Plan d'action 2030 – Nos revendications en détail

Swissolar soutient l'accord sur l'électricité avec l'UE, car il intègre la Suisse au marché intérieur européen de l'électricité, renforce la sécurité d'approvisionnement et la stabilité du réseau et soutient la transition énergétique paneuropéenne vers les sources renouvelables. À l'heure actuelle, la collaboration n'est pas suffisamment garantie sur le plan juridique et Swissgrid est partiellement exclue des marchés d'équilibrage. Cet accord ouvrira le marché libre de l’électricité à tous les consommateurs finaux, tout en conservant la possibilité pour les ménages et les petites entreprises dont la consommation annuelle est inférieure à 50 MWh de rester dans un approvisionnement de base régulé. (Conseil fédéral, juin 2025).

Afin que l'accord sur l'électricité ne freine pas les investissements, il est nécessaire de garantir la sécurité de la planification dans le droit suisse. Les prix du marché ne reflètent pas suffisamment les coûts de production de l'électricité, ce qui explique l'absence d'incitations pour les nouveaux investissements, y compris dans le domaine solaire. Swissolar demande donc que la rétribution minimale prévue à partir de 2026 pour l'électricité solaire injectée dans le réseau soit maintenue à long terme. Elle stabilise les revenus, réduit le délai d'amortissement des projets et atténue les fluctuations du marché. La législation européenne en matière d'aides d'État autorise de telles réglementations pour les petites installations ; le Conseil fédéral souhaite actuellement mettre fin à la rétribution minimale trois ans seulement après l'entrée en vigueur de l'accord sur l'électricité, ce qui n'est pas nécessaire.

Une interconnexion renforcée offre une marge de manœuvre supplémentaire : la baisse de la production d'électricité en hiver peut être compensée par des importations provenant de parcs éoliens et solaires européens, tandis que l'énergie hydraulique flexible de la Suisse peut être mieux commercialisée. La valeur indicative actuellement fixée par la loi pour les importations nettes d'électricité pendant la saison hivernale, à savoir un maximum de 5 TWh, n'est donc pas pertinente dans le cadre de l'accord sur l'électricité.

Les délibérations parlementaires sur les accords bilatéraux débuteront au printemps 2026, un référendum pourrait suivre au plus tôt en 2027, de sorte que l'accord ne devrait entrer en vigueur qu'en 2030 au plus tôt.

► Sécurité de planification sur le marché de l'électricité : oui à l'accord sur l'électricité, maintien de la rétribution minimale. 

► Renoncer à une valeur indicative pour les importations d'électricité en hiver ou, si elle est maintenue, la porter à 15 TWh.

Dans le cadre du programme d'allègement budgétaire 2027, le Conseil fédéral prévoit de réduire de moitié les subventions accordées au programme Bâtiments provenant de la taxe sur le CO₂. Cela supprimerait les incitations à la rénovation des bâtiments et à l'installation de systèmes de chauffage renouvelables. Cela mettrait en péril les investissements dans les bâtiments respectueux du climat et freinerait le développement de l'énergie solaire sur les bâtiments existants. Dans le même temps, le potentiel d'amélioration de l'efficacité énergétique ne serait pas pleinement exploité, ce qui compliquerait la réduction nécessaire de consommation d'énergie hivernale et entraînerait une augmentation de la consommation d'énergie en été en raison de besoins de refroidissement. Le programme Bâtiments doit être poursuivi dans la même mesure qu'auparavant. Une augmentation de la taxe sur le CO_₂ permettrait de générer des fonds supplémentaires sans alourdir le budget fédéral, tout en incitant à réduire la consommation d'énergies fossiles nocives pour le climat (voir la prise de position en allemand de Swissolar sur l'avant-projet de loi fédérale sur le programme d'allègement budgétaire 2027, en allemand).

► Non à la réduction prévue dans le programme d'allègement budgétaire 2027.

La levée de l'interdiction de construire de nouvelles centrales nucléaires va à l'encontre de la volonté populaire, mobilise d’importantes ressources financières et politiques pendant des années et entrave le développement urgent des énergies renouvelables. Les nouvelles centrales nucléaires ne seraient pas opérationnelles avant 2050 au plus tôt et les nouvelles technologies nucléaires envisagées sont encore très loin d'être commercialisables. Elles posent également des problèmes de sécurité, produisent des déchets radioactifs et ne pourraient être financées qu'avec un soutien massif de l'État, probablement au détriment de la promotion des énergies renouvelables. Pour garantir la sécurité de l'approvisionnement, la Suisse a besoin d'autres solutions d'ici là : photovoltaïque, énergie éolienne et hydraulique, stockage par batterie et un réseau adapté. Les nouveaux projets de centrales nucléaires sont irréalistes, coûteux et détournent l'attention de la tâche principales : le développement rapide des énergies renouvelables. 

► Continuer à miser sur les énergies renouvelables. Non à « l’initiative blackout » et à la contre-proposition.

Les installations photovoltaïques alpines et verticales fournissent nettement plus d'électricité pendant la saison hivernale que les installations photovoltaïques à plat ou inclinées à un angle de 30 à 40°. Aujourd'hui déjà, l'électricité solaire joue un rôle important pendant les mois d'hiver : du 1er octobre 2024 au 31 mars 2025, les installations photovoltaïques suisses ont produit environ 1,8 TWh d'électricité. Cela représente plus du double du solde des importations d'électricité pour la même période. En mars et avril 2025, les niveaux des lacs de retenue ont atteint des niveaux historiquement bas durant une période de sécheresse. Dans cette situation critique, l'énergie solaire a couvert jusqu'à un cinquième des besoins quotidiens en électricité. Il est donc clair que l'énergie solaire et l'énergie hydraulique se complètent parfaitement. Lorsque les réservoirs atteignent leur niveau le plus bas vers la fin de l'hiver, la production d'électricité solaire augmente fortement. L'Illustration ci-dessous montre cela à l'aide du niveau de remplissage des lacs de retenue (en bleu) et de la production solaire cumulée pendant la saison hivernale (en jaune).

La construction d'installations photovoltaïques sur des sites particulièrement adaptés permet d'augmenter encore la production d'électricité photovoltaïque en hiver. Les installations solaires en façade, qui produisent environ 45 % de leur rendement annuel pendant la saison hivernale, bénéficient depuis 2025 d'un bonus d'angle d'inclinaison accru. En outre, depuis 2026, une procédure d’annonce simplifiée s'applique aux installations solaires en façade suffisamment adaptées situées en dehors des zones protégées (voir révision sur l’ordonnance sur l’aménagement du territoire OAT Art 32a^bis).

Les installations en plein air dans les Alpes contribuent également de manière importante à l'approvisionnement en électricité tout au long de l'année. À l'automne 2022, le Parlement a simplifié la construction et l’encouragement de ces installations avec le Solarexpress. Même si les objectifs fixés à l'époque semblent rétrospectivement trop ambitieux, l’encouragement reste néanmoins judicieuse, en particulier sur les sites disposant d'infrastructures existantes (par exemple à la périphérie des domaines skiables). L'art. 12 LEne et l'art.24^bis  LAT (pas encore en vigueur) prévoient des autorisations simplifiées pour certaines catégories d'installations en plein air. De plus, l'énergie solaire et l'énergie éolienne se complètent idéalement dans la temporalité : alors que le photovoltaïque fournit principalement des valeurs maximales pendant la journée et au printemps ou en été, l'énergie éolienne produit davantage la nuit et en hiver.

► Mettre en œuvre la rétribution unique pour le bonus d'électricité hivernale.

► Mettre en œuvre l'extension prévue de l'énergie éolienne et des capacités hydroélectriques supplémentaires afin de tirer parti de la synergie entre les énergies renouvelables.

► Assurer la succession du Solarexpress.

Les accumulateurs thermiques, par exemple sous forme de réservoirs d'eau chaude ou de sondes géothermiques saisonnières, permettent de produire de la chaleur en été ou pendant les périodes d'excédent d'électricité et de la stocker pour l'hiver. Les accumulateurs thermiques d'un volume de 2 TWh sont considérés dans la feuille de route « Energiespeicher 3.0 » (Stockage d'énergie 3.0) de l'aeesuisse comme un objectif réalisable pouvant contribuer de manière décisive à la sécurité énergétique et à l'approvisionnement en Suisse. Pour exploiter ce potentiel, il faut toutefois surmonter divers obstacles en matière d'aménagement du territoire et de financement. La construction de réservoirs thermiques en dehors des zones à bâtir n'est généralement pas autorisée à l'heure actuelle. De plus, les coûts de raccordement au réseau pour la recharge avec l'électricité solaire excédentaire et les frais d'utilisation du réseau augmentent les coûts des projets et ont donc souvent un effet dissuasif. Des obstacles similaires existent également pour les batteries de stockage (voir chapitre 4).

► Autoriser les accumulateurs thermiques également en dehors des zones à bâtir, avec des procédures d'autorisation simplifiées et uniformisées.

► Réduire les frais d'utilisation du réseau et de raccordement pour la recharge utile au réseau (excédent photovoltaïque) et ancrer des contributions d'investissement ciblées pour les grands accumulateurs.

Les regroupements dans le cadre de la consommation propre dits virtuels (RCPv) ainsi que, à partir de janvier 2026, les communautés électriques locales (CEL) permettent une utilisation partagée de l'électricité solaire produite localement au sein d'un bâtiment ou entre plusieurs bâtiments, voire à l’échelle d’une commune entière. Ces modèles contribuent à améliorer la rentabilité des installations photovoltaïques, à réduire les factures d'électricité et peuvent contribuer à réduire les besoins d'extension du réseau. Bien que les bases réglementaires soient en place, leur mise en œuvre se heurte encore à de nombreux obstacles :

• Dans les zones dotées de réseaux de manchons, la création d'un RCPv avec des bâtiments voisins est nettement plus difficile et souvent impossible, ce qui exclut une partie de la population.
• Il existe également des restrictions pour les CEL : ainsi, la fourniture d'électricité entre les niveaux de réseau 5 et 7 n'est pas autorisée, ce qui entrave inutilement l'utilisation des CEL. En outre, le maximum légal de 60 % de réduction sur le tarif d'utilisation du réseau de distribution n'a pas été exploité, ce qui rend souvent le modèle moins attractif.
• De plus, la mise en œuvre de RCPv et de CEL est parfois freinée économiquement dans des cas où elle serait en réalité techniquement possible. Les raisons sont des tarifs excessifs de mise en place, de mutation et de mesure exigés par certains gestionnaires de réseau de distribution (GRD) en tant que prestataires de services monopolistiques. Dans de nombreux cas, cela rend l'utilisation locale de l'électricité non rentable.

Swissolar demande donc que les GRD ne soient pas autorisés à facturer des frais de mise en place ou de mutations, car il s'agit de prestations monopolistiques qui doivent être fournies gratuitement. En outre, les coûts de mesure pour les compteurs avec et sans facturation doivent être clairement indiqués et être équitables et non discriminatoires afin de permettre une concurrence loyale entre les modèles de consommation propre ou locale.

► Ne pas autoriser les frais de mise en place ou de mutations pour les CEL et les RCPv.

► Coûts de mesure transparents et équitables : les coûts des compteurs avec et sans facturation doivent être clairement indiqués et non discriminatoires. En outre, un plafond doit être fixé pour ces coûts.

► Introduire une réduction de 60 % du tarif d'utilisation du réseau de distribution pour les CEL.

► Permettre la fourniture d'électricité entre les niveaux de réseau 5 et 7 au sein d'une CEL.

► Autoriser les RCPv également pour les réseaux de manchons.

En 2025, les installations solaires couvriront en moyenne environ 14 % des besoins en électricité de la Suisse. À certaines heures de pointe, la part d'électricité solaire dans le réseau atteint déjà 80 %. Les structures tarifaires et les mécanismes de contrôle actuels de certains gestionnaires de réseaux de distribution sont parfois encore axés sur l'énergie en ruban des centrales nucléaires et ne sont souvent plus adaptés à la situation actuelle. Les tarifs bas durant la nuit et les consommateurs bloqués par le contrôle centralisé à midi ne correspondent plus à la situation actuelle, caractérisée par une production élevée d'électricité solaire pendant la journée. Les systèmes actuels de rétribution ne créent pas d'incitations favorables au marché, au réseau ou au système et n'offrent pas suffisamment de sécurité pour les investissements.

En raison de la forte croissance du photovoltaïque, les prix de l'électricité en bourse baissent pendant les périodes de forte production solaire, ce qui réduit la valeur économique (capture rate) de l'électricité solaire. Dans le même temps, les pics d’injection pèsent sur les réseaux. Afin que les énergies renouvelables deviennent un pilier de l’approvisionnement en électricité, la production et la consommation doivent être alignées. Les prix du marché spot sont particulièrement élevés en hiver ainsi que le matin et le soir, tandis qu'ils sont souvent bas, voire parfois négatifs, en été et à midi, notamment en raison des capacités de production difficilement régulables (par exemple, les centrales nucléaires). L'illustration ci-dessous montre les fluctuations temporelles des prix de l'électricité : pendant la nuit, tôt le matin et le soir, lorsque l'énergie solaire ne produit pas ou peu d'électricité, les prix de l'électricité sur le marché spot sont élevés (cases orange), tandis qu'ils baissent considérablement à midi en raison de la forte production d'énergie solaire (cases vertes). Dans le même temps, les mécanismes tarifaires et de contrôle créent souvent des incitations inopportunes : les tarifs de nuit moins chers, les pompes à chaleur ou stations de recharge bloquées à midi, et la recharge des voitures électriques favorisée le soir en raison du manque d'incitations déplacent la consommation vers les périodes de prix élevés et de forte demande plutôt que vers les heures de midi, où les prix sont plus avantageux. Tous les groupes de clients, quel que soit leur opérateur de réseau, doivent pouvoir avoir accès à des tarifs énergétiques basés sur le marché spot et pouvoir ainsi tirer directement parti des signaux de prix et du système (voir également chapitre Extension intelligente et efficace du réseau).
 

Une rétribution pour l'électricité injectée basée sur les prix du marché spot, décidée par le Parlement en septembre 2025, incite à injecter l'électricité solaire dans des périodes favorables au système.

Outre les batteries, d'autres formes de stockage (par exemple les accumulateurs de chaleur, voir chapitre 2 Renforcer l'utilisation des stockages saisonniers) contribuent également à l'optimisation du système. Une stratégie nationale coordonnée en matière de stockage doit montrer comment les différents outils peuvent réduire l'extension du réseau et renforcer la sécurité d'approvisionnement. Swissolar soutient donc une initiative en faveur d'une stratégie nationale de résilience et de stockage au service du réseau, actuellement en cours d’examen au Conseil national. Swissolar travaille également avec des organisations partenaires à l'élaboration d'un plan de stockage d'énergie 2035/2050, qui sera publié en 2026.   

► Permettre à tout moment la consommation propre derrière le raccordement au réseau, même en cas de limitation de l'injection.

► Élaborer et mettre en œuvre une stratégie nationale de stockage au service du réseau.

► Promouvoir de manière ciblée les stations de recharge bidirectionnelles et les intégrer de manière utile au réseau.

Les batteries peuvent être utilisées non seulement derrière le raccordement au réseau, mais aussi dans le réseau. Elles peuvent fournir ou prélever de l'électricité en quelques fractions de seconde et sont donc idéales pour l'énergie de réglage. Jusqu'à présent, ce sont principalement les centrales hydroélectriques et, dans une moindre mesure, les centrales thermiques qui sont utilisées pour l'énergie de réglage. Dans le cadre du projet pilote PV4Balancing de Swissgrid, les premières entreprises peuvent accéder à l'énergie de réglage négative sur les installations photovoltaïques. En contrepartie, les propriétaires des installations reçoivent 70 % des revenus. Les batteries peuvent également participer au marché de l'énergie de réglage après préqualification pour la commercialisation de la flexibilité. Cela ouvre de nouvelles possibilités financières pour les propriétaires d'installations photovoltaïques et les entreprises d'installation. En conséquence, les batteries décentralisées peuvent, en tant que stockage en essaim, contribuer de manière significative à la stabilisation de la fréquence ou à la capacité de démarrage autonome du réseau. Dans la pratique, cependant, la participation est entravée par des procédures de préqualification coûteuses, des processus peu numérisés et des conditions de marché rigides. Les longs délais de livraison et la rareté des appels d'offres rendent difficile la participation des petits acteurs dans des systèmes de plus en plus décentralisés.

► Accélération des procédures de préqualification des nouvelles technologies

► Simplifier et numériser les processus du marché de l'énergie de réglage

► Raccourcir les délais de livraison et les appels d'offres à court terme pour plus de flexibilité et de participation.

La condition préalable à une gestion intelligente de la production et de la consommation est la disponibilité de données appropriées. Grâce au déploiement en cours des compteurs intelligents (Smart Meters), beaucoup plus de données en temps réel seront disponibles à l'avenir. Ce qui est déterminant, cependant, c'est leur utilisation standardisée et intelligente, rendue possible notamment par la plateforme de données nationale pour le secteur de l'électricité. En particulier pour le fonctionnement intelligent des RCP(v) et des CEL, des interfaces uniformes de données standardisées de production et de consommation sont nécessaires pour les coordonner de manière ciblée et ainsi soulager les réseaux.

Le schéma ci-dessous montre comment les données standardisées peuvent être échangées entre le bâtiment, le réseau de distribution et les entreprises de fourniture d'énergie. SmartGrid ready développe, en collaboration avec les gestionnaires de réseau de distribution et d'autres parties prenantes, des solutions harmonisées pour cette communication et soutient une intégration fiable du système grâce au label bâtiment. Ainsi, la photovoltaïque, le stockage, la pompe à chaleur et la mobilité électrique dans un bâtiment sont efficacement coordonnés et intégrés de manière intelligente au réseau.

► Créer des plateformes et des interfaces standardisées pour une gestion intelligente de l'énergie.

Pour la production décentralisée d'électricité à partir d'installations photovoltaïques, une extension accrue du réseau est inévitable dans de nombreux endroits. Les mesures décrites ci-dessus pour réduire les pics de charge et l'exploitation intelligente des RCP(v) et des CEL peuvent certes réduire considérablement ce besoin, mais ne peuvent pas l'éliminer complètement. Cependant, une partie importante de l'infrastructure réseau existante doit de toute façon être renouvelée en raison de son âge. Le besoin d'extension n'est donc pas seulement dû à l'augmentation de l'électricité provenant des énergies renouvelables, mais coïncide avec une modernisation des réseaux qui était de toute façon nécessaire. Il faut donc accélérer les mesures de développement du réseau. Swissolar soutient l’arrêté du Conseil fédéral sur l'accélération de l’extension et de la transformation des réseaux électriques, mais demande que le projet de loi et sa mise en œuvre mettent davantage l'accent sur les réseaux de distribution et les systèmes de stockage décentralisés.

Avec la révision de la loi sur l'approvisionnement en électricité (LApEl, art. 17b) au 1er janvier 2026, les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) disposeront d'autres moyens légaux pour exploiter la flexibilité : ils auront la possibilité de limiter l'injection dans le réseau d'une installation photovoltaïque jusqu'à 3 % de la production annuelle sans indemnisation. La recommandation de la branche AIR – CH 2025 de l'AES, publié en septembre 2025, explique les différentes possibilités d’ajustement de l’injection des installations photovoltaïques au service du réseau. Outre les limitations fixes (par exemple à 70 % de la puissance nominale DC), des limitations dépendantes de la tension ou des incitations tarifaires sont également possibles. Il est important de noter qu'une limitation fixe de la puissance à 70 % ne signifie en aucun cas une perte de production d’énergie de 30 %, mais seulement une perte d’énergie de 1 à 2 %. Swissolar recommande également des tarifs dynamiques pour la rétribution de l’électricité injectée comme tarif optionnel, avec des tarifs bas en été et à midi, ainsi que la libération des gros consommateurs tels que les chauffe-eaux électriques pendant les périodes de forte production d'énergie solaire. Il appartient désormais aux GRD d'utiliser ces moyens afin d'éviter les pics de puissance qui sollicitent le réseau. Cela permettra d'éviter des investissements de plusieurs milliards dans l'extension du réseau. 

► Outre la simplification des procédures d'autorisation pour les lignes de transport, il est nécessaire de simplifier les procédures pour les extensions nécessaires des réseaux de distribution, des stations de transformation, des armoires de distribution et des batteries de stockage.

► Dans les rares cas de surcharge du réseau, une limitation intelligente de l’injection doit être introduite au niveau du point de couplage au réseau.

► Des incitations à une injection favorable au réseau devraient être créées par le biais de tarifs dynamiques pour l’électricité injectée.

Les installations sur toitures non classiques (p. ex. sur des infrastructures, dans l'agriculture ou dans les régions alpines) sont sous-utilisées malgré leur fort potentiel. Elles permettent une double utilisation, une production d'électricité accrue en dehors des pics de midi et augmentent la sécurité d'approvisionnement. Un bonus pour les parkings est certes en vigueur depuis début 2025 et les Chambres fédérales ont approuvé en septembre 2025 une motion prévoyant une procédure d'autorisation accélérée avec simple obligation d’annonce pour les installations photovoltaïques sur les infrastructures. Néanmoins, il existe encore des obstacles bureaucratiques, en particulier pour l'utilisation agricole du photovoltaïque (agri-PV) où les autorisations sont liées à des preuves de rendement supplémentaire. Son utilisation est jusqu'à présent limitée aux cultures de fruits et de baies, alors que l'agri-PV est déjà beaucoup plus répandu dans les pays voisins.

Les projets solaires dans les sites construits dignes de protection (zones ISOS avec objectif de protection A) sont confrontés à des obstacles particuliers. Les produits photovoltaïques désormais disponibles (par exemple les modules solaires de couleur assortie) permettent également de trouver des solutions esthétiques dans ces zones. Il convient donc de rejeter les interdictions générales d'installer des panneaux solaires. Il est nécessaire de mettre en place une procédure d'autorisation transparente et rapide, y compris pour les objets protégés.

► Mettre en œuvre la procédure d’annonce pour les infrastructures photovoltaïques (motion).

► Activer de manière ciblée les surfaces situées le long des voies de circulation pour le développement du photovoltaïque.

► Faciliter l'agri-PV : pas d'obligation de prouver le rendement supplémentaire des cultures, autorisation également sur les prairies.

► Adapter la loi sur l'aménagement du territoire (LAT, art. 18a, al. 3) : autoriser les installations solaires dans les zones ISOS selon des critères clairs. Pas de zones d'interdiction solaire.

L'introduction prévue des prescriptions énergétiques cantonales 2025 (MoPEC 2025) offre la possibilité de faire progresser de manière décisive le développement du photovoltaïque dans le secteur du bâtiment. Afin d'atteindre les objectifs nationaux en matière d'énergies renouvelables tout en réduisant le déficit électrique hivernal, il est urgent que chaque bâtiment exploite le potentiel solaire disponible dans, sur ou à proximité du bâtiment, en particulier dans le cas des nouvelles constructions et des rénovations importantes. Actuellement, 90 % des surfaces appropriées des bâtiments sont inutilisées. Des obligations claires et généralisées sont nécessaires pour exploiter ce potentiel. Pour les bâtiments existants, toutefois, des délais forfaitaires ou des exigences contraignantes sont contre-productifs et difficiles à mettre en œuvre sur le plan sociopolitique. Dans ce domaine, l'accent devrait être mis sur les incitations financières et les exigences en matière de rénovation complète.

► Les MoPEC 2025 doivent être mis en œuvre rapidement et de manière ambitieuse, idéalement par une mise en œuvre coordonnée dans le plus grand nombre possible de cantons.

► Pour les nouvelles constructions et les rénovations complètes, il convient d'ancrer l'obligation de produire sa propre électricité. À cet égard, des critères objectifs tels que la surface de référence énergétique et l'adéquation des surfaces de toiture et de façade doivent être pris en compte.

► Pour les bâtiments existants, il faut privilégier, plutôt que des délais, des mécanismes de soutien intelligents, des campagnes d'information et des incitations ciblées dans le cadre des rénovations.

La Suisse dispose d'une recherche photovoltaïque de niveau mondial, qui travaille en étroite collaboration avec les producteurs innovants locaux. Cela fait de la Suisse un leader mondial dans le domaine du BIPV et d'autres technologies innovantes. Cette recette du succès est fortement menacée par la suppression prévue du programme P+D et la réduction de moitié prévue du programme Innosuisse dans le cadre du programme d'allègement budgétaire 2027.

► Le programme pilote et de démonstration doit être maintenu, éventuellement avec des réductions.

► Pas de coupes budgétaires chez Innosuisse

Les défis posés par la transition énergétique nécessitent des recherches approfondies dans les domaines des technologies de stockage, du développement des cellules et des modules, de l'intégration dans les bâtiments, de l'agri-PV, ainsi que du stockage saisonnier et des solutions au service du système. Ces domaines sont essentiels pour la sécurité d'approvisionnement et la stabilité du réseau. Sans un soutien ciblé, la Suisse risque de perdre sa position dominante dans la recherche et le développement photovoltaïques. Pour garantir la sécurité d'approvisionnement, la stabilité du réseau et le progrès technologique, il est essentiel d'investir de manière ciblée dans la recherche sur les technologies de stockage, le BIPV, l'agri-PV et les solutions saisonnières.

► Promouvoir de manière ciblée la recherche dans les domaines technologiques stratégiques.

Les parts de marché élevées de la Chine dans la production de modules solaires et de leurs composants créent des dépendances. On observe des évolutions similaires vers une concentration du marché dans le domaine des onduleurs et des batteries de stockage. Les demandes en faveur d'une plus grande diversification des chaînes d'approvisionnement, qui respectent également les critères ESG (environnementaux, sociaux et de gouvernance), sont donc compréhensibles. Swissolar estime que ces efforts peuvent aboutir si la Suisse coopère avec l'UE, qui a déjà pris diverses mesures dans le domaine de la conception durable des chaînes d'approvisionnement. Grâce à sa recherche photovoltaïque reconnue à l'échelle internationale, la Suisse peut jouer un rôle essentiel dans ce domaine. 

► Garantir le respect des critères ESG.

► Diversifier les chaînes d'approvisionnement : coopération avec l'UE en matière de promotion économique et de recherche.

La domination actuelle de certains acteurs (AES) dans l'adoption de directives centrales dans le domaine de l'électricité n'est plus appropriée compte tenu de la décentralisation croissante de la production d'électricité. Une participation obligatoire des associations de production d'électricité, d'exploitation de stockage et de consommation finale doit être garantie tant lors de l'élaboration que, surtout, lors de l'adoption des documents pertinents.

► Participation systématique du secteur solaire suisse à l'élaboration et à la décision des normes de la branche.

Les prescriptions techniques et les processus de réseau diffèrent encore considérablement entre les quelques 620 gestionnaires de réseau en Suisse. Cela complique inutilement le travail des entreprises d'installation (installations photovoltaïques, pompes à chaleur, stations de recharge, etc.). Une standardisation contraignante est donc nécessaire.

► Harmonisation des réglementations des gestionnaires de réseau.