Analyse globale du marché axée sur les réglementations suisses et l'injection dynamique

L’année 2026 marque un tournant historique dans le domaine des énergies renouvelables, en particulier dans le contexte suisse. Alors que l’industrie solaire mondiale évolue technologiquement vers l’ultra-haute efficacité et des chimies de stockage diversifiées, la Suisse opère un changement de système réglementaire historique. L’entrée en vigueur complète de l’acte unique ("Mantelerlass" / loi fédérale pour un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables) au 1er janvier 2026 met fin à l’ère du soutien statique et amorce 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 de marché suisses. Au cœur de cette mutation se trouve la transition d’une focalisation pure sur la production vers une flexibilisation de l’ensemble du système : les tarifs dynamiques, les rétributions de reprise harmonisées, les communautés électriques locales (CEL) et l’assimilation réglementaire des batteries de véhicules (Vehicle-to-Grid / V2G) deviennent les moteurs centraux de la rentabilité. L’ère de l’injection aveugle prend fin ; l’ère de la gestion dynamique de l’énergie, guidée par les données, commence.

L’analyse démontre qu’à partir de 2026, les décisions d’investissement devront suivre une logique fondamentalement nouvelle. L’objectif n’est plus de maximiser la récolte 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 mondiale du PV en 2026 : au-delà de la limite du silicium

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

Technologiquement, l’année 2026 sera marquée par la domination définitive du marché par les technologies de cellules de type n, qui remplacent les anciennes cellules PERC (Passivated Emitter and Rear Cell) de type p. La capacité de production mondiale s’est massivement déplacée en faveur du TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) et de l’HJT (Heterojunction). 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 tout juste inférieurs à 20 % à 22 %, la nouvelle génération de panneaux repousse de manière significative les standards commerciaux dans une fourchette de 25 % à 28 % d’efficacité. Ce saut d’efficacité n’est pas incrémental, il est 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, les lignes de production existantes ayant pu être adaptées avec un investissement modéré. En 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 exigeante. En 2026, les modules HJT domineront surtout dans le segment premium et pour les applications exigeant une puissance maximale sur un espace limité.

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 (coûts indirects et main-d'œuvre), cette tendance est de la plus haute importance. La Suisse n’est pas un pays de plaines adaptées aux immenses centrales au sol ; le développement se fait sur les toits, sur les façades et sur les infrastructures.

• L’efficacité de surface comme moteur de rendement : les modules à plus forte densité de puissance permettent d’obtenir un rendement supérieur sur une même surface. C’est un facteur décisif car les coûts d’installation système ("Balance of System" : 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 par faible luminosité sur le Plateau : les nouvelles technologies de cellules, en particulier l’HJT, offrent des avantages significatifs par lumière diffuse et ciel nuageux. Dans les zones de brouillard typiques du Plateau suisse durant le semestre hivernal, cela améliore le coefficient de performance annuel des installations et contribue à l’approvisionnement critique en électricité en hiver.

1.3 Le game-changer : les cellules tandem pérovskite-silicium

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

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 isolée et promet des rendements au-delà de la limite théorique de Shockley-Queisser pour le 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 à cellules solaires intégrées (VIPV), avant de pénétrer le marché de masse vers la fin de la décennie.

1.4 L’esthétique et l’intégration au bâtiment (BIPV) comme standard

Poussées par des prescriptions de construction plus strictes et des exigences esthétiques élevées en Suisse (particulièrement dans les zones de protection des sites construits), les solutions intégrées aux bâtiments (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 bénéficient des gains d’efficacité de la technologie de base. Comme la procédure de notification pour les installations photovoltaïques sur façade est encore simplifiée et standardisée en Suisse à partir de 2026, les solutions de façade esthétiques connaissent un boom de la demande.³

2. L'acte unique suisse ("Mantelerlass") : 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 l'acte unique ("Mantelerlass"). Après l’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) entrent en vigueur au 1er janvier 2026.⁵

Cela met fin à des années d’incertitude réglementaire. Cet acte unique est la réponse face 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 de l’acte unique

À partir de 2026, le législateur poursuit une double stratégie : accélération de la construction de nouvelles installations et intégration simultanée au marché.

Les quatre piliers de la loi à partir de 2026 :

• Primes de marché au lieu du tarif d'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 le coût de revient si le prix du marché baisse trop. Cela pousse les exploitants de grandes installations à se professionnaliser.⁷

• Harmonisation des tarifs de reprise : pour les petites installations (non soumises à la commercialisation directe), le chaos tarifaire d’un réseau de distribution à l'autre parmi les plus de 600 gestionnaires de réseau suisses prend fin (voir chapitre 6).

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

• Obligation d’efficacité pour les GRD : les entreprises d'approvisionnement en électricité ont l’obligation de prouver des mesures d’efficacité auprès de leurs clients finaux, ce qui favorise de nouveaux modèles commerciaux de contracting d’économies d’énergie.⁹

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

À partir de 2026, les décisions d’investissement doivent s’appuyer sur des bases entièrement nouvelles. La maxime valable pendant des décennies, consistant uniquement à maximiser la production annuelle (orientation plein sud à plat), est obsolète.

• Production anticyclique : comme les prix de marché ont tendance à tendre vers zéro ou à devenir négatifs en été en raison de l’excédent d’énergie solaire, l’électricité exclusivement estivale n’a presque plus de valeur économique.

• Conception de l’installation : les conceptions d’installations qui sont favorables au réseau et qui fournissent de l’électricité en hiver gagnent massivement en valeur.

• Angles d’inclinaison raides & façades : ceux-ci captent de manière optimale le soleil d’hiver bas sur l’horizon et sont moins sujets à l’accumulation de neige.

• 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 d’autoconsommation et minimise les pertes par écrêtage (voir chapitre 7).

De plus, les allègements réglementaires pour les installations d’intérêt national signifient que les grands projets dans les Alpes ou sur les grandes infrastructures peuvent être réalisés plus rapidement, les possibilités de recours ayant été restreintes et les procédures concentrées.⁵

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

3.1 Fin des tarifs d'heures pleines et d'heures creuses

Un changement de paradigme qui aura un impact direct sur le quotidien des ménages suisses à partir de 2026 est la disparition progressive des tarifs classiques heures pleines / heures creuses (HP/HC). Ces modèles statiques, créés à l’origine pour orienter la consommation vers les heures de nuit (énergie en ruban des centrales nucléaires et au fil de l’eau), ne correspondent plus à la réalité d’un réseau dominé par le PV fluctuant. À partir de 2026, les distributeurs d’énergie (GRD) devront proposer des tarifs dynamiques (tarifs variables dans le temps) à leurs clients équipés d’un système de mesure intelligent (Smart Meter).¹¹ La loi sur l'approvisionnement en électricité (LApEl) et l'ordonnance sur l'approvisionnement en électricité (OApEl) créent le cadre légal explicite à cet effet.

3.2 Fonctionnement sur l’exemple du « tarif à choix » d'EKZ

Les pionniers, à l'image d'EKZ (Elektrizitätswerke des Kantons Zürich), introduisent dès 2026 des tarifs dynamiques au choix. 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 repose sur le prix du marché spot (marché de la veille / Day-Ahead) de la bourse de l’électricité. Elle reflète la rareté ou l’excédent réel d’énergie. 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 de lisser les pics de charge locaux (Peak Shaving). Lorsque le transformateur du quartier est saturé, le prix du réseau augmente ; si le réseau est vide, il diminue.

Le mécanisme : les prix changent par intervalles de 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 préalables et risques

La participation à de tels modèles ne se fait pas de manière spontanée. 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 sa machine à laver. L’EMS doit contrôler de manière entièrement automatisée les gros 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 de risque : le risque de volatilité des prix est en partie transféré du distributeur au client final. Sans automatisation, il existe un risque de piège financier si la consommation a lieu de manière non contrôlée pendant les phases de prix élevés (ex. lors d'une période de froid hivernal sans vent ni soleil / une « Dunkelflaute »). À l’inverse, les clients disposant d’une grande flexibilité (ex. propriétaires de véhicules électriques) peuvent réduire drastiquement leurs coûts énergétiques 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 d’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 essentielle :

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

• CEL (nouveau dès 2026) : la CEL permet de commercialiser l’électricité en utilisant le réseau de distribution public. Le périmètre s’élargit à un quartier ou même à l’ensemble d’une commune politique. Les participants conservent leurs compteurs et raccordements individuels.¹⁷

4.2 Incitations économiques : tarifs de 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 charge pas les niveaux de réseau supérieurs (haute tension / réseau de transport). Le législateur récompense cela dès 2026 par un tarif d’utilisation du réseau réduit.

Potentiel d’économies : la réduction sur le prix de l'énergie lié à l'utilisation du réseau peut être significative (souvent de 40 à 60 % du prix de travail de l’utilisation du réseau). Cela crée une marge qui peut être partagée entre le producteur solaire et le consommateur. Le producteur reçoit plus que s’il injectait dans le réseau (voir chapitre 6), tandis que le consommateur paie moins cher que s’il achetait 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 ne se prête pas au solaire.

• Entreprises de commerce et de services : 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 de simples exploitants d’installations 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 : ions de sodium et état solide

En 2026, le marché du stockage passe du statut de simple « alimentation de secours » à celui de plateforme d’échange intelligente. Sur le plan technologique, le marché se diversifie afin de réduire la dépendance vis-à-vis des matières premières critiques telles que le lithium et le cobalt.

• Batteries sodium-ion (Sodium-Ion) : cette technologie constitue l’une des tendances les plus passionnantes pour 2026. Elle se passe complètement de lithium et utilise à la place du sodium, facilement disponible. Même si sa densité énergétique est inférieure à celle des batteries Li-ion (ce qui la rend moins attrayante pour les voitures électriques à grande autonomie), le poids importe peu pour des installations de stockage stationnaires domestiques. Ses avantages résident dans son coût (matières premières moins chères), sa sécurité (ininflammable) et ses performances à basse température (un point important pour un stockage dans un garage ou à l’extérieur en Suisse). Une percée commerciale dans le segment stationnaire est attendue pour 2026.²⁰

• Batteries à l'état solide (Solid-State) : en 2026, elles restent encore largement réservées au segment premium des véhicules électriques, mais pourraient commencer à apparaître sur les premières batteries de stockage domestiques haut de gamme où le gain de place est critique.

5.2 Rentabilité dans de nouvelles conditions cadres (Spread & Arbitrage)

Jusqu’en 2025, les batteries de stockage en Suisse étaient souvent installées pour des raisons idéologiques ou pour simplement accroître l’autarcie (« indépendance vis-à-vis des GRD »). Dès 2026, le mode de calcul évolue vers un réel plan d'affaires rigoureux, porté par trois facteurs ¹² :

• Écart de tarif (Spread) : la différence entre le faible tarif de reprise en été (prix du marché) et le prix d’achat en hiver ou le soir (y compris coûts de réseau et taxes) augmente massivement. Chaque kilowattheure stocké et consommé par soi-même permet d’économiser environ 20 à 25 ct.

• Arbitrage sur le marché intrajournalier (Intraday) : combinés avec des tarifs dynamiques (chapitre 3), les systèmes de stockage peuvent s'approvisionner durant l’hiver (lorsque le photovoltaïque produit peu) avec de l’électricité du réseau bon marché aux heures de bas tarifs (par exemple la nuit en cas de forts vents ou les dimanches après-midi) pour la restituer pendant les phases de prix élevés du matin ou du soir. Le système de gestion de batterie (BMS) se transforme en courtier.

• Exonération des tarifs d'utilisation du réseau : l’exonération explicite des tarifs de réseau applicables à la restitution de l’énergie injectée (pour le stockage sans consommation finale) incite à la mise en place de grandes capacités de stockage favorables au réseau et proposant de l’énergie de réglage.⁶

5.3 Impact du règlement de l'UE sur les batteries

Même si la Suisse n’est pas membre de l’UE, le nouveau règlement de l’UE sur les batteries, dont les étapes clés s’appliquent en 2026, a une influence directe. Les importateurs et constructeurs suisses doivent se conformer à ses directives pour rester compétitifs.

• Empreinte carbone : à partir de 2026 (pour les batteries industrielles) et de façon échelonnée pour d'autres types de batteries, une preuve de l’empreinte CO2 (« passeport batterie ») doit être apportée. Cela désavantage les batteries issues d'une production à haute intensité de charbon et favorise les batteries « vertes ».

• Taux de recyclage : les directives définissant la part de matériaux recyclés obligent les industriels à s’orienter vers une économie circulaire.

• Second-life : le règlement définit clairement le statut des batteries second-life, ce qui professionnalise le marché suisse des batteries usagées de véhicules électriques réutilisées comme stockage stationnaire.²²

6. Harmonisation des tarifs de reprise

6.1 La fin du patchwork

L'une des modifications les plus marquantes sur les plans politique et économique à partir du 1er janvier 2026 est l’harmonisation des tarifs de reprise à l’échelle suisse. Le système actuel, où chacun des quelque 600 gestionnaires de réseau de distribution (GRD) fixe ses propres tarifs (de moins de 4 ct. à plus de 20 ct.), fait place à un modèle de référence uniforme au niveau fédéral.¹¹

6.2 Le mécanisme des prix trimestriels

Sauf accord spécifique (un accord direct d'achat d'électricité / PPA par exemple), la rétribution se base sur la moyenne trimestrielle du prix de référence du marché. L’Office fédéral de l’énergie (OFEN) calcule ce prix rétrospectivement après chaque trimestre, à partir 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 d’un excédent d’offre à l'échelle européenne. La rémunération sera basse lors de ces trimestres (les prévisions oscillent autour de 2 à 4 ct. par kWh).

• Bonus d’hiver : en hiver (T1/T4), les prix remontent. Cela récompense les installations qui produisent également en hiver (voir chapitre 2.3).

6.3 Le garde-fou : la rétribution minimale

Pour éviter de bloquer le développement des petites installations, la Confédération instaure un seuil minimal.

• Installations < 30 kW : un tarif de reprise minimal (estimé à 6 ct./kWh, plus éventuellement la garantie d’origine) s'applique. Si le prix du marché baisse à 2 ct., l’exploitant d'une petite installation touche tout de même 6 ct. C’est une option de vente ("put") pour le propriétaire de l'installation, financée par le fonds pour le supplément réseau.²⁵

• Installations entre 30 et 150 kW : une rétribution minimale dégressive s’applique, celle-ci diminuant à mesure que la taille de l’installation augmente (formule : 180 / puissance en kW). Une installation de 90 kW ne recevrait ainsi plus que 2 ct./kWh de rémunération minimale pour la puissance dépassant le seuil des 30 kW. Cela implique une plus grande responsabilité commerciale pour les exploitants de moyennes à grandes installations et encourage l'autoconsommation.²⁷

Garanties d’origine (GO) : en plus du tarif pour l’énergie physique, la plus-value écologique fait l'objet d'une rémunération via les garanties d’origine. Une standardisation se dessine ici également, de nombreux distributeurs (tels qu'EKZ) instaurant des plafonds (ex. max. 3 ct./kWh) pour limiter les coûts globaux.²⁶

7. Clause d'injection favorable au réseau : la règle des 70 %

7.1 Nécessité technique

La multiplication massive des installations photovoltaïques conduit, par journées ensoleillées, à des surcharges sur les transformateurs et les lignes de nombreux réseaux de distribution locaux. L’extension traditionnelle du réseau (poser davantage de câbles de cuivre dans le sol) s'avère trop coûteuse et trop lente. C'est pourquoi la réglementation de l’injection favorable au réseau entre en vigueur au 1er janvier 2026.²⁸

7.2 Mise en œuvre et conséquences

Les nouvelles installations photovoltaïques (ainsi que les installations existantes remplaçant leur onduleur) ne peuvent pas injecter dans le réseau plus de 70 % de leur puissance DC installée (puissance du générateur) au point de raccordement. Exemple : une installation affichant 10 kWp de puissance de modules installée ne peut injecter au maximum que 7 kW sur le réseau.

• Peak Shaving : comme les installations photovoltaïques n’atteignent que rarement leur puissance nominale (lors des journées claires et fraîches vers midi) et que la courbe de production forme une cloche, le bridage ne concerne que la pointe absolue.

• Perte d’énergie : des études (comme celles de la BFH et de Groupe E) indiquent que la perte d’énergie globale générée par 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 cours de l'électricité sur le marché est le plus bas.²⁸

• Utilisation intelligente : la règle n’interdit pas de produire au-delà de 70 %, elle proscrit simplement l’injection sur le réseau. L’énergie dépassant la limite peut être exploitée pour l’autoconsommation (chargement de la voiture électrique, production d'eau chaude via le chauffe-eau, charge de la batterie domestique). La règle des 70 % agit ainsi comme une forte incitation réglementaire ("nudge") en faveur de l’installation de batteries de stockage et de contrôles intelligents (EMS).²⁹

8. Convergence entre mobilité et réseau électrique (V2G/V2H)

8.1 La percée réglementaire

L’année 2026 s'annonce comme celle où la recharge bidirectionnelle (Vehicle-to-Grid / V2G) passera des projets pilotes à une réalité commerciale. Les barrières réglementaires qui empêchaient jusqu'à présent l'usage de la « voiture comme batterie de stockage » tombent.

• Suisse : la nouvelle loi sur l'électricité et l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEl) prévoient le remboursement des tarifs d’utilisation du réseau pour l’électricité stockée puis réinjectée. Cela s’applique explicitement aussi aux stockages mobiles (voitures électriques) dès lors qu'ils sont équipés d'un système de mesure intelligent. Cela évite la « double imposition » économiquement pénalisante (sans cette mesure, la taxe de réseau aurait été due à la fois lors de la charge du véhicule ET lors de sa décharge dans la maison ou vers le réseau). Les batteries de véhicules sont assimilées sur le plan réglementaire aux stockages de type stationnaire.¹⁹

• Allemagne : le pays voisin supprime lui aussi la double imposition de réseau à partir de 2026, donnant ainsi une impulsion forte au marché des wallbox bidirectionnelles dans toute l’Europe.³⁴

8.2 Standards et technique (ISO 15118-20)

Le socle de cette évolution technique repose sur la norme ISO 15118-20. Celle-ci rend possible une communication intelligente entre le véhicule et le réseau (fonctionnalités de « Plug & Charge » et recharge bidirectionnelle). On estime qu’en 2026, la majorité des nouveaux modèles de véhicules électriques et de wallbox prendront en charge cette norme d'usine. La distinction entre la charge DC (wallbox onéreuse avec onduleur intégré à la borne) et la charge AC (wallbox plus abordable avec onduleur intégré au véhicule) reste un axe de compétition technique. Pour le marché de masse domestique (Vehicle-to-Home / V2H), les experts prévoient un avantage pour les solutions AC, sous réserve de validation par les constructeurs automobiles.³⁵

8.3 Cas d’usage

• V2H (Vehicle-to-Home) : l’automobile électrique sert de gigantesque accumulateur domestique (capacité de 50 à 80 kWh comparé aux 10 kWh d'une batterie stationnaire classique) pour augmenter l’autarcie et contourner le bridage des 70 %. Elle permet sans problème de couvrir la consommation durant plusieurs jours sans soleil.

• V2G (Vehicle-to-Grid) : des flottes de véhicules agrégées fournissent de la régulation et des services système au réseau. Puisqu'à partir de 2026, les exploitants d'accumulateurs pourront également s’associer à des CEL en Suisse, les véhicules électriques pourraient théoriquement commercialiser leur électricité à l’échelle d’un quartier.³⁶

9. Obligations de couverture photovoltaïque et enveloppe du bâtiment

9.1 Hétérogénéité cantonale

Alors que la Confédération fixe les grandes lignes via l’acte unique, l’encadrement de la construction relève de la compétence des cantons. L'année 2026 révèle une situation hétérogène qui s'avère complexe pour les maîtres d’ouvrage et les concepteurs.

• Nouvelles constructions : dans presque tous les cantons (ex. Zurich, Argovie, Vaud), la production propre d'électricité sur les nouvelles constructions s’avère obligatoire de fait (selon le MoPEC 2014/2025). Qui construit à neuf, installe du solaire.³⁷

• Bâtiments existants : ici, les approches diffèrent.

  • Canton de Berne : une obligation étendue d’installation solaire sur les bâtiments existants (lors de rénovations) a été rejetée par le peuple. Le contre-projet devant entrer en vigueur en 2026 restreint l’obligation aux constructions neuves ainsi qu’aux nouveaux grands parkings.⁴

  • Canton de Zurich : il n’y a pas d’obligation générale pour les bâtiments existants, mais des exigences strictes en cas de remplacement de système de chauffage (obligation de chauffer aux énergies renouvelables), ce qui mène souvent de manière indirecte au choix du photovoltaïque.³⁸

9.2 Allègements : procédure de simple annonce pour les façades

Afin d’exploiter le potentiel de production d'électricité hivernale sur les façades, la Confédération a adapté la loi sur l’aménagement du territoire (LAT). À partir de 2026, des procédures de simple annonce facilitées (au lieu de demandes de permis de construire standard) s'appliquent aux installations solaires posées en façade, dès lors que le bâtiment ne se trouve pas dans une zone protégée. Cela réduit de façon notable l’effort administratif et administratif, rendant les solutions d’intégration au bâtiment (BIPV / cf. chapitre 1) bien plus attrayantes.³

10. Décarbonation industrielle et contrats d’achat d’électricité (Corporate PPAs)

10.1 Ordonnance sur le CO2 et mécanisme d’ajustement carbone aux frontières

La révision de l’ordonnance sur le CO2 et de la loi sur le CO2, développées par la Suisse en harmonie avec les objectifs climatiques de l'UE, maintiennent l'industrie sous pression. À partir de 2026, les allocations gratuites de droits d’émission au sein du système d’échange de quotas d’émission (SCE) continuent de diminuer. Cet encadrement renchérit le coût des émissions de CO2. En parallèle, l'économie suisse d'exportation se prépare à l’application du mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (MACF / CBAM) de l’Union européenne. Les entreprises helvétiques doivent certifier du caractère « vert » de leur production pour s’épargner des taxes douanières pénalisantes lors de l'exportation vers l’UE. Cette situation dope la demande en garanties d’origine (GO) et en contrats d’approvisionnement d'électricité directs (PPAs).⁴¹

10.2 L’essor des Corporate PPAs

Compte tenu de l'incertitude quant à l’évolution des prix du marché (cf. chapitre 6), les gros consommateurs industriels (usines, centres de données) et les exploitants de grandes installations (investisseurs) recherchent de la visibilité. Les contrats Corporate Power Purchase Agreement (PPA) connaissent un véritable boom en 2026. Par ce moyen, une entreprise conclut un accord à long terme (par exemple sur 10 ans) directement avec un exploitant de centrale solaire.

• Avantage pour le consommateur : garantie de prix fixe et justification d’approvisionnement vert pour les rapports ESG.

• Avantage pour le producteur : « bancabilité » renforcée du projet grâce à des flux de revenus sécurisés, indépendants de la volatilité des prix trimestriels du marché ou de la baisse des tarifs de reprise minimums. L’acte unique soutient cette tendance en assouplissant les conditions cadres de vente directe et de transit de l'énergie (par exemple au sein d’une CEL ou via l'établissement de règles de bilan claires).⁴³

Conclusion : repenser la complexité comme une opportunité

L’année solaire 2026 en Suisse s'illustre par la transition d’une époque de pur soutien financier vers une ère d’intégration pleine au marché. S’éloignant d’un principe de subventionnement statique généralisé, le cadre législatif privilégie désormais la flexibilité, la production hivernale et des comportements vertueux pour préserver les capacités du réseau.

Pour les propriétaires d’installations, la complexité augmente : ils doivent désormais arbitrer l’opportunité de s’associer à une CEL, s’orienter vers des structures de tarifs dynamiques, valoriser leur véhicule électrique comme unité de stockage temporaire et concevoir le dimensionnement de leur installation au regard de la règle d'injection à 70 %. L’équation élémentaire consistant à « couvrir l’intégralité de son toit, injecter l’excédent et empocher la rétribution » n’est plus automatiquement de mise.

Tableau : comparaison des approches stratégiques en 2025 vs 2026

Cette complexité apporte toutefois avec elle des opportunités immenses : l’exploitant qui pilote intelligemment ses équipements et intègre une solution de stockage peut réduire de manière spectaculaire sa facture d’électricité en dépit des fluctuations de marché, tout en apportant une contribution directe au maintien de la stabilité du réseau de distribution suisse. Le marché solaire d'aujourd'hui ne se limite plus à la pose de modules physiques ; il s'illustre avant tout comme un marché de données, de réactivité et d'automatisation stratégique.

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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. À partir de 2026 : procédure d'annonce pour le PV de façade - Swissolar, consulté le 23 décembre 2025, https://www.swissolar.ch/de/news/detail/ab-2026-meldeverfahren-fuer-fassaden-pv-78578

4. Obligation solaire Berne : ce que les propriétaires immobiliers du canton de Berne doivent savoir maintenant, consulté le 23 décembre 2025, https://www.energyunlimited.ch/solar-ratgeber/solarpflicht-bern

5. Approvisionnement en électricité sûr - 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. Loi sur l'électricité : nouvelles réglementations et nombreuses questions sur la mise en œuvre - Association des entreprises électriques suisses | AES, consulté le 23 décembre 2025, https://www.strom.ch/de/perspective/stromgesetz-neue-regelungen-und-viele-umsetzungsfragen

7. Mise en œuvre de la loi sur l'électricité : une étape importante pour le tournant énergétique – swisscleantech, consulté le 23 décembre 2025, https://www.swisscleantech.ch/artikel/stromgesetz-ein-wichtiger-schritt-fuer-die-energiewende/

8. Modification de l'obligation de reprise et de rétribution pour les énergies renouvelables | AES, consulté le 23 décembre 2025, https://www.strom.ch/de/nachrichten/aenderung-der-abnahme-und-verguetungspflicht-fuer-erneuerbare-energien

9. Loi sur l'électricité (acte unique) | AES - Association des entreprises électriques suisses, consulté le 23 décembre 2025, https://www.strom.ch/de/schwerpunkte/stromgesetz-mantelerlass

10. Les principaux changements de la loi suisse sur l'électricité - Regionalwerke Baden, consulté le 23 décembre 2025, https://www.regionalwerke.ch/privat-geschaeftskunden/news/detail/wichtigste-aenderungen-im-schweizer-stromgesetz

11. Marché de l'électricité 2026 : ce qui change en Suisse | energy unlimited, consulté le 23 décembre 2025, https://www.energyunlimited.ch/solar-ratgeber/strommarkt-2026-was-sich-in-der-schweiz-aendert

12. Qu'est-ce qui est rentable ? Vendre, injecter ou stocker de l'électricité solaire ? - Heizungsmacher AG, consulté le 23 décembre 2025, https://www.heizungsmacher.ch/wissen/solarstrom-verkaufen-in-der-schweiz-einspeisen-eigenverbrauch-oder-direktvermarktung

13. EKZ introduit des tarifs dynamiques comme tarif optionnel à partir de 2026, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ekz.ch/de/blue/wissen/2025/dynamische-wahltarife-2026.html

14. Tarifs pour les clients privés - EKZ, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ekz.ch/de/angebote/strom/tarife/stromtarife-privatkunden.html

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

16. 2026 sera l'année des batteries de stockage – Ce que les installateurs doivent savoir maintenant, consulté le 23 décembre 2025, https://www.elektron.ch/de/news/2026-wird-das-jahr-der-batteriespeicher-was-installateure-jetzt-wissen-muessen

17. Façonner localement la transition énergétique dès 2026 avec la CEL - EKZ, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ekz.ch/de/blue/wissen/2025/2026-LEG-Energiewende-lokal-mitgestalten.html

18. Nouvelle loi sur l'électricité : ce que les entreprises doivent savoir maintenant - Basler & Hofmann, consulté le 23 décembre 2025, https://www.baslerhofmann.ch/impulse/neues-stromgesetz-was-unternehmen-jetzt-wissen-muessen

19. La Suisse élargit ses règles pour le solaire en toiture, le stockage et les communautés d'énergie - 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. Tendances 2026 : l'avenir des solutions de stockage d'énergie domestique - Anern Store, consulté le 23 décembre 2025, https://www.anernstore.com/blogs/diy-solar-guides/2026-trends-home-energy-storage

21. Plongez au cœur des 10 principales tendances et innovations en matière de stockage d'énergie [2026], consulté le 23 décembre 2025, https://www.startus-insights.com/innovators-guide/energy-storage-trends/

22. Stockage par batterie avec le photovoltaïque - Swissolar, consulté le 23 décembre 2025, https://www.swissolar.ch/02_markt-politik/batteriespeicherbericht/130525_batteriespeicher_bericht_sws.pdf

23. Le règlement européen sur les batteries - CCI Elbe-Weser, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ihk.de/elbeweser/produktmarken/themen-fuer-unternehmen/umweltschutz/abfallwirtschaft/eu-batterieverordnung-6061356

24. Nouveau règlement européen sur les batteries : mesures pour une économie circulaire durable - rebat, consulté le 23 décembre 2025, https://www.rebat.de/neue-eu-batterieverordnung-massnahmen-fuer-eine-nachhaltige-kreislaufwirtschaft/

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

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

27. Tarifs de reprise 2026 : les faits à connaître - Werke Fehraltorf, consulté le 23 décembre 2025, https://www.werkefehraltorf.ch/aktuelles/109145

28. Régulation de réinjection favorable au réseau - BKW, consulté le 23 décembre 2025, https://www.bkw.ch/de/strom-in-der-grundversorgung/fuer-fachpersonen-und-partner/netzdienliche-einspeiseregelung

29. Limitation de l'injection solaire : qu'est-ce que cela signifie pour votre installation solaire ? - EWS AG, consulté le 23 décembre 2025, https://ews.ch/produkte-dienstleistungen/energie/netz-nutzen/meldewesen-und-geraete/einspeisebegrenzung

30. Plus d'énergie solaire sur le réseau - EWO - Elektrizitätswerk Obwalden, consulté le 23 décembre 2025, https://ewo.ch/news/mehr-solarstrom-im-netz/

31. L'avenir a besoin de flexibilité : les batteries comme clé du tournant énergétique | AES, consulté le 23 décembre 2025, https://www.strom.ch/de/perspective/zukunft-braucht-flexibilitaet-batterien-als-schluessel-zur-energiewende

32. Charge bidirectionnelle : aperçu des technologies V2H, V2G et V2L | CKW, consulté le 23 décembre 2025, https://www.ckw.ch/gebaeudetechnik/ladeinfrastruktur/bidirektionales-laden

33. Loi fédérale pour un approvisionnement en électricité sûr 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. Le Bundestag réalise une percée pour la recharge bidirectionnelle : le Vehicle-to-Grid devient possible, 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. La mise en œuvre du V2G - The Mobility House Energy, consulté le 23 décembre 2025, https://mobilityhouse-energy.com/de_de/knowledge-center/artikel/umsetzung-von-v2g

36. Revue Suisse : À l'avenir, des millions de voitures combineront leurs 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. Tournant énergétique dans les cantons : prescriptions & alternatives | heizungsmacher.ch, consulté le 23 décembre 2025, https://www.heizungsmacher.ch/wissen/energiewende-in-den-kantonen-vorschriften-und-alternativen

38. Réglementations sur l'énergie dans la construction | Canton de Zurich, consulté le 23 décembre 2025, https://www.zh.ch/de/planen-bauen/bauvorschriften/bauvorschriften-gebaeude-energie.html

39. Canton de Berne : obligation solaire sur les nouvelles constructions ainsi que sur les nouvelles grandes aires de stationnement, consulté le 23 décembre 2025, https://energiehub-gebaeude.ch/fokus/kanton-bern-solarpflicht-auf-neubauten-sowie-bei-grossen-parkplatzneubauten/

40. Annoncer une installation solaire | Canton de Zurich, 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. Nouvelle ordonnance sur le CO2 : le Conseil fédéral pénalise les leaders ! - 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