Taille et part du marché de l'énergie solaire en Suisse - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie solaire en Suisse

Économies d'autoconsommation photovoltaïque en toiture stimulées par une hausse des prix de l'électricité au détail de 28 % en glissement annuel

Les tarifs d'électricité des ménages ont dépassé 0,30 CHF par kWh en 2024, permettant aux installations en toiture de proposer des prix inférieurs de près de 40 % aux tarifs du réseau à Bâle-Ville et à Zurich.^{(2)IWB Basel, "Aperçu des tarifs 2024", iwb.ch} Cet écart de prix favorable a entraîné une augmentation de 603 MW de la capacité enregistrée au premier trimestre 2024, soit une hausse de 81 % en glissement annuel. Le coût nivelé de l'énergie pour des installations types de 10 kWc est tombé à 0,06-0,08 CHF par kWh, positionnant le solaire comme l'option d'approvisionnement résidentiel la plus rentable.^{(3)Meteotest AG, "PV LCOE Calculator 2024", meteotest.ch} Les flux de capitaux se sont détournés des travaux d'isolation au profit de la production distribuée, obligeant les réseaux municipaux à se moderniser. Les services publics qui installent des compteurs intelligents et des tarifs dynamiques sont bien placés pour capter de nouveaux revenus d'équilibrage à mesure que les prosommateurs exportent leur surplus d'énergie diurne.

Subventions photovoltaïques alpines pour l'énergie solaire hivernale dans le cadre de la loi Solarexpress de 2022

Le dispositif Solarexpress oriente les allègements de coûts en capital (capex) vers les projets en haute altitude qui doivent livrer 10 % de leur capacité prévue d'ici fin 2025, en privilégiant la production hivernale lorsque le pays importe jusqu'à 4 GW. L'installation solaire Sedrun Solar de 19,3 MW a commencé sa construction en août 2024 et devrait fournir 29 GWh annuellement, dont 47 % de sa production en hiver. Le parc NalpSolar de 8 MW d'Axpo a obtenu un contrat d'achat sur 20 ans auprès des Chemins de fer fédéraux suisses, soulignant l'appétit profond des entreprises pour les couvertures énergétiques saisonnières.^{(4)Groupe Axpo, "Corporate PPA Tracker 2024", axpo.com} Néanmoins, les autorisations nécessitent en moyenne 28 mois, ajoutant 50 à 100 CHF par MWh aux coûts des projets et retardant plus de 300 MW de raccordements en 2024. Les développeurs associent désormais des compensations de biodiversité et des participations locales au capital pour accélérer le processus d'approbation.

Solaire obligatoire sur les bâtiments neufs et rénovés dans ≥20 cantons à partir de 2025

Les réglementations cantonales, alignées sur la loi sur l'électricité de juin 2024, intègrent le photovoltaïque en toiture dans le processus d'autorisation de construire, faisant du solaire une voie de conformité par défaut. Bâle-Ville prévoit 50 MW de capacité supplémentaire chaque année grâce à des procédures d'approbation simplifiées qui réduisent les délais administratifs de 50 %. Zurich et Berne imposent des règles similaires liant les certificats d'occupation à l'installation de panneaux, limitant ainsi la taille des marchés des toitures commerciales à 100-500 kWc par site. Avec des marges supérieures de 15 à 20 % aux niveaux résidentiels, les installateurs réorientent leurs équipes vers des projets de moyenne envergure, même si un manque de main-d'œuvre de 15 % prolonge les délais d'exécution pour les ménages à neuf mois. Les filières de formation restent insuffisantes, ce qui suggère que la pression salariale persistera jusqu'en 2026.

Essor des contrats d'achat d'électricité d'entreprise (plus de 100 MW signés en 2024) libérant le pipeline à grande échelle

Des fabricants internationaux et des exploitants de centres de données ont conclu plus de 100 MW de contrats d'achat d'électricité solaire en 2024 pour satisfaire aux seuils de l'initiative Science Based Targets et se prémunir contre la volatilité des prix au comptant. Axpo s'est associé à Helion Energy pour agréger 40 GWh de capacité en toiture dans une structure contractuelle multi-acheteurs qui contourne les intermédiaires traditionnels des services publics. Les Chemins de fer fédéraux suisses ont sécurisé un approvisionnement hivernal de pointe via un contrat de 20 ans pour le projet NalpSolar, alignant l'électrification des transports sur la demande saisonnière. Ces structures réduisent le risque sur les revenus et permettent d'accéder à un financement par emprunt moins coûteux, bien que la concentration sur un petit nombre d'acheteurs d'entreprise accroisse le risque de contrepartie en cas d'assouplissement des conditions macroéconomiques.

Points de congestion du réseau retardant plus de 300 MW de raccordements en 2024

Les lignes de distribution à Saint-Gall et en Thurgovie manquent de capacité pour les flux bidirectionnels, obligeant les développeurs à financer eux-mêmes le remplacement de transformateurs, ce qui ajoute 50 000 à 100 000 CHF à chaque projet. Les services publics municipaux dont les dépenses d'investissement annuelles sont inférieures à 10 millions de CHF reportent les mises à niveau, tandis que l'opérateur de transport Swissgrid se concentre sur les lignes longue distance. Les vallées alpines font face à des défis similaires lorsque les pics de production solaire hivernale coïncident avec les déversements hydroélectriques, entraînant un effacement de 10 à 15 % sur certains sites. La loi sur l'électricité de juin 2024 vise à harmoniser les règles de raccordement au réseau ; toutefois, la mise en œuvre varie selon les 600 sociétés de distribution. Les développeurs ciblent de plus en plus les cantons disposant de feuilles de route proactives en matière d'investissement dans le réseau, ce qui creuse les écarts d'adoption régionaux.

Longues procédures d'autorisation environnementale pour le photovoltaïque alpin (médiane de 28 mois)

Les projets situés au-dessus de 1 500 m d'altitude nécessitent des examens de biodiversité fédéraux et cantonaux qui se chevauchent et prolongent l'approbation bien au-delà de l'objectif de 12 mois. Le projet solaire Vorab reste en suspens, malgré l'obtention d'un permis de construire, pendant que les parties prenantes négocient des compensations de renaturation. Les processus en double ajoutent six à douze mois, augmentant les coûts de financement et compromettant les avantages d'approvisionnement hivernal que procure le solaire alpin. La loi sur l'aménagement du territoire de 2024 classe désormais certaines crêtes comme zones prioritaires pour l'énergie ; cependant, l'adoption cantonale est inégale, ce qui entraîne des délais moyens de près de 28 mois. Certains développeurs réagissent en proposant des participations aux bénéfices communautaires, mais ces concessions augmentent les coûts de l'électricité livrée et réduisent l'avantage de marge par rapport aux sites de plaine.

*Nos prévisions mises à jour traitent les impacts des moteurs et des freins comme directionnels et non additifs. Les prévisions d’impact révisées reflètent la croissance de base, les effets de mix et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par technologie : le photovoltaïque domine, l'énergie solaire à concentration absente

La taille du marché de l'énergie solaire en Suisse pour les systèmes photovoltaïques a atteint un record de 9,67 GW en 2025, soit 100 % de la capacité, et devrait croître à un TCAC de 13,32 % pour atteindre 20,47 GW d'ici 2031. Les panneaux bifaciaux sur des terrains réfléchissants enneigés offrent des rendements spécifiques annuels de 1 434 kWh par kWc, comme démontré par le projet Sedrun Solar de 19,3 MW, justifiant une prime de module de 100 CHF par kWc. L'énergie solaire à concentration est absente en Suisse car le pays manque de parcelles de terrain contiguës et d'une irradiance normale directe élevée. Le photovoltaïque intégré au bâtiment représente moins de 5 % des installations annuelles, bien que le fabricant local de modules 3S Swiss Solar Solutions puisse fournir 200 MW de produits de façade par an conformes aux règles des bâtiments patrimoniaux.

La différenciation des composants est centrée sur des cellules de type N plus efficaces et des onduleurs hybrides. Le contrat de TRITEC avec Sigenergy en 2024 regroupe les fonctions de stockage et d'onduleur dans une seule armoire, réduisant le temps d'installation et augmentant les taux d'autoconsommation jusqu'à 20 %. La tentative de Meyer Burger d'ancrer la production nationale de modules a été bloquée lorsque le conseil fédéral a retiré son soutien aux subventions, maintenant le marché de l'énergie solaire en Suisse à 90 % dépendant des importations asiatiques. La dépendance aux approvisionnements étrangers réduit les coûts en capital mais expose les développeurs à des risques géopolitiques ; les services publics se couvrent en passant des commandes anticipées de six mois.

Par type de réseau : suprématie des systèmes connectés au réseau, niche hors réseau

Les installations connectées au réseau représentaient 9,61 GW de la taille prévisionnelle du marché de l'énergie solaire suisse pour 2025 et devraient maintenir un TCAC de 13,38 % jusqu'en 2031, portées par le service universel, le comptage net et les contrats d'achat d'électricité d'entreprise. Swissgrid investit 4 milliards de CHF dans des mises à niveau du réseau de transport jusqu'en 2030, en installant des équipements de régulation de tension qui permettent des flux bidirectionnels hivernaux. Les règles vZEV en attente permettront aux résidents de former des micro-marchés qui échangent de l'électricité en interne à des tarifs réduits, renforçant ainsi le lien entre les actifs derrière le compteur et le réseau public.

Les systèmes hors réseau restent un marché de niche, représentant seulement 0,58 %, limités aux refuges alpins, aux postes de secours en montagne et aux répéteurs de télécommunications où les extensions de réseau dépassent 100 000 CHF par kilomètre. Des coûts de batteries supérieurs à 400 CHF par kWh empêchent une migration massive vers les systèmes hors réseau. À moins que les prix du lithium-ion ne diminuent de moitié ou que les régulateurs ne réduisent les crédits à l'exportation, la part hors réseau restera minimale, bien que le stockage hybride pour la sauvegarde dans les maisons raccordées au réseau se développe à mesure que les événements météorologiques extrêmes deviennent plus fréquents.

Par utilisateur final : le résidentiel en tête, la grande échelle s'accélère

Les toits résidentiels représentaient 65,85 % de la part du marché de l'énergie solaire en Suisse en 2025, portés par des codes du bâtiment obligatoires dans plus de 20 cantons et des tarifs d'électricité dépassant 0,35 CHF par kWh dans certaines villes. Les délais de remboursement ont été ramenés à 8-10 ans, même sans subventions, entraînant des enregistrements résidentiels au premier trimestre 2024 supérieurs de 81 % à ceux de l'année précédente. Les pénuries de main-d'œuvre prolongent désormais les délais d'installation en toiture au-delà de six mois, freinant le rythme d'expansion du segment jusqu'en 2026.

Les installations à grande échelle devraient connaître la croissance la plus rapide, avec un TCAC de 16,12 % jusqu'en 2031, portées par les incitations SolarExpress et un pipeline croissant de contrats d'achat d'électricité d'entreprise dépassant 100 MW. La taille du marché de l'énergie solaire suisse pour les contrats d'achat alpins devrait atteindre 1,29 GW d'ici 2031, la forte production hivernale s'alignant avec la dépendance aux importations du pays. Des entrepreneurs spécialisés en ingénierie, approvisionnement et construction font appel à des équipes venues de toute l'Europe, protégeant les grands projets des pénuries de main-d'œuvre nationales. Les toitures commerciales et industrielles, situées entre le résidentiel et la grande échelle, attirent des investisseurs qui regroupent des actifs dans des communautés virtuelles pour un rendement prévisible.

Analyse géographique

Les cantons urbains de Bâle-Ville, Zurich et Genève étaient en tête de la capacité cumulée en 2024. Bâle-Ville vise à elle seule 50 MW d'ajouts chaque année jusqu'en 2030, soit le triple de la moyenne nationale par habitant. Zurich a intégré 120 MW en 2024 dans les demandes de permis de construire après avoir lié les certificats d'occupation à la conformité solaire. La subvention de 30 % de Genève sur les systèmes inférieurs à 30 kWc a porté la croissance à 25 % par an jusqu'en 2024, soutenue par des dépenses en capital du service public municipal SIG dépassant 100 millions de CHF.

Les cantons alpins des Grisons, du Valais et d'Uri ont émergé comme des pôles à grande échelle dans le cadre de Solarexpress, avec 75 MW de projets alpins en construction entre août 2024 et mars 2025. Le Valais a attiré 200 millions de CHF d'investissements en 2024, mais a subi des retards en raison des examens environnementaux, ce qui a limité les raccordements effectifs à 15 MW. Uri a accéléré 10 MW via des zones prioritaires pour l'énergie exemptées des évaluations paysagères. Ces régions produisent jusqu'à 50 % de la production annuelle en hiver, les rendant essentielles à la sécurité d'approvisionnement nationale, bien qu'elles soient d'une capacité absolue inférieure aux zones urbaines.

La Suisse orientale est à la traîne car Saint-Gall et la Thurgovie font face à des points de congestion du réseau qui ont retardé plus de 300 MW de demandes en 2024. Les services publics municipaux aux budgets limités reportent les mises à niveau des lignes d'alimentation, obligeant les développeurs à financer eux-mêmes les travaux sur le réseau. La domination de l'hydroélectricité en Thurgovie répond à 60 % de la demande locale, atténuant l'urgence politique des obligations solaires en toiture. Le futur cadre vZEV pourrait améliorer l'économie grâce à des réductions tarifaires, même dans les cantons à prix plus bas ; toutefois, les disparités régionales persisteront à moins que des financements harmonisés ne parviennent aux petits services publics.