Avenir énergétique : Idées et solutions pour gérer les défis posés par les saisons

Quels efforts la Suisse devra-t-elle consentir pour atteindre l’objectif de zéro émission nette tout en garantissant son approvisionnement en électricité d’ici à 2050 ? C’est la question centrale à laquelle l’Association des entreprises électriques suisses (AES) tente de répondre dans une étude intitulée « Avenir énergétique 2050 ». Compte tenu de l’évolution rapide du contexte politique et économique, la mise à jour de la première version, publiée en 2022, était devenue indispensable.

Évolution de la consommation d’électricité totale en Suisse d’aujourd’hui (REF) à 2050, répartie par segment de consommation (p. ex. e-mobilité) et type de consommation (nationale et finale). @AES

Toujours en collaboration avec le Laboratoire fédéral d’essai des matériaux et de recherche (Empa), l’AES vient de présenter une mise à jour intégrant les données et statistiques les plus récentes. Ce travail de recherche poursuit un double objectif : analyser les répercussions des régulations actuelles et des évolutions politiques sur le système énergétique suisse. « Nous avons voulu objectiver les discussions sur la politique énergétique et mettre en lumière les défis ainsi que les solutions de demain », indique Martin Schwab, président de l’AES.

L'essentiel de cette étude en trois points clés :

1️⃣

L’enjeu de l’hiver : L’approvisionnement énergétique durant la saison hivernale continuera de constituer le principal défi pour la Suisse dans les années à venir. « En raison des besoins en électricité accrus et de la fermeture progressive prévue des centrales nucléaires, les années 2040 connaîtront des pénuries au cours du semestre d’hiver, que le développement des énergies renouvelables tout au long de l’année, comme le prescrit la loi pour l’électricité, ne permettra pas de combler totalement », précise l’étude.

Plusieurs solutions pour combler les futures pénuries y sont analysées, incluant une augmentation de l’énergie éolienne, des importations accrues (au-delà des limites prévues par la loi sur l’électricité), la construction et l’exploitation de centrales à gaz, ainsi que la prolongation à long terme des centrales nucléaires existantes (Gösgen, Leibstadt). « D’un point de vue systémique, l’éolien apparaît comme la solution à privilégier. Dans ce scénario, le modèle calcule le mix optimal entre photovoltaïque et éolien. Ces technologies se complètent et leurs courbes de production sont presque complémentaires », indiquent les auteurs du rapport.

Ces derniers mois, diverses déclarations parues dans la presse confirment que la piste gazière est sérieusement envisagée. « Les centrales à gaz offrent une solution efficace pour équilibrer l’offre et la demande en tout temps, tout en assurant une grande flexibilité. Leur mise en service peut être réalisée en quelques années si nécessaire », expliquait Michael Beer, responsable des marchés et de la régulation chez BKW , lors d’une interview sur SwissPowerShift.

Récapitulatif de la production (supplémentaire) d’énergie renouvelable complémentaire ainsi que du solde d’importation visant à couvrir la consommation d’électricité nationale dans le scénario «Loi pour l’électricité avec accord sur l’électricité» et pour les quatre variantes étudiées «gaz», «LTO», «plus d’importations» et «plus d’éolien». @AES

2️⃣

Les excédents estivaux : Contrairement à la situation hivernale, de considérables excédents d'électricité sont produits chaque été. « Nous devons trouver des moyens d’en tirer parti dans l’intérêt du système dans son ensemble », expliquent les experts de l’AES. Cela implique, sans grande surprise, le recours à des solutions de stockage à long terme, ainsi que des dispositifs supplémentaires d’écrêtage à court terme pour soulager les réseaux.

« Les différents types de stockage et de flexibilité doivent être coordonnés de manière optimale, en été comme en hiver », peut-on lire dans le rapport qui évoque également la piste de l’hydrogène, potentiellement produit à un coût compétitif durant l’été. Avec un bémol toutefois: l’incertitude sur la rentabilité des infrastructures de production et de transport de l’hydrogène.

3️⃣

Adaptation du réseau : Le développement et la décentralisation de la production d’électricité, ainsi que la décarbonation de la mobilité, du chauffage et de l’industrie, exercent une pression croissante sur les réseaux et nécessitent d’importants investissements. Actuellement évaluées à environ 4 milliards de francs par an, les dépenses annuelles pourraient atteindre quelque 9 milliards d’ici 2050. Plusieurs solutions existent pour limiter cette forte augmentation des coûts.

Cela commence par une limitation de l’injection (« peak shaving ») à 3 % de la production annuelle des installations photovoltaïques connectées au réseau. « Si cette mesure est mise en œuvre de manière statique, c’est-à-dire en limitant l’injection des installations à un pourcentage fixe de leur puissance installée (par exemple 70 %), les coûts du réseau s’élèveraient à environ 6,9 milliards de francs par an d’ici 2050, soit 2 milliards de francs par an de moins qu’en l’absence de cette possibilité (8,9 milliards de francs par an) », précise le rapport.

Sans pouvoir malheureusement en quantifier précisément l’impact, faute de recherches suffisantes, l'AES mentionne l'existence d'autres pistes, telles qu’une meilleure orientation des installations photovoltaïques pour accroître la production d’électricité en hiver, une tarification dynamique, la maîtrise de la demande en énergie (MDE), ainsi qu’un pilotage plus intelligent du réseau. Le potentiel des batteries domestiques, notamment celles intégrées aux voitures électriques (Vehicle-to-Home/Vehicle-to-Grid), est également mentionné brièvement dans le rapport.

Évolution des coûts de réseau annuels (annualisés) par niveau de réseau (NR) pour la période actuelle (REF) et pour 2050 dans le scénario «Loi pour l’électricité avec accord sur l’électricité» («intégrée») 1) sans limitation de l’injection PV (peak shaving), 2) avec limitation statique de l’injection PV et 3) avec limitation dynamique de l’injection PV au niveau du prosommateur «behind-the-meter». @AES

Jouant pleinement son rôle de défenseur du secteur, l’AES profite de ce nouveau rapport pour rappeler que la sécurité d’approvisionnement future dépendra largement de la mise en œuvre de la loi sur l’électricité et de la conclusion d’un accord sur l’électricité avec l’Europe. « Un accord sur l’électricité permettrait non seulement de stabiliser l’approvisionnement en Suisse, mais aussi de réduire les coûts, notamment ceux liés aux services système, tout en diminuant les besoins en réserves d’électricité dans le pays”, affirment les auteurs de l’étude.