Nouvelle loi sur l'électricité à partir de 2025 : de belles opportunités pour le photovoltaïque

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.