Neues Stromgesetz ab 2025: Große Chancen für die Photovoltaik

Am 9. Juni 2024 stimmten die Schweizer Stimmbürger dem neuen Stromgesetz mit einem Stimmenanteil von 68 % klar zu – ein klares Signal für die Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien. Mit Inkrafttreten der Gesetzesänderungen werden sich die Rahmenbedingungen insbesondere für Photovoltaikanlagen deutlich verbessern. Eine Herausforderung besteht jedoch darin, dass die Verordnungen, also die Ausführungsbestimmungen, noch nicht beschlossen sind. Für das Inkrafttreten der Bestimmungen sind folgende Fristen vorgesehen (ab Juli 2024, vorbehaltlich eines Beschlusses des Bundesrates): Änderungen des Energiegesetzes (ohne Rücknahmetarife) per 1. Januar 2025, Verabschiedung der Verordnungen im November 2024; Änderungen des Stromversorgungsgesetzes (sowie Wiederanlauftarife) zum 1. Januar 2026, Verordnungserlass im ersten Quartal 2025; Änderungen des Raumplanungsgesetzes zum 1. Juli 2025.

Nachfolgend finden Sie einen Überblick über den aktuellen Wissensstand zu Vorschriften, die erhebliche Auswirkungen auf die Photovoltaik (PV) haben:

Wann immer möglich, empfiehlt es sich, Solarenergie dort zu verbrauchen, wo sie erzeugt wird, auch um eine Überlastung der Stromnetze zu vermeiden. In diesem Zusammenhang gibt es zwei wichtige Neuerungen: 

Neu: virtuelle RCPs (ab 2025) Bei virtuellen Zusammenschlüssen für den Eigenverbrauch (RCP) ist die Nutzung von Verbindungsleitungen zum Verteilnetz auch für den Eigenverbrauch zulässig. Darüber hinaus können Messdaten verschiedener Messgeräte virtuell zusammengefasst werden. Dadurch lässt sich der gemeinsame Eigenverbrauch – insbesondere in Bestandsgebäuden – problemlos umsetzen, ohne bestehende Stromzähler auszutauschen und ohne den Austausch von Netzanschlüssen. 

Eigenverbrauchspools (RCP) sind eines der Instrumente der Energiestrategie 2050 des Bundes mit dem Ziel, den Anteil der in der Schweiz produzierten und verbrauchten erneuerbaren Energien zu erhöhen.

Durch ein RCP können mehrere Mieter oder Eigentümer eines Grundstücks oder angrenzender Gebäude in einer einzigen Verbrauchergemeinschaft zusammenkommen, die mit Energie versorgt wird, die von einer gemeinsamen Photovoltaikanlage erzeugt und über einen einzigen Punkt geliefert wird, der mit dem örtlichen Verteilungsunternehmen verbunden ist.

Ein RCP kann aus zusammenhängenden vertikalen Versorgungspunkten innerhalb eines Gebäudes und/oder horizontalen innerhalb einer Nachbarschaft bestehen, vorausgesetzt, dass die Produktionsleistung der gemeinsam genutzten Anlage mindestens 10 % der Leistung des „Anschlusses an das Gemeinschaftsnetz“ beträgt (über 30 kWp).

Ein RCP mit einem Stromverbrauch von mehr als 100 MWh/Jahr (ca. 30 Wohnungen) hat die Möglichkeit, auf den freien Strommarkt zuzugreifen,wie jeder Schweizer Grossverbraucher.

Der Grundeigentümer ist der einzige Vertragspartner gegenüber dem Verteilnetzbetreiber.

¹Energieverordnung (EO), Art. 15, Abs. 1

Neu: CELs (ab 2026)Dank der Neufassung des Stromversorgungsgesetzes können Teilnehmer an lokalen Stromgemeinschaften (CELs) nun das öffentliche Stromnetz zu einem vergünstigten Tarif nutzen, um sich gegenseitig mit selbst produziertem Strom aus erneuerbaren Energien zu versorgen. Teilnehmer an einem CEL müssen in der gleichen Gemeinde, im gleichen Sektor und auf der gleichen Netzebene ansässig sein und mit einem Smart Meter ausgestattet sein. Sie bleiben Kunden des Verteilnetzbetreibers (GRD).

Die Vorteile auf einen Blick: – Größere Anlagen verbessern ihre Wirtschaftlichkeit durch mehr Eigenverbrauch. – Mehr Familien und Unternehmen können von kostengünstiger Solarenergie profitieren. – Die Beteiligung der Bevölkerung an Projekten wird erleichtert. 

Noch zu klärende Aspekte: – Höhe des Nachlasses auf die Netznutzungsabgabe. Sie liegt laut Verordnungsentwurf bei 30 % (bzw. 15 % bei Verwendung mehrerer Netzwerkschichten). – Mindestanschlussleistung der Anlage/Produktionsanlagen: Laut Verordnungsentwurf beträgt der Mindestanteil der Photovoltaik-Stromproduktion bezogen auf die Anschlussleistung 20 %. 

Die vom Verteilnetzbetreiber (VNB) gezahlte Vergütung für den ins Netz eingespeisten Strom wird als Abnahmetarif (auch „Rücknahmetarif“) bezeichnet. Derzeit variiert die Höhe dieses Tarifs zwischen den über 600 GRDs in der Schweiz erheblich (siehe www.pvtarif.ch). 

Neu: Mindesteinspeisetarife Ab 2026 orientiert sich die Vergütung von Strom aus erneuerbaren Quellen am durchschnittlichen vierteljährlichen Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung ins Netz. Darüber hinaus sind Mindesttarife für Anlagen mit einer Leistung bis 150 kW vorgesehen, um sich vor sehr niedrigen Marktpreisen zu schützen. Diese Mindestsätze basieren auf der Abschreibung der Referenzanlagen über deren Nutzungsdauer. 

Die Vorteile auf einen Blick: – Einheitliche Rahmenbedingungen für alle Photovoltaikanlagen in der Schweiz. – Schutz vor starken Schwankungen auf dem Strommarkt. 

Noch zu klärende Aspekte: – Kann ein VNB die Mehrkosten eines über dem durchschnittlichen vierteljährlichen Marktpreis liegenden Tarifs an seine Kunden weitergeben? – Höhe der Mindestvergütung.

Für jede aus dem Stromnetz entnommene Kilowattstunde muss eine Netznutzungssteuer gezahlt werden – der aktuelle Durchschnittspreis für Haushalte liegt bei 12,71 Cent/kWh. Bisher waren nur Pumpturbinenkraftwerke von diesem Tarif ausgenommen.

Neu: Netzentgelt-Erstattung für Batterien Ab 2025 wird das Netzentgelt für den Strom erstattet, den eine Batterie ins Netz einspeist. Bei stationären Speichern wird nur die zuvor aus dem Netz entnommene Menge zurückerstattet. Bei mobilen Speichersystemen (Elektrofahrzeuge mit bidirektionalem Laden) wird die gesamte Energiemenge berücksichtigt. Es wird erwartet, dass die Befreiung von der Zahlung der Netzsteuer bereits ab 2025 gilt, während die Erstattung für Akkumulatoren mit Eigenverbrauch erst ab 2026 gilt. 

Die Vorteile auf einen Blick: – Der Einsatz von Energiespeichern soll reduziert werden Die Belastung der Stromnetze wird viel interessanter. – Bidirektionales Laden von Elektrofahrzeugen lässt sich ideal mit einer Photovoltaikanlage kombinieren. 

Noch zu klärende Aspekte: – Einige Details zur Umsetzung der neuen Regeln müssen von der Elektrizitätswirtschaft festgelegt werden und sind noch nicht bekannt. – Einsatz von Akkumulatoren innerhalb einer CEL 

Um Engpässe in Verteilnetzen zu vermeiden, wird es immer wichtiger, dass Verteilnetzbetreiber die Flexibilität von Produzenten und Betreibern von Speichersystemen nutzen können. 

Neu: Klare Regeln zur Nutzung von Flexibilität. Verteilnetzbetreiber müssen Vereinbarungen mit Eigentümern treffen, die bereit sind, eine gewisse Flexibilität zu gewährleisten. Sie muss vergütet werden, sobald sie mehr als 3 % der jährlich von der Anlage erzeugten Energie ausmacht. 

Große Photovoltaikanlagen in ländlichen Gebieten können oft nicht an das Stromnetz angeschlossen werden, weil die Netzanschlusskabel zu schwach sind. Die Kosten für den notwendigen Ausbau der Anschlussleitungen werden bisher vollständig von den Anlagenbetreibern getragen, was zu prohibitiven Kosten führen kann. 

Neu: Vergütungen für die Verstärkung von Anschlussleitungen sind für die Verstärkung von Anschlussleitungen von Produktionsanlagen mit einer Leistung über 50 kW vorgesehen. 

Die Vorteile auf einen Blick: Große Anlagen mit geringen Produktionskosten und geringem Eigenverbrauch profitieren beispielsweise auf landwirtschaftlichen Dächern oder auf unterschiedlichen Infrastrukturen. 

Noch zu klärende Aspekte: Die Höhe des Beitrags. Gemäss Vernehmlassungsentwurf beträgt er 50 Franken pro kW neu installierter Produktionskapazität. 

Bisher war das Interesse der Verteilnetzbetreiber an langfristigen Solarstrom-Lieferverträgen begrenzt. Die Situation könnte sich ab dem nächsten Jahr ändern.

Neu: Mindestanteil an Strom einheimischer und erneuerbarer Herkunft. Mindestens 20 % des für die Grundversorgung benötigten Stroms und mindestens 75 % der Herkunftsnachweise im Standardstromprodukt der Netzbetreiber müssen aus einheimischen (nationalen) Quellen und erneuerbaren Quellen stammen . 

Die Vorteile auf einen Blick: Die Nachfrage nach Solarenergie wird voraussichtlich steigen, zumindest bei Verteilnetzbetreibern, die keine großen Wasserkraftwerke betreiben. 

Bereits heute gibt es Ausschreibungen für die Einmalvergütung für Anlagen ohne Eigenverbrauch mit einer Leistung ab 150 kW. Neu ist, dass solche Anlagen stattdessen gegen eine variable Marktprämie an einer Auktion teilnehmen können.

Die Vorteile auf einen Blick: Statt eines einmaligen Investitionsbeitrags gibt es eine garantierte Mindestvergütung für 20 Jahre für den produzierten Strom.

Fassaden-Photovoltaikanlagen erfreuen sich immer größerer Beliebtheit, machen jedoch immer noch weniger als einen halben Prozentpunkt der neuen Photovoltaikanlagen aus. Fassadensysteme haben den Vorteil, dass sie über 40 % ihrer Produktion in den Wintermonaten erwirtschaften.

Neu: Mehr Anreiz, einfachere Genehmigungen Ab dem 1. Januar 2025 wird der Bonus für Anlagen mit einem Neigungswinkel von mindestens 75 Grad deutlich erhöht. Bei integrierten Systemen wird der Preis von 250 auf 400 Franken pro kW installierter Leistung steigen, bei angeschlossenen oder isolierten Systemen von 100 auf 200 Franken. Dadurch wird der Aufbau von Anlagen an der Fassade gefördert. Mitte 2025 tritt auch die Neufassung des Raumplanungsgesetzes in Kraft: Für Fassadenanlagen ist grundsätzlich kein Baugenehmigungsverfahren mehr erforderlich. Stattdessen gilt das bereits bewährte Bekanntmachungsverfahren für Photovoltaikanlagen auf Dächern. 

Die Vorteile auf einen Blick: Die Montage von Solaranlagen an Fassaden wird wirtschaftlich attraktiver und deutlich einfacher. 

Noch zu klärende Punkte: Das Vernehmlassungsverfahren zur Neufassung der Raumplanungsverordnung läuft noch. Daher ist der genaue Aufbau des Genehmigungsverfahrens für Fassadensysteme noch nicht bekannt. 

Zum Start der Webplattform www.sonnendach.ch schätzte das BFE das nutzbare Solarenergiepotenzial von Schweizer Gebäuden auf rund 67 Terawattstunden (TWh) pro Jahr (50 TWh auf Dächern, 17 TWh auf Fassaden). Eine vertiefte Analyse der ZHAW im Jahr 2022 ergab ein nutzbares Potenzial von 54 TWh auf Dächern.

Eine von Meteotest (2019) im Auftrag von Swissolar durchgeführte Potenzialanalyse ausserhalb von Gebäuden ergab ein zusätzliches Potenzial von 10,5 TWh auf Parkplätzen und Autobahnböschungen sowie 16,4 TWh auf alpinen Gebieten, die ausserhalb der Schutzzonen vorexponiert sind.  

Das insgesamt nutzbare Potenzial für die jährliche Solarstromproduktion in der Schweiz beträgt somit knapp 100 TWh. 

In der Schweiz ist es nicht möglich, große Photovoltaikanlagen wie die deutschen zu bauen, die für weniger als 5 Cent pro Kilowattstunde produzieren. Große Photovoltaikanlagen auf Gebäuden produzieren in der Schweiz 6-8 Rappen, solche auf Einfamilienhäusern etwa 15 Rappen/kWh. Darüber hinaus decken die Abnahmevergütungen der Verteilnetzbetreiber in der Regel nicht die Gestehungskosten des verkauften Solarstroms. Daher sind zusätzliche Anreize für Investoren erforderlich.  

Die Einmalvergütung ist ein bewährter Anreiz für Photovoltaikanlagen mit Eigenverbrauch. Ergänzt wird sie seit 2023 durch die einmalige hohe Vergütung (bis maximal 60 % der Investitionskosten) für Anlagen ohne Eigenverbrauch, die ab einer Anlagengröße von 150 kW über eine Auktion vergütet wird. Dies macht die Erstellung von Anlagen auf Lärmschutzwänden, Lagerhallen, Stalldächern, Parkhausdächern oder Wasserbecken schließlich auch aus wirtschaftlicher Sicht interessant. Darüber hinaus können große alpine Anlagen mit bis zu 60 % der Investitionskosten gefördert werden.  

Eine neu installierte Solaranlage in der Schweiz verursacht heute 43 Gramm CO2-Äquivalent pro Kilowattstunde (CO 2eq/kWh), was dreimal geringer ist als der Treibhauseffekt des Stromverbrauchsmixes in der Schweiz. Die energetische Amortisationszeit einer Solaranlage in der Schweiz beträgt ca. 15 Monate. In dieser Zeit wird die für die Produktion benötigte Energie durch die Produktion der Anlage kompensiert (Vergleich auf Primärenergieebene). Quelle: Treeze 2020, Factsheet zur Photovoltaik-Elektrizität. Bei einer Lebensdauer von etwa 30 Jahren produziert eine Photovoltaikanlage also rund 20-mal mehr Energie, als zu ihrer Herstellung benötigt wird.  

Die von uns vorgeschlagene installierte Photovoltaikleistung von 50 Gigawatt (GW) entspricht etwa dem Fünffachen der aktuellen Spitzenproduktion des Schweizer Stromnetzes. Auch wenn Photovoltaikanlagen nie gleichzeitig ihre maximale Produktion erreichen, wird es Überschüsse geben, die zwischengespeichert werden können. Dabei sind verschiedene Speicherdauern zu unterscheiden: 

Bei der saisonalen Speicherung wird Wasserstoff durch Elektrolyse hergestellt. Dieses kann direkt oder nach weiteren Umwandlungsschritten als Methan oder flüssiger Kraftstoff gespeichert werden. Wir sprechen von „Power to X“ und Gasen oder synthetischen Kraftstoffen. Diese können im Winter beispielsweise zum Betrieb von Blockheizkraftwerken oder zum Betrieb schwerer Fahrzeuge wie LKWs oder Baumaschinen genutzt werden. Auch die Bewirtschaftung von Stauseekraftwerken (einschließlich Staudammerhöhung und Bau neuer Stauseen) trägt wesentlich zur saisonalen Speicherung bei. Während Solarenergie einen Großteil des Sommerbedarfs deckt, können die Wasserreserven in Stauseen geschont werden.  

Bei der Tages- und Wochenspeicherung liegt der Fokus auf der Speicherung stationärer Batterien (bevorzugt als Zweitleben von Elektroautos) sowie dem optimierten Eigenverbrauch von Elektroautos und Wärmepumpen. Letztere bieten den größten Nutzen in Form von Quartiersspeichern, die gleichzeitig zur Entlastung der Stromnetze beitragen. Dank bidirektionalem Laden werden Batterien von Elektroautos schnell an Bedeutung gewinnen. Pumpstationen können auch zur Ausbeutung von Überproduktionen (z. B. zur Mittagszeit) eingesetzt werden.  

Bei fehlender Leitungskapazität bleibt als letztes Mittel die dynamische Regulierung der Photovoltaik-Produktionsspitzen am Anschlusspunkt des Hauses. 

Photovoltaikanlagen liefern ihre Nennleistung nur wenige Stunden im Jahr. Insbesondere in ländlichen Gebieten hätte eine Anpassung der Linienkapazitäten an diese Spitzenproduktion hohe Kostenfolgen. Daher ist es notwendig, die Bemühungen zu intensivieren, überschüssigen Strom möglichst dezentral zu nutzen, sowohl für das Laden von Batterien (in Elektrofahrzeugen oder in stationären Lösungen) als auch für die Produktion von Gas und synthetischen Kraftstoffen (Power-to-X). 

Zur Kompensation soll eine Regelung der Spitzenleistung am Netzanschlusspunkt möglich sein. Dies bedeutet, dass es möglich ist, mehr PV-Energie im bestehenden Netz zu installieren, als derzeit verfügbar ist, wenn der lokale Verbrauch zu gering ist. Der Fokus liegt auf der dynamischen Leistungsregelung: Dabei sorgt der Anlagenbetreiber selbst durch Steuerung der Lasten dafür, dass die vereinbarte maximale Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt nicht überschritten wird. Lokale Energiegemeinschaften verfügen über eine dynamische Energiesteuerung unter Einbeziehung ganzer Stadtteile. Es ist jedoch auch denkbar, dass in Gebieten mit geringer Netzkapazität die maximale Leistungsaufnahme am Netzanschlusspunkt (wo keine entsprechende Steuerung oder Batterie am Wechselrichter vorhanden ist) auf 70 % der Nennleistung eingestellt wird. Der dadurch entstehende Produktionsausfall beträgt je nach Ausrichtung der Anlage nur 1-3 % und muss nicht kompensiert werden. Es ist wichtig zu beachten, dass Flexibilität vom Hersteller abhängig ist und ausgeglichen werden muss. Trotz all dieser Maßnahmen werden vor allem im Agrarsektor weiterhin punktuelle Netzausbauten notwendig sein. Damit dies schnell geschieht, müssen die Voraussetzungen geschaffen werden.  

Fest installierte Batteriespeicher können erheblich zur effizienten Nutzung bestehender Netze beitragen, insbesondere wenn sie netzdienlich betrieben werden und nicht nur einzelne Gebäude, sondern ganze Stadtteile an geeigneten Punkten im Netz versorgen. Für Netzbetreiber besteht heute kaum noch ein Anreiz, Nachbarschaftsspeicher oder Gaskraftwerke zu bauen, da diese – anders als Pumpspeicher – nicht von der Netznutzungsgebühr befreit sind. Allerdings zahlen Netzbetreiber privaten Batteriespeicherbesitzern möglicherweise bereits eine Gebühr dafür, dass sie ihre Speicherbatterien so verwalten, dass sie für das Netz nützlich sind.  

Die Elektrifizierung des Personenverkehrs schreitet rasant voran. Dadurch stehen immer mehr mobile Batteriespeicher zur Verfügung. Heute sind sie meist monodirektional, das heißt, sie können nur die Produktionsspitzen von Solaranlagen nutzen. Bald dürfte aber das bidirektionale Laden zum Standard werden, sodass diese Akkumulatoren1 auch einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherung (Tag-Nacht-Ausgleich) leisten können. Damit diese dezentralen Speicherkapazitäten auch für die Nutzung überschüssiger Solarstromproduktion genutzt werden können, bedarf es jedoch einer deutlich größeren Ladeinfrastruktur als bisher.  

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1 Swiss eMobility Schätzung: 2 Millionen Elektroautos bis 2035, was etwa einer Speicherkapazität von 14,5 TWh entspricht, 22 GW

1. Morgenzeit (6:00 – 10:00 Uhr): In dieser Zeit steigt die Nachfrage nach Energie und die Preise steigen tendenziell. Variation der Komponente „Variabler Transporttarif“ zwischen 10,83 und 15,83 ct/kWh.

2. Solarband (10:00 - 17:00): Dieses Band berücksichtigt die Energieerzeugung aus Solarquellen und bietet aufgrund der reichlichen Verfügbarkeit erneuerbarer Energien in der Regel wettbewerbsfähigere Preise. Variation der Komponente „Variabler Transporttarif“ zwischen 5,83 und 10,83 ct/kWh. 

3. Abendzeit (17:00 – 22:00 Uhr): Zu diesen Zeiten können aufgrund des erhöhten Energiebedarfs höhere Preise anfallen. Variation der Komponente „Variabler Transporttarif“ zwischen 10,83 und 15,83 ct/kWh. Bei der Akkumulation ist dieser Tarif auf 10,83 ct/kWh begrenzt, da die Überschreitung des Solarbandes 2 den Spitzenverbrauch unterstützt, der von 17.00 bis 22.00 Uhr entsteht.

4. Nachtzeit (22:00 – 06:00 Uhr): In diesen Stunden sind die Preise im Allgemeinen niedriger, da weniger Energie nachgefragt wird. Variation der Komponente „Variabler Transporttarif“ zwischen 5,83 und 10,83 ct/kWh.

Am 9. Juni 2024 stimmten die Schweizer Stimmbürger dem neuen Stromgesetz mit einem Stimmenanteil von 68 % klar zu – ein klares Signal für die Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien. Mit Inkrafttreten der Gesetzesänderungen werden sich die Rahmenbedingungen insbesondere für Photovoltaikanlagen deutlich verbessern. Eine Herausforderung besteht jedoch darin, dass die Verordnungen, also die Ausführungsbestimmungen, noch nicht beschlossen sind. Für das Inkrafttreten der Bestimmungen sind folgende Fristen vorgesehen (ab Juli 2024, vorbehaltlich eines Beschlusses des Bundesrates): Änderungen des Energiegesetzes (ohne Rücknahmetarife) per 1. Januar 2025, Verabschiedung der Verordnungen im November 2024; Änderungen des Stromversorgungsgesetzes (sowie Wiederanlauftarife) zum 1. Januar 2026, Verordnungserlass im ersten Quartal 2025; Änderungen des Raumplanungsgesetzes zum 1. Juli 2025.

Nachfolgend finden Sie einen Überblick über den aktuellen Wissensstand zu Vorschriften, die erhebliche Auswirkungen auf die Photovoltaik (PV) haben:

Wann immer möglich, ist es ratsam, Solarenergie dort zu verbrauchen, wo sie erzeugt wird, auch um eine Überlastung der Stromnetze zu vermeiden. In diesem Zusammenhang gibt es zwei wichtige Neuerungen:

Neu: Virtuelle RCPs (ab 2025) Bei virtuellen Zusammenschlüssen für den Eigenverbrauch (RCP) ist die Nutzung von Verbindungsleitungen zum Verteilnetz auch für den Eigenverbrauch zulässig. Darüber hinaus können Messdaten verschiedener Messgeräte virtuell zusammengefasst werden. Dadurch lässt sich der gemeinsame Eigenverbrauch – insbesondere in Bestandsgebäuden – problemlos umsetzen, ohne bestehende Stromzähler auszutauschen und ohne den Austausch von Netzanschlüssen. 

Eigenverbrauchspools (RCP) sind eines der Instrumente der Energiestrategie 2050 des Bundes mit dem Ziel, den Anteil der in der Schweiz produzierten und verbrauchten erneuerbaren Energien zu erhöhen.

Durch ein RCP können mehrere Mieter oder Eigentümer eines Grundstücks oder angrenzender Gebäude in einer einzigen Verbrauchergemeinschaft zusammenkommen, die mit Energie versorgt wird, die von einer gemeinsamen Photovoltaikanlage erzeugt und über einen einzigen Punkt geliefert wird, der mit dem örtlichen Verteilungsunternehmen verbunden ist.

Ein RCP kann aus zusammenhängenden vertikalen Versorgungspunkten innerhalb eines Gebäudes und/oder horizontalen innerhalb einer Nachbarschaft bestehen, vorausgesetzt, dass die Produktionsleistung der gemeinsam genutzten Anlage mindestens 10 % der Leistung des „Anschlusses an das Gemeinschaftsnetz“ beträgt (über 30 kWp).

Ein RCP mit einem Stromverbrauch von mehr als 100 MWh/Jahr (rund 30 Wohnungen) hat wie jeder Schweizer Grossverbraucher die Möglichkeit, auf den freien Strommarkt zuzugreifen.

Der Grundeigentümer ist der einzige Vertragspartner gegenüber dem Verteilnetzbetreiber.

¹Energieverordnung (EO), Art. 15, Abs. 1

Neu: CELs (ab 2026)Dank der Neufassung des Stromversorgungsgesetzes können Teilnehmer an lokalen Stromgemeinschaften (CELs) nun das öffentliche Stromnetz zu einem vergünstigten Tarif nutzen, um sich gegenseitig mit selbst produziertem Strom aus erneuerbaren Energien zu versorgen. Teilnehmer an einem CEL müssen in der gleichen Gemeinde, im gleichen Sektor und auf der gleichen Netzebene ansässig sein und mit einem Smart Meter ausgestattet sein. Sie bleiben Kunden des Verteilnetzbetreibers (GRD).

Die Vorteile auf einen Blick: – Größere Anlagen verbessern ihre Wirtschaftlichkeit durch mehr Eigenverbrauch. – Mehr Familien und Unternehmen können von kostengünstiger Solarenergie profitieren. – Die Beteiligung der Bevölkerung an Projekten wird erleichtert.

Noch zu klärende Aspekte: – Höhe des Nachlasses auf die Netznutzungsabgabe. Sie liegt laut Verordnungsentwurf bei 30 % (bzw. 15 % bei Verwendung mehrerer Netzwerkschichten). – Mindestanschlussleistung der Anlage/Produktionsanlagen: Laut Verordnungsentwurf beträgt der Mindestanteil der Photovoltaik-Stromproduktion bezogen auf die Anschlussleistung 20 %. 

Die vom Verteilnetzbetreiber (VNB) gezahlte Vergütung für den ins Netz eingespeisten Strom wird als Abnahmetarif (auch „Rücknahmetarif“) bezeichnet. Derzeit variiert die Höhe dieses Tarifs zwischen den über 600 GRDs in der Schweiz erheblich (siehe www.pvtarif.ch). 

Neu: Mindesteinspeisetarife Ab 2026 orientiert sich die Vergütung von Strom aus erneuerbaren Quellen am durchschnittlichen vierteljährlichen Marktpreis zum Zeitpunkt der Einspeisung ins Netz. Darüber hinaus sind Mindesttarife für Anlagen mit einer Leistung bis 150 kW vorgesehen, um sich vor sehr niedrigen Marktpreisen zu schützen. Diese Mindestsätze basieren auf der Abschreibung der Referenzanlagen über deren Nutzungsdauer. 

Die Vorteile auf einen Blick: – Einheitliche Rahmenbedingungen für alle Photovoltaikanlagen in der Schweiz. – Schutz vor starken Schwankungen auf dem Strommarkt. 

Noch zu klärende Aspekte: – Kann ein VNB die Mehrkosten eines über dem durchschnittlichen vierteljährlichen Marktpreis liegenden Tarifs an seine Kunden weitergeben? – Höhe der Mindestvergütung.

Für jede aus dem Stromnetz entnommene Kilowattstunde muss eine Netznutzungssteuer gezahlt werden – der aktuelle Durchschnittspreis für Haushalte liegt bei 12,71 Cent/kWh. Bisher waren nur Pumpturbinenkraftwerke von diesem Tarif ausgenommen. 

Neu: Netzentgelt-Erstattung für Batterien Ab 2025 wird das Netzentgelt für den Strom erstattet, den eine Batterie ins Netz einspeist. Bei stationären Speichern wird nur die zuvor aus dem Netz entnommene Menge zurückerstattet. Bei mobilen Speichersystemen (Elektrofahrzeuge mit bidirektionalem Laden) wird die gesamte Energiemenge berücksichtigt. Es wird erwartet, dass die Befreiung von der Zahlung der Netzsteuer bereits ab 2025 gilt, während die Erstattung für Akkumulatoren mit Eigenverbrauch erst ab 2026 gilt. 

Die Vorteile auf einen Blick: – Der Einsatz von Energiespeichern soll reduziert werden Die Belastung der Stromnetze wird viel interessanter. – Bidirektionales Laden von Elektrofahrzeugen lässt sich ideal mit einer Photovoltaikanlage kombinieren. 

Noch zu klärende Aspekte: – Einige Details zur Umsetzung der neuen Regeln müssen von der Elektrizitätswirtschaft festgelegt werden und sind noch nicht bekannt. – Verwendung von Akkumulatoren innerhalb einer CEL

Um Engpässe in Verteilnetzen zu vermeiden, wird es immer wichtiger, dass Verteilnetzbetreiber die Flexibilität von Erzeugern und Speicherbetreibern nutzen können. 

Neu: Klare Regeln zur Nutzung von Flexibilität. Verteilnetzbetreiber müssen Vereinbarungen mit Eigentümern treffen, die bereit sind, eine gewisse Flexibilität zu gewährleisten. Sie muss vergütet werden, sobald sie mehr als 3 % der jährlich von der Anlage erzeugten Energie ausmacht. 

Große Photovoltaikanlagen in ländlichen Gebieten können oft nicht an das Stromnetz angeschlossen werden, weil die Netzanschlusskabel zu schwach sind. Die Kosten für den notwendigen Ausbau der Anschlussleitungen werden bisher vollständig von den Anlagenbetreibern getragen, was zu prohibitiven Kosten führen kann. 

Neu: Vergütungen für die Verstärkung von Anschlussleitungen sind für die Verstärkung von Anschlussleitungen von Produktionsanlagen mit einer Leistung über 50 kW vorgesehen. 

Die Vorteile auf einen Blick: Große Anlagen mit geringen Produktionskosten und geringem Eigenverbrauch profitieren beispielsweise auf landwirtschaftlichen Dächern oder auf unterschiedlichen Infrastrukturen. 

Noch zu klärende Aspekte: Die Höhe des Beitrags. Gemäss Vernehmlassungsentwurf beträgt er 50 Franken pro kW neu installierter Produktionskapazität. 

Bisher war das Interesse der Verteilnetzbetreiber an langfristigen Solarstrom-Lieferverträgen begrenzt. Die Situation könnte sich ab dem nächsten Jahr ändern. 

Neu: Mindestanteil an Strom einheimischer und erneuerbarer Herkunft. Mindestens 20 % des für die Grundversorgung benötigten Stroms und mindestens 75 % der Herkunftsnachweise im Standardstromprodukt der Netzbetreiber müssen aus einheimischen (nationalen) Quellen und erneuerbaren Quellen stammen . 

Die Vorteile auf einen Blick: Die Nachfrage nach Solarenergie wird voraussichtlich steigen, zumindest bei Verteilnetzbetreibern, die keine großen Wasserkraftwerke betreiben. 

Bereits heute gibt es Ausschreibungen für die Einmalvergütung für Anlagen ohne Eigenverbrauch mit einer Leistung ab 150 kW. Neu ist, dass solche Anlagen stattdessen gegen eine variable Marktprämie an einer Auktion teilnehmen können.

Die Vorteile auf einen Blick: Statt eines einmaligen Investitionsbeitrags gibt es eine garantierte Mindestvergütung für 20 Jahre für den produzierten Strom.

Fassaden-Photovoltaikanlagen erfreuen sich immer größerer Beliebtheit, machen jedoch immer noch weniger als einen halben Prozentpunkt der neuen Photovoltaikanlagen aus. Fassadensysteme haben den Vorteil, dass sie über 40 % ihrer Produktion in den Wintermonaten erwirtschaften.

Neu: Mehr Anreiz, einfachere Genehmigungen Ab dem 1. Januar 2025 wird der Bonus für Anlagen mit einem Neigungswinkel von mindestens 75 Grad deutlich erhöht. Bei integrierten Systemen wird der Preis von 250 auf 400 Franken pro kW installierter Leistung steigen, bei angeschlossenen oder isolierten Systemen von 100 auf 200 Franken. Dadurch wird der Aufbau von Anlagen an der Fassade gefördert. Mitte 2025 tritt auch die Neufassung des Raumplanungsgesetzes in Kraft: Für Fassadenanlagen ist grundsätzlich kein Baugenehmigungsverfahren mehr erforderlich. Stattdessen gilt das bereits bewährte Bekanntmachungsverfahren für Photovoltaikanlagen auf Dächern. 

Die Vorteile auf einen Blick: Die Montage von Solaranlagen an Fassaden wird wirtschaftlich attraktiver und deutlich einfacher. 

Noch zu klärende Punkte: Das Vernehmlassungsverfahren zur Neufassung der Raumplanungsverordnung läuft noch. Daher ist der genaue Aufbau des Genehmigungsverfahrens für Fassadensysteme noch nicht bekannt. 

Zum Start der Webplattform www.sonnendach.ch schätzte das BFE das nutzbare Solarenergiepotenzial von Schweizer Gebäuden auf rund 67 Terawattstunden (TWh) pro Jahr (50 TWh auf Dächern, 17 TWh auf Fassaden). Eine vertiefte Analyse der ZHAW im Jahr 2022 ergab ein nutzbares Potenzial von 54 TWh auf Dächern. 

Eine von Meteotest (2019) im Auftrag von Swissolar durchgeführte Potenzialanalyse ausserhalb von Gebäuden ergab ein zusätzliches Potenzial von 10,5 TWh auf Parkplätzen und Autobahnböschungen sowie 16,4 TWh auf alpinen Gebieten, die ausserhalb der Schutzzonen vorexponiert sind.  

Das insgesamt nutzbare Potenzial für die jährliche Solarstromproduktion in der Schweiz beträgt somit knapp 100 TWh. 

In der Schweiz ist es nicht möglich, große Photovoltaikanlagen wie die deutschen zu bauen, die für weniger als 5 Cent pro Kilowattstunde produzieren. Große Photovoltaikanlagen auf Gebäuden produzieren in der Schweiz 6-8 Rappen, solche auf Einfamilienhäusern etwa 15 Rappen/kWh. Darüber hinaus decken die Abnahmevergütungen der Verteilnetzbetreiber in der Regel nicht die Gestehungskosten des verkauften Solarstroms. Daher sind zusätzliche Anreize für Investoren erforderlich. 

Die Einmalvergütung ist ein bewährter Anreiz für Photovoltaikanlagen mit Eigenverbrauch. Ergänzt wird sie seit 2023 durch die einmalige hohe Vergütung (bis maximal 60 % der Investitionskosten) für Anlagen ohne Eigenverbrauch, die ab einer Anlagengröße von 150 kW über eine Auktion vergütet wird. Dies macht die Erstellung von Anlagen auf Lärmschutzwänden, Lagerhallen, Stalldächern, Parkhausdächern oder Wasserbecken schließlich auch aus wirtschaftlicher Sicht interessant. Darüber hinaus können große alpine Anlagen mit bis zu 60 % der Investitionskosten gefördert werden.  

Eine neu installierte Solaranlage in der Schweiz verursacht heute 43 Gramm CO2-Äquivalent pro Kilowattstunde (CO 2eq/kWh), was dreimal geringer ist als der Treibhauseffekt des Stromverbrauchsmixes in der Schweiz. Die energetische Amortisationszeit einer Solaranlage in der Schweiz beträgt ca. 15 Monate. In dieser Zeit wird die für die Produktion benötigte Energie durch die Produktion der Anlage kompensiert (Vergleich auf Primärenergieebene). Quelle: Treeze 2020, Factsheet zur Photovoltaik-Elektrizität. Bei einer Lebensdauer von etwa 30 Jahren produziert eine Photovoltaikanlage also rund 20-mal mehr Energie, als zu ihrer Herstellung benötigt wird.  

Die von uns vorgeschlagene installierte Photovoltaikleistung von 50 Gigawatt (GW) entspricht etwa dem Fünffachen der aktuellen Spitzenproduktion des Schweizer Stromnetzes. Auch wenn Photovoltaikanlagen nie gleichzeitig ihre maximale Produktion erreichen, wird es Überschüsse geben, die zwischengespeichert werden können. Dabei ist zwischen unterschiedlichen Speicherdauern zu unterscheiden:  

Bei der saisonalen Speicherung wird Wasserstoff durch Elektrolyse hergestellt. Dieses kann direkt oder nach weiteren Umwandlungsschritten als Methan oder flüssiger Kraftstoff gespeichert werden. Wir sprechen von „Power to X“ und Gasen oder synthetischen Kraftstoffen. Diese können im Winter beispielsweise zum Betrieb von Blockheizkraftwerken oder zum Betrieb schwerer Fahrzeuge wie LKWs oder Baumaschinen genutzt werden. Auch die Bewirtschaftung von Stauseekraftwerken (einschließlich Staudammerhöhung und Bau neuer Stauseen) trägt wesentlich zur saisonalen Speicherung bei. Während Solarenergie einen Großteil des Sommerbedarfs deckt, können die Wasserreserven in Stauseen geschont werden. 

Bei der Tages- und Wochenspeicherung liegt der Fokus auf der Speicherung stationärer Batterien (bevorzugt als Zweitleben von Elektroautos) sowie dem optimierten Eigenverbrauch von Elektroautos und Wärmepumpen. Letztere bieten den größten Nutzen in Form von Quartiersspeichern, die gleichzeitig zur Entlastung der Stromnetze beitragen. Dank bidirektionalem Laden werden Batterien von Elektroautos schnell an Bedeutung gewinnen. Pumpstationen können auch zur Ausbeutung von Überproduktionen (z. B. zur Mittagszeit) eingesetzt werden.  

Bei fehlender Leitungskapazität bleibt als letztes Mittel die dynamische Regulierung der Photovoltaik-Produktionsspitzen am Anschlusspunkt des Hauses. 

Photovoltaikanlagen liefern ihre Nennleistung nur wenige Stunden im Jahr. Insbesondere in ländlichen Gebieten hätte eine Anpassung der Linienkapazitäten an diese Spitzenproduktion hohe Kostenfolgen. Daher ist es notwendig, die Bemühungen zu intensivieren, überschüssigen Strom möglichst dezentral zu nutzen, sowohl für das Laden von Batterien (in Elektrofahrzeugen oder in stationären Lösungen) als auch für die Produktion von Gas und synthetischen Kraftstoffen (Power-to-X).  

Zur Kompensation soll eine Regelung der Spitzenleistung am Netzanschlusspunkt möglich sein. Dies bedeutet, dass es möglich ist, mehr PV-Energie im bestehenden Netz zu installieren, als derzeit verfügbar ist, wenn der lokale Verbrauch zu gering ist. Der Fokus liegt auf der dynamischen Leistungsregelung: Dabei sorgt der Anlagenbetreiber selbst durch Steuerung der Lasten dafür, dass die vereinbarte maximale Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt nicht überschritten wird. Lokale Energiegemeinschaften verfügen über eine dynamische Energiesteuerung unter Einbeziehung ganzer Stadtteile. Es ist jedoch auch denkbar, dass in Gebieten mit geringer Netzkapazität die maximale Leistungsaufnahme am Netzanschlusspunkt (wo keine entsprechende Steuerung oder Batterie am Wechselrichter vorhanden ist) auf 70 % der Nennleistung eingestellt wird. Der dadurch entstehende Produktionsausfall beträgt je nach Ausrichtung der Anlage nur 1-3 % und muss nicht kompensiert werden. Es ist wichtig zu beachten, dass Flexibilität vom Hersteller abhängig ist und ausgeglichen werden muss. Trotz all dieser Maßnahmen werden vor allem im Agrarsektor weiterhin punktuelle Netzausbauten notwendig sein. Damit dies schnell geschieht, müssen die Voraussetzungen geschaffen werden. 

Fest installierte Batteriespeicher können erheblich zur effizienten Nutzung bestehender Netze beitragen, insbesondere wenn sie netzdienlich betrieben werden und nicht nur einzelne Gebäude, sondern ganze Stadtteile an geeigneten Punkten im Netz versorgen. Für Netzbetreiber besteht heute kaum noch ein Anreiz, Nachbarschaftsspeicher oder Gaskraftwerke zu bauen, da diese – anders als Pumpspeicher – nicht von der Netznutzungsgebühr befreit sind. Allerdings zahlen Netzbetreiber privaten Batteriespeicherbesitzern möglicherweise bereits eine Gebühr dafür, dass sie ihre Speicherbatterien so verwalten, dass sie für das Netz nützlich sind.  

Die Elektrifizierung des Personenverkehrs schreitet rasant voran. Dadurch stehen immer mehr mobile Batteriespeicher zur Verfügung. Heute sind sie meist monodirektional, das heißt, sie können nur die Produktionsspitzen von Solaranlagen nutzen. Bald dürfte aber das bidirektionale Laden zum Standard werden, sodass diese Akkumulatoren1 auch einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherung (Tag-Nacht-Ausgleich) leisten können. Damit diese dezentralen Speicherkapazitäten auch für die Nutzung überschüssiger Solarstromproduktion genutzt werden können, bedarf es jedoch einer deutlich größeren Ladeinfrastruktur als bisher.  

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1 Swiss eMobility Schätzung: 2 Millionen Elektroautos bis 2035, was etwa einer Speicherkapazität von 14,5 TWh, 22 GW entspricht 

1. Morgenzeit (6:00 – 10:00 Uhr): In diesem Bereich liegt der Energiebedarf Die Preise steigen und die Preise steigen tendenziell. Variation der Komponente „Variabler Transporttarif“ zwischen 10,83 und 15,83 ct/kWh.

2. Solarband (10:00 - 17:00): Dieses Band berücksichtigt die Energieerzeugung aus Solarquellen und bietet aufgrund der reichlichen Verfügbarkeit erneuerbarer Energien in der Regel wettbewerbsfähigere Preise. Variation der Komponente „Variabler Transporttarif“ zwischen 5,83 und 10,83 ct/kWh. 

3. Abendzeit (17:00 – 22:00 Uhr): Zu diesen Zeiten können aufgrund des erhöhten Energiebedarfs höhere Preise anfallen. Variation der Komponente „Variabler Transporttarif“ zwischen 10,83 und 15,83 ct/kWh. Bei der Akkumulation ist dieser Tarif auf 10,83 ct/kWh begrenzt, da die Überschreitung des Solarbandes 2 den Spitzenverbrauch unterstützt, der von 17.00 bis 22.00 Uhr entsteht.

4. Nachtzeit (22:00 – 06:00 Uhr): In diesen Stunden sind die Preise im Allgemeinen niedriger, da weniger Energie nachgefragt wird. Variation der Komponente „Variabler Transporttarif“ zwischen 5,83 und 10,83 ct/kWh.Le 9 juin 2024, les électeurs suisses ont clairement approuvé la nouvelle loi sur l'électricité avec une part de voix de 68% – un signal clair pour l'accélération du développement des énergies renouvelables. Lorsque les modifications législatives entreront en vigueur, les conditions-cadres s'amélioreront considérablement, notamment pour les installations photovoltaïques. Le problème réside toutefois dans le fait que les ordonnances, c'est-à-dire les dispositions d'application, n'ont pas encore été décidées. Pour l'entrée en vigueur des dispositions, les délais suivants sont prévus (à partir de juillet 2024, sous réserve d'une décision du Conseil fédéral) : modifications de la loi sur l'énergie (sans tarifs de reprise) au 1er janvier 2025, adoption des ordonnances en novembre 2024 ; modifications de la loi sur l'approvisionnement en électricité (ainsi que des tarifs de redémarrage) au 1er janvier 2026, adoption d'ordonnances au premier trimestre 2025 ; modifications de la loi sur l’aménagement du territoire le 1er juillet 2025.

Vous trouverez ci-dessous un aperçu de l’état actuel des connaissances sur les dispositions ayant un impact significatif sur le photovoltaïque (PV) :

Lorsque cela est possible, il est conseillé de consommer l'énergie solaire là où elle est produite, également pour éviter de surcharger les réseaux électriques. À cet égard, il y a deux innovations importantes : 

Nouveau : les RCP virtuels (à partir de 2025) Avec les groupements virtuels pour autoconsommation (RCP), l'utilisation des lignes de raccordement au réseau de distribution est également autorisée pour l'autoconsommation. De plus, les données de mesure de différents compteurs peuvent être virtuellement résumées. Cela signifie que l'autoconsommation partagée peut être facilement mise en œuvre - notamment dans les bâtiments existants - sans remplacer les compteurs électriques existants et sans remplacer les raccordements au réseau. 

Les bassins d'autoconsommation (RCP) sont l'un des outils promus par la Stratégie énergétique 2050 de la Confédération dans le but d'augmenter la part d'énergie renouvelable produite et consommée en Suisse.

Grâce à un RCP, plusieurs locataires ou propriétaires d'une propriété ou de bâtiments adjacents peuvent se réunir dans une seule communauté de consommation, alimentée par l'énergie produite par un système photovoltaïque partagé et fournie via un point unique connecté à l'entreprise de distribution locale.

Un RCP peut être constitué de points d'alimentation verticaux contigus au sein d'un bâtiment et/ou horizontaux au sein d'un quartier), à condition que la puissance de production de l'installation partagée soit égale à au moins 10 % de la puissance du « raccordement au réseau communautaire »¹ (au-dessus de 30 kWc).

Un RCP ayant une consommation électrique de plus de 100 MWh/an (environ 30 appartements) a la possibilité d'accéder au marché libre de l'électricité, comme tout grand consommateur suisse.

Le propriétaire foncier est le seul partenaire contractuel envers le gestionnaire du réseau de distribution.

1Ordonnance sur l'énergie (OEn), art. 15, CPV. 1

Nouveau : les CEL (à partir de 2026)Grâce à la révision de la loi sur l'approvisionnement en électricité, les acteurs des communautés locales d'électricité (CEL) peuvent désormais utiliser le réseau électrique public à tarif réduit pour s'approvisionner mutuellement en électricité autoproduite à partir d'énergies renouvelables. Les participants à un CEL doivent être situés dans la même commune, dans le même secteur et niveau de réseau, et doivent être équipés d'un compteur intelligent. Ils restent clients du gestionnaire du réseau de distribution (GRD).

Les avantages en un coup d'œil : – Les installations plus grandes améliorent leur efficacité économique grâce à une plus grande autoconsommation. – Un plus grand nombre de familles et d’entreprises peuvent bénéficier de l’énergie solaire à faible coût. – La participation de la population aux projets est facilitée. 

Aspects restant à préciser : – Montant de la réduction sur la taxe d'utilisation du réseau. Selon le projet d'ordonnance, il s'élève à 30 % (ou 15 % en cas d'utilisation de plusieurs couches de réseau). – Charge minimale connectée à l'installation/aux installations de production : selon le projet d'ordonnance, le niveau minimum de production d'électricité photovoltaïque par rapport à la charge connectée est de 20 %. 

La rémunération versée par le gestionnaire du réseau de distribution (GRD) pour l'électricité injectée dans le réseau est appelée tarif d'achat (également appelé « tarif de reprise »). Actuellement, le niveau de ce tarif varie considérablement parmi les plus de 600 GRD que compte la Suisse (voir www.pvtarif.ch). 

Nouveau : tarifs de rachat unitaires minimaux À partir de 2026, la rémunération de l'électricité issue de sources renouvelables sera basée sur le prix trimestriel moyen du marché au moment de l'injection dans le réseau. En outre, des tarifs minimaux sont prévus pour les systèmes d'une puissance allant jusqu'à 150 kW, afin de se protéger des prix très bas du marché. Ces taux minimaux sont basés sur l'amortissement des systèmes de référence sur leur durée d'utilité. 

Les avantages en un coup d'œil : – Conditions-cadres uniformes pour toutes les installations photovoltaïques en Suisse. – Protection contre les fortes fluctuations du marché de l’électricité. 

Des aspects restent à éclaircir : – Un GRD peut-il répercuter sur ses clients les surcoûts d'un tarif supérieur au prix moyen trimestriel du marché ? – Montant de la rémunération minimale.

Pour chaque kilowattheure retiré du réseau électrique, une taxe doit être payée pour l'utilisation du réseau - le prix médian actuel pour les ménages est de 12,71 ct/kWh. Jusqu'à présent, seules les installations à turbines de pompage étaient exemptées de ce tarif. 

Nouveau : remboursement de la redevance réseau pour les batteries À partir de 2025, la redevance réseau sera remboursée pour l'électricité injectée par une batterie dans le réseau. Dans le cas de systèmes de stockage stationnaires, seule la quantité préalablement soutirée du réseau sera remboursée. Pour les systèmes de stockage mobiles (véhicules électriques à recharge bidirectionnelle), la totalité de la quantité d’énergie est prise en compte. Il est prévu que l'exonération du paiement de la taxe de réseau s'appliquera dès 2025, tandis que le remboursement des accumulateurs avec consommation propre ne s'appliquera qu'à partir de 2026.

Les avantages en un coup d'œil : – L'utilisation de systèmes de stockage par batteries pour réduire la charge sur les réseaux électriques devient beaucoup plus attractive. – La recharge bidirectionnelle des véhicules électriques peut être idéalement combinée avec un système photovoltaïque. 

Aspects restant à clarifier : – Certains détails de la mise en œuvre des nouvelles règles doivent être définis par le secteur électrique et ne sont pas encore connus. – Utilisation d’accumulateurs à l’intérieur d’un CEL 

Pour éviter les goulots d'étranglement dans les réseaux de distribution, il est de plus en plus important que les gestionnaires de réseaux de distribution puissent utiliser la flexibilité des producteurs et des gestionnaires de systèmes de stockage. 

Nouveau : des règles claires sur l'utilisation de la flexibilité Les gestionnaires de réseaux de distribution doivent conclure des accords avec les propriétaires disposés à garantir une certaine flexibilité. Elle doit être compensée dès qu'elle représente plus de 3 % de l'énergie produite annuellement par l'usine. 

Les grandes installations photovoltaïques situées dans les zones rurales ne peuvent souvent pas être connectées au réseau électrique car les câbles de connexion au réseau sont trop faibles. Les coûts liés à l'extension nécessaire des lignes de raccordement ont jusqu'à présent été entièrement supportés par les exploitants des installations, ce qui peut entraîner des coûts prohibitifs. 

Nouveau : rémunérations pour le renforcement des lignes de raccordement Des contributions sont prévues pour le renforcement des lignes de raccordement relatives aux installations de production d'une puissance supérieure à 50 kW. 

Les avantages en bref : Les grandes installations avec de faibles coûts de production et une faible autoconsommation en bénéficieront, par exemple sur les toits agricoles ou sur divers types d'infrastructures. 

Aspects restant à clarifier : Le montant de la contribution. Selon le projet de consultation, il s'agit de 50 francs suisses par kW de nouvelle capacité de production installée. 

Jusqu'à présent, l'intérêt des gestionnaires de réseaux de distribution pour les contrats de fourniture d'énergie solaire à long terme a été limité. La situation pourrait changer à partir de l’année prochaine. 

Nouveau : Pourcentage minimum d'électricité d'origine indigène et renouvelable Au moins 20 % de l'électricité nécessaire à l'approvisionnement de base et au moins 75 % des garanties d'origine dans le produit électrique standard des gestionnaires de réseau doivent provenir de sources indigènes (nationales) et renouvelables. . 

Les avantages en un coup d'œil : La demande en énergie solaire devrait augmenter, du moins parmi les gestionnaires de réseaux de distribution qui n'exploitent pas de grandes centrales hydroélectriques. 

Des enchères existent déjà aujourd'hui pour la rémunération unique pour les installations sans consommation propre d'une puissance égale ou supérieure à 150 kW. Ce qui est nouveau, c'est que ces centrales peuvent participer à des enchères moyennant une prime de marché flottante.

Les avantages en bref : Au lieu d'une contribution unique à l'investissement, une rémunération minimale garantie pendant 20 ans est prévue pour l'électricité produite.

Les systèmes photovoltaïques de façade sont de plus en plus populaires, mais représentent encore moins d'un demi-point de pourcentage des nouvelles installations photovoltaïques. Les systèmes de façade ont l’avantage de générer plus de 40 % de leur production pendant les mois d’hiver.

Nouveau : plus d'incitations, autorisations plus simples À partir du 1er janvier 2025, le bonus pour les installations présentant un angle d'inclinaison d'au moins 75 degrés sera considérablement augmenté. Pour les systèmes intégrés, il ira de 250 à 400 francs par kW de puissance installée, et de 100 à 200 francs pour les systèmes rattachés ou isolés. De cette manière, la construction de systèmes sur la façade est encouragée. La révision de la loi sur l'aménagement du territoire entrera également en vigueur à la mi-2025 : en principe, une procédure de permis de construire ne sera plus requise pour les systèmes de façade. Au lieu de cela, la procédure d'annonce qui a déjà fait ses preuves pour les installations photovoltaïques sur les toits s'appliquera. 

Les avantages en un coup d'œil : L'installation de systèmes solaires sur les façades deviendra plus intéressante du point de vue économique et beaucoup plus simple. 

Aspects restant à clarifier : La procédure de consultation sur la révision de l'ordonnance sur l'aménagement du territoire est toujours en cours. La structure exacte de la procédure d’autorisation pour les systèmes de façade n’est donc pas encore connue. 

Lors du lancement de la plateforme web www.sonnendach.ch, l'OFEN a estimé le potentiel solaire exploitable des bâtiments suisses à environ 67 térawattheures (TWh) par an (50 TWh sur les toits, 17 TWh sur les façades). Une analyse plus approfondie réalisée par la ZHAW en 2022 a révélé un potentiel exploitable de 54 TWh sur les toits. 

Une analyse des potentiels hors bâtiments réalisée par Meteotest (2019) pour le compte de Swissolar a révélé un potentiel supplémentaire de 10,5 TWh sur les parkings et talus d'autoroutes et de 16,4 TWh sur les zones alpines pré-exposées en dehors des zones de protection.  

Le potentiel total exploitable de production annuelle d’électricité solaire en Suisse s’élève donc à près de 100 TWh. 

En Suisse, il n'est pas possible de construire de grandes installations photovoltaïques comme celles allemandes, qui produisent pour moins de 5 centimes d'euro le kilowattheure. En Suisse, les grandes installations photovoltaïques des bâtiments produisent entre 6 et 8 centimes, celles des maisons individuelles autour de 15 centimes/kWh. En outre, la rémunération au prélèvement des gestionnaires de réseaux de distribution ne couvre généralement pas les coûts de production de l'électricité solaire vendue. Des incitations supplémentaires sont donc nécessaires pour les investisseurs.  

La rémunération unique est une incitation éprouvée pour les installations photovoltaïques avec consommation propre. Depuis 2023, elle est complétée par la rémunération unique élevée (jusqu'à un maximum de 60 % des coûts d'investissement) pour les installations sans consommation propre, qui est payée via une enchère à partir d'une taille d'installation de 150 kW. Cela rend finalement la création de systèmes sur écrans antibruit, entrepôts, toits d'écuries, toits de parkings ou de bassins d'eau intéressant d'un point de vue économique. De plus, les grandes installations alpines peuvent être subventionnées jusqu'à 60 % des coûts d'investissement.  

Une installation solaire nouvellement installée en Suisse génère aujourd'hui 43 grammes d'équivalent CO2 par kilowattheure (CO 2eq/kWh), soit trois fois moins que l'effet de serre du mix de consommation électrique en Suisse. La période d'amortissement énergétique d'une installation solaire en Suisse est d'environ 15 mois. Pendant ce temps, l'énergie nécessaire à la production est compensée par la production de l'usine (comparaison au niveau de l'énergie primaire). Source : Treeze 2020, Fiche d'information sur l'électricité photovoltaïque. Avec une durée de vie d'environ 30 ans, une installation photovoltaïque produit donc environ 20 fois plus d'énergie que ce qui est nécessaire à sa production.  

Les 50 gigawatts (GW) de capacité photovoltaïque installée que nous proposons correspondent à environ cinq fois la production de pointe actuelle du réseau électrique suisse. Même si les systèmes photovoltaïques n’atteignent jamais leur production maximale en même temps, il y aura un surplus de production qui pourra être stocké temporairement. Il faut distinguer différentes durées de stockage :  

• Concernant le stockage saisonnier, l’hydrogène est produit par électrolyse. Celui-ci peut être stocké directement ou après d'autres étapes de conversion sous forme de méthane ou de carburant liquide. On parle de « Power to X » et de gaz ou carburants de synthèse. Ceux-ci peuvent être utilisés en hiver, par exemple, pour faire fonctionner des centrales de cogénération ou pour faire fonctionner des véhicules lourds comme des camions ou des engins de chantier. La gestion des centrales hydroélectriques à réservoir (y compris le rehaussement des barrages et la construction de nouveaux réservoirs) contribue également de manière significative au stockage saisonnier. Même si l’énergie solaire couvre une grande partie de la demande estivale, les réserves d’eau des réservoirs peuvent être conservées.  

• Concernant le stockage quotidien et hebdomadaire, l'accent est mis sur le stockage des batteries stationnaires (de préférence comme seconde vie des voitures électriques), ainsi que sur l'autoconsommation optimisée des voitures électriques et des pompes à chaleur. Les plus grands bénéfices sont apportés par ces dernières sous la forme de systèmes de stockage de proximité, qui contribuent en même temps à alléger la charge sur les réseaux électriques. Grâce à la recharge bidirectionnelle, les batteries des voitures électriques prendront rapidement de l’importance. Les stations de pompage peuvent également être utilisées pour exploiter la production excédentaire (par exemple à midi).  

• En cas de manque de capacité de ligne, le dernier recours est la régulation dynamique des pointes de production photovoltaïque au point de raccordement de l'habitation. 

Les systèmes photovoltaïques ne fournissent leur puissance nominale que quelques heures par an. En particulier dans les zones rurales, adapter les capacités des lignes à ce pic de production aurait des conséquences importantes en termes de coûts. Il est donc nécessaire d’intensifier les efforts pour utiliser l’électricité excédentaire de la manière la plus décentralisée possible, tant pour la recharge des batteries (dans les véhicules électriques ou dans les solutions stationnaires) que pour la production de gaz et de carburants synthétiques (power-to-X).  

À des fins de compensation, il devrait être possible de réguler la puissance de pointe au point de connexion au réseau. Cela signifie qu'il est possible d'installer plus d'énergie photovoltaïque sur le réseau existant que ce qui est actuellement disponible si la consommation locale est trop faible. L'accent est mis sur la régulation dynamique de la puissance : dans ce cas, le gestionnaire du réseau veille lui-même à ce que la puissance d'injection maximale convenue au point de raccordement au réseau ne soit pas dépassée en contrôlant les charges. Les communautés énergétiques locales disposent d’un contrôle dynamique du pouvoir avec l’inclusion de quartiers entiers. Cependant, il est également envisageable que dans les zones à faible capacité de réseau, la puissance maximale absorbée au point de connexion au réseau (là où il n'y a pas de commande ou de batterie correspondante sur l'onduleur) soit fixée à 70 % de la puissance nominale. La perte de production qui en résulte n'est que de 1 à 3 %, selon l'orientation de l'usine, et n'a pas besoin d'être compensée. Il est important de noter que la flexibilité dépend du fabricant et doit être compensée. Malgré toutes ces mesures, des extensions sélectives des réseaux resteront nécessaires, notamment dans le secteur agricole. Il faut préparer les conditions pour que cela se fasse rapidement.  

Le stockage par batteries fixes peut contribuer de manière significative à l’utilisation efficace des réseaux existants, surtout s’ils sont exploités de manière à desservir le réseau et à desservir non seulement des bâtiments individuels, mais aussi des quartiers entiers à des points appropriés du réseau. Aujourd'hui, les gestionnaires de réseau ne sont pratiquement pas incités à construire des centrales de stockage de proximité ou des centrales électriques au gaz, car celles-ci, contrairement au pompage-turbinage, ne sont pas exonérées de la redevance d'utilisation du réseau. Cependant, les gestionnaires de réseau peuvent déjà payer aux propriétaires privés de stockage de batteries une redevance pour gérer leurs batteries de stockage de manière à les rendre utiles au réseau.  

L’électrification du transport de passagers progresse rapidement. Cela signifie que de plus en plus d’unités de stockage mobiles sur batterie sont disponibles. Aujourd’hui, ils sont pour la plupart monodirectionnels, c’est-à-dire qu’ils ne peuvent utiliser que les pics de production des systèmes solaires. Mais la recharge bidirectionnelle devrait bientôt devenir la norme, ce qui signifie que ces accumulateurs1 pourront également contribuer de manière significative à la sécurité de l'approvisionnement (équilibrage jour-nuit). Cependant, il est nécessaire de disposer d’une infrastructure de recharge beaucoup plus grande que celle dont nous disposons actuellement, afin que cette capacité de stockage décentralisée puisse être utilisée pour profiter de la production excédentaire d’énergie solaire.  

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1 Estimation Swiss eMobility : 2 millions de voitures électriques d'ici 2035, ce qui correspond approximativement à une capacité de stockage de 14,5 TWh, 22 GW 

1. Période du matin (6h00 - 10h00) : Durant cette période, la demande d'énergie augmente et les prix ont tendance à augmenter. Variation de la composante « Tarif variable transport » entre 10,83 et 15,83 cts/kWh.

2. Bande solaire (10h00 - 17h00) : Cette bande prend en compte la production d'énergie à partir de sources solaires et offre généralement des prix plus compétitifs grâce à la disponibilité abondante d'énergie renouvelable. Variation de la composante « Tarif variable transport » entre 5,83 et 10,83 cts/kWh. 

3. Heure du soir (17h00 - 22h00) : Pendant ces heures, les prix peuvent être plus élevés en raison de l'augmentation de la demande énergétique. Variation de la composante « Tarif variable transport » entre 10,83 et 15,83 cts/kWh. Avec cumul, ce tarif est limité à 10,83 cts/kWh car le dépassement de la bande solaire 2 assure un soutien à la pointe de consommation qui se crée de 17h à 22h.

4. Nuit (22h00 - 6h00) : Pendant ces heures, les prix sont généralement plus bas, car la demande d'énergie est moindre. Variation de la composante « Tarif variable transport » entre 5,83 et 10,83 cts/kWh.

Le 9 juin 2024, les électeurs suisses ont clairement approuvé la nouvelle loi sur l'électricité avec une part de voix de 68% – un signal clair pour l'accélération du développement des énergies renouvelables. Lorsque les modifications législatives entreront en vigueur, les conditions-cadres s'amélioreront considérablement, notamment pour les installations photovoltaïques. Le problème réside toutefois dans le fait que les ordonnances, c'est-à-dire les dispositions d'application, n'ont pas encore été décidées. Pour l'entrée en vigueur des dispositions, les délais suivants sont prévus (à partir de juillet 2024, sous réserve d'une décision du Conseil fédéral) : modifications de la loi sur l'énergie (sans tarifs de reprise) au 1er janvier 2025, adoption des ordonnances en novembre 2024 ; modifications de la loi sur l'approvisionnement en électricité (ainsi que les tarifs de redémarrage) au 1er janvier 2026, adoption d'ordonnances au premier trimestre 2025 ; modifications de la loi sur l’aménagement du territoire le 1er juillet 2025.

Vous trouverez ci-dessous un aperçu de l’état actuel des connaissances sur les dispositions ayant un impact significatif sur le photovoltaïque (PV) :

Lorsque cela est possible, il est conseillé de consommer l'énergie solaire là où elle est produite, également pour éviter de surcharger les réseaux électriques. À cet égard, il y a deux innovations importantes : 

Nouveau : les RCP virtuels (à partir de 2025) Avec les groupements virtuels pour autoconsommation (RCP), l'utilisation des lignes de raccordement au réseau de distribution est également autorisée pour l'autoconsommation. De plus, les données de mesure de différents compteurs peuvent être virtuellement résumées. Cela signifie que l'autoconsommation partagée peut être facilement mise en œuvre - notamment dans les bâtiments existants - sans remplacer les compteurs électriques existants et sans remplacer les raccordements au réseau. 

Les bassins d'autoconsommation (RCP) sont l'un des outils promus par la Stratégie énergétique 2050 de la Confédération dans le but d'augmenter la part d'énergie renouvelable produite et consommée en Suisse.

Grâce à un RCP, plusieurs locataires ou propriétaires d'une propriété ou de bâtiments adjacents peuvent se réunir dans une seule communauté de consommation, alimentée par l'énergie produite par un système photovoltaïque partagé et fournie via un point unique connecté à l'entreprise de distribution locale.

Un RCP peut être constitué de points d'alimentation verticaux contigus au sein d'un bâtiment et/ou horizontaux au sein d'un quartier), à condition que la puissance de production de l'installation partagée soit égale à au moins 10 % de la puissance du « raccordement au réseau communautaire »¹ (au-dessus de 30 kWc).

Un RCP ayant une consommation électrique de plus de 100 MWh/an (environ 30 appartements) a la possibilité d'accéder au marché libre de l'électricité, comme tout grand consommateur suisse.

Le propriétaire foncier est le seul partenaire contractuel envers le gestionnaire du réseau de distribution.

1Ordonnance sur l'énergie (OEn), art. 15, CPV. 1

Nouveau : les CEL (à partir de 2026)Grâce à la révision de la loi sur l'approvisionnement en électricité, les acteurs des communautés locales d'électricité (CEL) peuvent désormais utiliser le réseau électrique public à tarif réduit pour s'approvisionner mutuellement en électricité autoproduite à partir d'énergies renouvelables. Les participants à un CEL doivent être situés dans la même commune, dans le même secteur et niveau de réseau, et doivent être équipés d'un compteur intelligent. Ils restent clients du gestionnaire du réseau de distribution (GRD).

Les avantages en un coup d'œil : – Les installations plus grandes améliorent leur efficacité économique grâce à une plus grande autoconsommation. – Un plus grand nombre de familles et d’entreprises peuvent bénéficier de l’énergie solaire à faible coût. – La participation de la population aux projets est facilitée. 

Aspects restant à préciser : – Montant de la réduction sur la taxe d'utilisation du réseau. Selon le projet d'ordonnance, il s'élève à 30 % (ou 15 % en cas d'utilisation de plusieurs couches de réseau). – Charge minimale connectée à l'installation/aux installations de production : selon le projet d'ordonnance, le niveau minimum de production d'électricité photovoltaïque par rapport à la charge connectée est de 20 %. 

La rémunération versée par le gestionnaire du réseau de distribution (GRD) pour l'électricité injectée dans le réseau est appelée tarif d'achat (également appelé « tarif de reprise »). Actuellement, le niveau de ce tarif varie considérablement parmi les plus de 600 GRD que compte la Suisse (voir www.pvtarif.ch). 

Nouveau : tarifs de rachat unitaires minimaux À partir de 2026, la rémunération de l'électricité issue de sources renouvelables sera basée sur le prix trimestriel moyen du marché au moment de l'injection dans le réseau. En outre, des tarifs minimaux sont prévus pour les systèmes d'une puissance allant jusqu'à 150 kW, afin de se protéger des prix très bas du marché. Ces taux minimaux sont basés sur l'amortissement des systèmes de référence sur leur durée d'utilité. 

Les avantages en un coup d'œil : – Conditions-cadres uniformes pour toutes les installations photovoltaïques en Suisse. – Protection contre les fortes fluctuations du marché de l’électricité. 

Des aspects restent à éclaircir : – Un GRD peut-il répercuter sur ses clients les surcoûts d'un tarif supérieur au prix moyen trimestriel du marché ? – Montant de la rémunération minimale.

Pour chaque kilowattheure retiré du réseau électrique, une taxe doit être payée pour l'utilisation du réseau - le prix médian actuel pour les ménages est de 12,71 ct/kWh. Jusqu'à présent, seules les installations à turbines de pompage étaient exemptées de ce tarif. 

Nouveau : remboursement de la redevance réseau pour les batteries À partir de 2025, la redevance réseau sera remboursée pour l'électricité injectée par une batterie dans le réseau. Dans le cas de systèmes de stockage stationnaires, seule la quantité préalablement soutirée du réseau sera remboursée. Pour les systèmes de stockage mobiles (véhicules électriques à recharge bidirectionnelle), la totalité de la quantité d’énergie est prise en compte. Il est prévu que l'exonération du paiement de la taxe de réseau s'appliquera dès 2025, tandis que le remboursement des accumulateurs avec consommation propre ne s'appliquera qu'à partir de 2026.

Les avantages en un coup d'œil : – L'utilisation de systèmes de stockage par batteries pour réduire la charge sur les réseaux électriques devient beaucoup plus attractive. – La recharge bidirectionnelle des véhicules électriques peut être idéalement combinée avec un système photovoltaïque. 

Aspects restant à clarifier : – Certains détails de la mise en œuvre des nouvelles règles doivent être définis par le secteur électrique et ne sont pas encore connus. – Utilisation d’accumulateurs à l’intérieur d’un CEL 

Pour éviter les goulots d'étranglement dans les réseaux de distribution, il est de plus en plus important que les gestionnaires de réseaux de distribution puissent utiliser la flexibilité des producteurs et des gestionnaires de systèmes de stockage. 

Nouveau : des règles claires sur l'utilisation de la flexibilité Les gestionnaires de réseaux de distribution doivent conclure des accords avec les propriétaires disposés à garantir une certaine flexibilité. Elle doit être compensée dès qu'elle représente plus de 3 % de l'énergie produite annuellement par l'usine. 

Les grandes installations photovoltaïques situées dans les zones rurales ne peuvent souvent pas être connectées au réseau électrique car les câbles de connexion au réseau sont trop faibles. Les coûts liés à l'extension nécessaire des lignes de raccordement ont jusqu'à présent été entièrement supportés par les exploitants des installations, ce qui peut entraîner des coûts prohibitifs. 

Nouveau : rémunérations pour le renforcement des lignes de raccordement Des contributions sont prévues pour le renforcement des lignes de raccordement relatives aux installations de production d'une puissance supérieure à 50 kW. 

Les avantages en bref : Les grandes installations avec de faibles coûts de production et une faible autoconsommation en bénéficieront, par exemple sur les toits agricoles ou sur divers types d'infrastructures. 

Aspects restant à clarifier : Le montant de la contribution. Selon le projet de consultation, il s'agit de 50 francs suisses par kW de nouvelle capacité de production installée. 

Jusqu'à présent, l'intérêt des gestionnaires de réseaux de distribution pour les contrats de fourniture d'énergie solaire à long terme a été limité. La situation pourrait changer à partir de l’année prochaine. 

Nouveau : Pourcentage minimum d'électricité d'origine indigène et renouvelable Au moins 20 % de l'électricité nécessaire à l'approvisionnement de base et au moins 75 % des garanties d'origine dans le produit électrique standard des gestionnaires de réseau doivent provenir de sources indigènes (nationales) et renouvelables. . 

Les avantages en un coup d'œil : La demande en énergie solaire devrait augmenter, du moins parmi les gestionnaires de réseaux de distribution qui n'exploitent pas de grandes centrales hydroélectriques. 

Des enchères existent déjà aujourd'hui pour la rémunération unique pour les installations sans consommation propre d'une puissance égale ou supérieure à 150 kW. Ce qui est nouveau, c'est que ces centrales peuvent participer à des enchères moyennant une prime de marché flottante.

Les avantages en bref : Au lieu d'une contribution unique à l'investissement, une rémunération minimale garantie pendant 20 ans est prévue pour l'électricité produite.

Les systèmes photovoltaïques de façade sont de plus en plus populaires, mais représentent encore moins d'un demi-point de pourcentage des nouvelles installations photovoltaïques. Les systèmes de façade ont l’avantage de générer plus de 40 % de leur production pendant les mois d’hiver.

Nouveau : plus d'incitations, autorisations plus simples À partir du 1er janvier 2025, le bonus pour les installations présentant un angle d'inclinaison d'au moins 75 degrés sera considérablement augmenté. Pour les systèmes intégrés, il ira de 250 à 400 francs par kW de puissance installée, et de 100 à 200 francs pour les systèmes rattachés ou isolés. De cette manière, la construction de systèmes sur la façade est encouragée. La révision de la loi sur l'aménagement du territoire entrera également en vigueur à la mi-2025 : en principe, une procédure de permis de construire ne sera plus requise pour les systèmes de façade. Au lieu de cela, la procédure d'annonce qui a déjà fait ses preuves pour les installations photovoltaïques sur les toits s'appliquera. 

Les avantages en un coup d'œil : L'installation de systèmes solaires sur les façades deviendra plus intéressante du point de vue économique et beaucoup plus simple. 

Aspects restant à clarifier : La procédure de consultation sur la révision de l'ordonnance sur l'aménagement du territoire est toujours en cours. La structure exacte de la procédure d’autorisation pour les systèmes de façade n’est donc pas encore connue. 

Lors du lancement de la plateforme web www.sonnendach.ch, l'OFEN a estimé le potentiel solaire exploitable des bâtiments suisses à environ 67 térawattheures (TWh) par an (50 TWh sur les toits, 17 TWh sur les façades). Une analyse plus approfondie réalisée par la ZHAW en 2022 a révélé un potentiel exploitable de 54 TWh sur les toits. 

Une analyse des potentiels hors bâtiments réalisée par Meteotest (2019) pour le compte de Swissolar a révélé un potentiel supplémentaire de 10,5 TWh sur les parkings et talus d'autoroutes et de 16,4 TWh sur les zones alpines pré-exposées en dehors des zones de protection.  

Le potentiel total exploitable de production annuelle d’électricité solaire en Suisse s’élève donc à près de 100 TWh. 

En Suisse, il n'est pas possible de construire de grandes installations photovoltaïques comme celles allemandes, qui produisent pour moins de 5 centimes d'euro le kilowattheure. En Suisse, les grandes installations photovoltaïques des bâtiments produisent entre 6 et 8 centimes, celles des maisons individuelles autour de 15 centimes/kWh. En outre, la rémunération au prélèvement des gestionnaires de réseaux de distribution ne couvre généralement pas les coûts de production de l'électricité solaire vendue. Des incitations supplémentaires sont donc nécessaires pour les investisseurs.  

La rémunération unique est une incitation éprouvée pour les installations photovoltaïques avec consommation propre. Depuis 2023, elle est complétée par la rémunération unique élevée (jusqu'à un maximum de 60 % des coûts d'investissement) pour les installations sans consommation propre, qui est payée via une enchère à partir d'une taille d'installation de 150 kW. Cela rend finalement la création de systèmes sur écrans antibruit, entrepôts, toits d'écuries, toits de parkings ou de bassins d'eau intéressant d'un point de vue économique. De plus, les grandes installations alpines peuvent être subventionnées jusqu'à 60 % des coûts d'investissement.  

Une installation solaire nouvellement installée en Suisse génère aujourd'hui 43 grammes d'équivalent CO2 par kilowattheure (CO 2eq/kWh), soit trois fois moins que l'effet de serre du mix de consommation électrique en Suisse. La période d'amortissement énergétique d'une installation solaire en Suisse est d'environ 15 mois. Pendant ce temps, l'énergie nécessaire à la production est compensée par la production de l'usine (comparaison au niveau de l'énergie primaire). Source : Treeze 2020, Fiche d'information sur l'électricité photovoltaïque. Avec une durée de vie d'environ 30 ans, une installation photovoltaïque produit donc environ 20 fois plus d'énergie que ce qui est nécessaire à sa production.  

Les 50 gigawatts (GW) de capacité photovoltaïque installée que nous proposons correspondent à environ cinq fois la production de pointe actuelle du réseau électrique suisse. Même si les systèmes photovoltaïques n’atteignent jamais leur production maximale en même temps, il y aura un surplus de production qui pourra être stocké temporairement. Il faut distinguer différentes durées de stockage :  

• Concernant le stockage saisonnier, l’hydrogène est produit par électrolyse. Celui-ci peut être stocké directement ou après d'autres étapes de conversion sous forme de méthane ou de carburant liquide. On parle de « Power to X » et de gaz ou carburants de synthèse. Ceux-ci peuvent être utilisés en hiver, par exemple, pour faire fonctionner des centrales de cogénération ou pour faire fonctionner des véhicules lourds comme des camions ou des engins de chantier. La gestion des centrales hydroélectriques à réservoir (y compris le rehaussement des barrages et la construction de nouveaux réservoirs) contribue également de manière significative au stockage saisonnier. Même si l’énergie solaire couvre une grande partie de la demande estivale, les réserves d’eau des réservoirs peuvent être conservées.  

• Concernant le stockage quotidien et hebdomadaire, l'accent est mis sur le stockage des batteries stationnaires (de préférence comme seconde vie des voitures électriques), ainsi que sur l'autoconsommation optimisée des voitures électriques et des pompes à chaleur. Les plus grands bénéfices sont apportés par ces dernières sous la forme de systèmes de stockage de proximité, qui contribuent en même temps à alléger la charge sur les réseaux électriques. Grâce à la recharge bidirectionnelle, les batteries des voitures électriques prendront rapidement de l’importance. Les stations de pompage peuvent également être utilisées pour exploiter la production excédentaire (par exemple à midi).  

• En cas de manque de capacité de ligne, le dernier recours est la régulation dynamique des pointes de production photovoltaïque au point de raccordement de l'habitation. 

Les systèmes photovoltaïques ne fournissent leur puissance nominale que quelques heures par an. En particulier dans les zones rurales, adapter les capacités des lignes à ce pic de production aurait des conséquences importantes en termes de coûts. Il est donc nécessaire d’intensifier les efforts pour utiliser l’électricité excédentaire de la manière la plus décentralisée possible, tant pour la recharge des batteries (dans les véhicules électriques ou dans les solutions stationnaires) que pour la production de gaz et de carburants synthétiques (power-to-X).  

À des fins de compensation, il devrait être possible de réguler la puissance de pointe au point de connexion au réseau. Cela signifie qu'il est possible d'installer plus d'énergie photovoltaïque sur le réseau existant que ce qui est actuellement disponible si la consommation locale est trop faible. L'accent est mis sur la régulation dynamique de la puissance : dans ce cas, le gestionnaire du réseau veille lui-même à ce que la puissance d'injection maximale convenue au point de raccordement au réseau ne soit pas dépassée en contrôlant les charges. Les communautés énergétiques locales disposent d’un contrôle dynamique du pouvoir avec l’inclusion de quartiers entiers. Cependant, il est également envisageable que dans les zones à faible capacité de réseau, la puissance maximale absorbée au point de connexion au réseau (là où il n'y a pas de commande ou de batterie correspondante sur l'onduleur) soit fixée à 70 % de la puissance nominale. La perte de production qui en résulte n'est que de 1 à 3 %, selon l'orientation de l'usine, et n'a pas besoin d'être compensée. Il est important de noter que la flexibilité dépend du fabricant et doit être compensée. Malgré toutes ces mesures, des extensions sélectives des réseaux resteront nécessaires, notamment dans le secteur agricole. Il faut préparer les conditions pour que cela se fasse rapidement.  

Le stockage par batteries fixes peut contribuer de manière significative à l’utilisation efficace des réseaux existants, surtout s’ils sont exploités de manière à desservir le réseau et à desservir non seulement des bâtiments individuels, mais aussi des quartiers entiers à des points appropriés du réseau. Aujourd'hui, les gestionnaires de réseau ne sont pratiquement pas incités à construire des centrales de stockage de proximité ou des centrales électriques au gaz, car celles-ci, contrairement au pompage-turbinage, ne sont pas exonérées de la redevance d'utilisation du réseau. Cependant, les gestionnaires de réseau peuvent déjà payer aux propriétaires privés de stockage de batteries une redevance pour gérer leurs batteries de stockage de manière à les rendre utiles au réseau.  

L’électrification du transport de passagers progresse rapidement. Cela signifie que de plus en plus d’unités de stockage mobiles sur batterie sont disponibles. Aujourd’hui, ils sont pour la plupart monodirectionnels, c’est-à-dire qu’ils ne peuvent utiliser que les pics de production des systèmes solaires. Mais la recharge bidirectionnelle devrait bientôt devenir la norme, ce qui signifie que ces accumulateurs1 pourront également contribuer de manière significative à la sécurité de l'approvisionnement (équilibrage jour-nuit). Cependant, il est nécessaire de disposer d’une infrastructure de recharge beaucoup plus grande que celle dont nous disposons actuellement, afin que cette capacité de stockage décentralisée puisse être utilisée pour profiter de la production excédentaire d’énergie solaire.  

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1 Estimation Swiss eMobility : 2 millions de voitures électriques d'ici 2035, ce qui correspond approximativement à une capacité de stockage de 14,5 TWh, 22 GW 

1. Période du matin (6h00 - 10h00) : Durant cette période, la demande d'énergie augmente et les prix ont tendance à augmenter. Variation de la composante « Tarif variable transport » entre 10,83 et 15,83 cts/kWh.

2. Bande solaire (10h00 - 17h00) : Cette bande prend en compte la production d'énergie à partir de sources solaires et offre généralement des prix plus compétitifs grâce à la disponibilité abondante d'énergie renouvelable. Variation de la composante « Tarif variable transport » entre 5,83 et 10,83 cts/kWh. 

3. Heure du soir (17h00 - 22h00) : Pendant ces heures, les prix peuvent être plus élevés en raison de l'augmentation de la demande énergétique. Variation de la composante « Tarif variable transport » entre 10,83 et 15,83 cts/kWh. Avec cumul, ce tarif est limité à 10,83 cts/kWh car le dépassement de la bande solaire 2 assure un soutien à la pointe de consommation qui se crée de 17h à 22h.

4. Nuit (22h00 - 6h00) : Pendant ces heures, les prix sont généralement plus bas, car la demande d'énergie est moindre. Variation de la composante « Tarif variable transport » entre 5,83 et 10,83 cts/kWh.