 23 décembre 2025, https://energiehub-gebaeude.ch/fokus/kanton-bern-solarpflicht-auf-neubauten-sowie-bei-grossen-parkplatzneubauten/

40. Solaranlage melden | Kanton Zürich, consulté le 23 décembre 2025, https://www.zh.ch/de/planen-bauen/baubewilligung/baueingabe-verfahren/meldeverfahren-solaranlagen-waermepumpen-eladestationen/solaranlage-melden.html

41. Le Conseil fédéral met en vigueur la révision partielle de l'ordonnance sur le CO2 dans le secteur du SCE, consulté le 23 décembre 2025, https://www.news.admin.ch/de/newnsb/WTThXJcjph3bZSS7GF3_1

42. Neue CO2-Verordnung: Bundesrat straft Spitzenreiter ab! - Swissmem, consulté le 23 décembre 2025, https://www.swissmem.ch/de/themen/nachhaltigkeit/neue-co2-verordnung-bundesrat-straft-spitzenreiter-ab.html

43. Horizons Top Trends 2026, consulté le 23 décembre 2025, https://www.spglobal.com/energy/en/news-research/special-reports/energy-transition/horizons-top-cleantech-trends-2026