Et où une incitation bien intentionnée produit même l’effet inverse. Un regard sur de véritables études suisses plutôt que sur des promesses marketing.
« Recharge intelligente » n’est pas une notion uniforme. Il vaut la peine de distinguer trois concepts :
Comme on le verra plus bas, cette distinction est précisément décisive, car les trois n’agissent pas de la même manière, et l’un d’eux peut même nuire au réseau au lieu de l’aider.
L’étude sur les réseaux de distribution de l’Office fédéral de l’énergie (OFEN, 2022) calcule un scénario du pire : si, par un soir d’hiver froid, toutes les pompes à chaleur fonctionnent en même temps (estimé à 5,6 GW) et que, en plus, seulement 10 % des 3,6 millions de voitures électriques attendues à l’avenir se rechargent simultanément, il en résulte une charge supplémentaire de 9,6 GW, soit à peu près autant, en plus, que l’ensemble de la charge de pointe de la Suisse en 2020 à la même période. Selon le comportement de recharge, l’étude estime l’extension nécessaire du réseau due à la transition énergétique et à l’électromobilité ensemble entre 12 et 66 milliards de francs, avec 30 milliards de francs comme scénario de base.
La conclusion vraiment intéressante de l’étude de l’OFEN : la véritable recharge orientée réseau (qui tient compte de la situation réelle du réseau) réduit d’environ 8 milliards de francs les besoins d’extension du réseau. La simple recharge selon un tarif de marché avantageux, sans aucun lien avec la situation du réseau, augmente en revanche les besoins d’extension de 33 milliards de francs supplémentaires, car de nombreux ménages commencent à recharger en même temps dès que le tarif devient avantageux. L’étude parle d’un effet de surcoordination : l’incitation tarifaire coordonne trop bien, tout le monde réagit en même temps, et de nombreuses petites charges forment une nouvelle grande pointe. Une étude européenne de Fraunhofer ISE et ISI (non spécifique à la Suisse) confirme ce schéma de manière indépendante : la recharge unidirectionnelle selon un simple tarif pour clients finaux n’a donc « que des effets marginalement positifs » sur les pointes de charge du réseau, l’essentiel de l’utilité résidant plutôt dans une meilleure intégration du photovoltaïque.
Autrement dit : une application qui te dit simplement « recharge la nuit, quand le courant est moins cher » peut même aggraver le problème localement au lieu de le résoudre. Ce qui compte, c’est que le pilotage intègre la situation réelle et locale du réseau, et pas seulement un prix forfaitaire.
Dans le projet pilote MESH4U (EPFL, avec Romande Energie et Gotthard FASTcharge, soutenu par l’OFEN), une station de recharge rapide dotée d’un accumulateur par batterie et d’une installation photovoltaïque a été pilotée en temps réel sur le campus de l’EPFL. Résultat : la charge quotidienne non planifiée du réseau a pu être réduite d’un facteur dix par rapport à un système non piloté. Dans un sondage auprès des utilisateurs, une nette majorité était en outre prête à prolonger de quelques minutes sa propre recharge pour un fonctionnement favorable au réseau, dont un tiers même sans compensation financière.
La part d’électricité solaire propre réellement utilisable pour la recharge a été mesurée par une étude de l’EPF Zurich (prof. Martin Raubal) auprès de 78 utilisateurs de voitures électriques sur 10 mois :
Nous n’avons pas trouvé d’étude chiffrée à l’échelle suisse sur la mesure dans laquelle la recharge au surplus photovoltaïque réduit spécifiquement la pointe d’injection de midi dans le réseau public. Nous préférons nommer ouvertement cette lacune ici plutôt que d’inventer un chiffre.
Outre MESH4U, il y a eu le projet V2X Suisse (2022–2024) : 50 Honda e à recharge bidirectionnelle en exploitation réelle d’autopartage chez Mobility, sur 40 sites, avec Honda, sun2wheel, EVTEC, l’agrégateur tiko et un accompagnement scientifique de l’EPF Zurich. Résultat selon les partenaires impliqués : le V2H/V2G fonctionne techniquement, « une exploitation économique pour une entreprise d’autopartage n’est actuellement pas encore rentable ». Actuellement (depuis janvier 2026), le projet pilote EKZ Smart Charging est en outre en cours avec environ 500 participants, dont les résultats sont encore attendus. CKW propose également une recharge favorable au réseau, qui fournit des services système pour Swissgrid.
Dès 2026, les gestionnaires de réseau peuvent proposer en option des tarifs de réseau dynamiques, censés inciter spécifiquement à un comportement favorable au réseau ; une alternative sans composante dynamique doit toutefois toujours être proposée. Ici aussi, la distinction faite plus haut est importante : un « tarif d’énergie dynamique » seul (simple incitation tarifaire) n’est pas la même chose qu’un « tarif de réseau dynamique » (qui réagit réellement à la situation du réseau) ; selon l’étude de l’OFEN, seul ce dernier tient sa promesse de manière fiable.
Tu trouveras plus d’informations sur les bases techniques et tarifaires dans nos articles sur la recharge bidirectionnelle et la comparaison des coûts de recharge.
État : octobre 2026. Sources : étude de l’OFEN sur les réseaux de distribution 2022 (citée dans BKW, « Die Energiezukunft im Stromnetz »), rapport final MESH4U (OFEN/EPFL), EPF Zurich (Raubal et al., 2022), V2X Suisse (Mobility/EPF Zurich), Fraunhofer ISE/ISI (étude européenne, non spécifique à la Suisse). Certains pourcentages cités au niveau international n’ont pas pu être vérifiés dans la source primaire et ont donc été volontairement omis.
