Donner la priorité à des prolongations sûres et viables de Gösgen et Leibstadt. Une étude suisse estime le prix nécessaire pour une exploitation de 60 à 80 ans à CHF 46/MWh pour Gösgen et à CHF 44/MWh pour Leibstadt.
Ce sont des estimations aux prix de 2025, fondées sur les coûts des exploitants. Le cas planifié suppose que les fonds de désaffectation existants sont suffisants. La poursuite de l’exploitation exige encore une approbation de sûreté. De nouveaux réacteurs et un système de remplacement complet ont des coûts différents.
Scénarios de prolongation et périmètre des coûtsProlonger le nucléaire existant
La première décision concerne les réacteurs dont la Suisse dispose déjà. Prolonger un réacteur en service utilise la centrale existante. Le calcul de la prolongation couvre les investissements supplémentaires, l’entretien, le combustible et les obligations futures. L’étude suisse examine si les revenus supplémentaires peuvent couvrir ces coûts.
| Cas de l’étude | Gösgen | Leibstadt |
|---|---|---|
| Prolongation prévue jusqu’à 80 ans | 46 | 44 |
| Exploiter six mois par an | 78 | 72 |
| Fermer après deux années de prolongation | 134 | 104 |
L’étude utilise les meilleures estimations des coûts d’investissement de l’exploitant et un financement nominal avant impôts de 7%. Le nominal inclut l’inflation ; il diffère du taux réel de l’exemple de nouvelle centrale.
Le cas planifié suppose un préfinancement existant suffisant et aucun coût de démantèlement supplémentaire. La fermeture anticipée inclut les coûts qui continuent après l’arrêt. Les estimations couvrent des prolongations des réacteurs existants. L’exploitation exige toujours une autorisation de sûreté.
Notre évaluation : poursuivre ces prolongations tant que la sûreté et la rentabilité pour les propriétaires le permettent. Avant de retirer une capacité utile, il faut établir le coût et la disponibilité de l’approvisionnement qui remplace son service. Les prix de l’étude s’appliquent à Gösgen et Leibstadt ; Beznau fait l’objet d’une décision distincte d’investissement et de mise hors service.
Un nouveau réacteur exige une offre de construction et un plan de financement. Son coût ne peut pas être déduit du prix de prolongation d’une centrale existante.
Qu’achète-t-on vraiment avec un prix « moins cher » ?
Un projet solaire ou éolien utile peut réduire le coût de production de l’électricité. La question suivante est de savoir ce qui alimente les utilisateurs quand sa production baisse. Pour le nucléaire, les questions équivalentes portent sur le financement de la construction, le combustible, les déchets, l’entretien et les arrêts imprévus. Une comparaison équitable suit chaque option jusqu’au même service livré. Coût de production, durée d’utilisation et valeur · Éléments à l’appui de notre comparaison
Le LCOE, coût actualisé de l’électricité, rapporte les coûts déclarés sur toute la durée de vie d’une centrale à sa production attendue. Il répond à la question « combien coûte la production ? ». Une livraison fiable exige aussi le système qui l’entoure.
Coût de production et limitesSolaire et éolien
- Construire, financer et raccorder
- Entretenir, remplacer et retirer
Nucléaire
- Construire, financer et raccorder
- Entretenir, alimenter, gérer les déchets et fermer
- Nuits d’hiver
- Périodes couvertes et sans vent
- Arrêts de centrales
- Années sèches
Même demande. Même exigence de fiabilité. Même périmètre comptable.
Compter chaque coût une fois. Montrer séparément rendements des propriétaires, factures des clients et garanties publiques.
Ceci est une carte des coûts. La taille des cases n’indique ni prix ni parts de coûts. Le mix nécessaire et son prix total doivent être calculés.
Coût et valeur : EIA · Preuves et règles de comptabilisation
L’hydraulique, les batteries, les importations et une demande flexible peuvent compléter les deux types de production. Il faut choisir leur taille et leur exploitation ensemble. Compter un système de secours complet et distinct pour chaque centrale donnerait une image fausse d’un système électrique partagé.
Comparaisons entre source unique et systèmes mixtesL’argument selon lequel des renouvelables moins chères rendraient le nucléaire inutile saute cette comparaison. Un prix de production bas justifie de construire une production utile. Exclure le nucléaire exige de montrer que le reste du plan d’approvisionnement peut fournir le même service à un meilleur coût global.
Argument, éléments de preuve et limitesUn prix suisse observable : le solaire sur les toits
Commençons par un coût observable. Une enquête suisse récente indique ce que les installateurs ont proposé ou facturé pour le solaire sur les toits. Le prix varie selon la taille et le périmètre des travaux.
CHF par kWp, hors TVA · échelle 0–3 500
Un kWp correspond à un kilowatt de puissance solaire nominale de pointe.
Bande colorée : moitié centrale des prix. Trait foncé : médiane, le prix du milieu. La bande montre la dispersion des prix enquêtés.
- 2–10 kWp408 enregistrements2'497
- 10–30 kWp907 enregistrements1'911
- 30–100 kWp141 enregistrements1'428
- 100–300 kWp88 enregistrements1'102
- 300–1000 kWp47 enregistrements800
- >1000 kWp7 enregistrements660
La classe la plus grande ne compte que sept enregistrements. Les prix excluent des travaux importants de toiture, d’ingénierie externe et de réseau, ainsi que les batteries. Les coûts de l’électricité sur la durée de vie dépendent aussi de la production, du financement, de l’entretien et du remplacement.
Tableau de prix et périmètre d’enquête
| Taille, kWp | Relevés | Quartile inférieur | Médiane | Quartile supérieur |
|---|---|---|---|---|
| 2–10 | 408 | 2'096 | 2'497 | 3'114 |
| 10–30 | 907 | 1'659 | 1'911 | 2'237 |
| 30–100 | 141 | 1'125 | 1'428 | 1'751 |
| 100–300 | 88 | 907 | 1'102 | 1'597 |
| 300–1000 | 47 | 705 | 800 | 1'010 |
| >1000 | 7 | 602 | 660 | 772 |
L’enquête combine 2025 offres et factures dans le périmètre de l’installateur en toiture. Les achats actuels, les projets alpins et les projets au sol exigent leurs propres offres.
Passer de ce prix à un coût de l’électricité sur la durée de vie exige d’autres données : production du site, durée d’utilisation, financement, entretien et remplacement. Passer à un approvisionnement fiable exige aussi le reste du système.
Données nécessaires pour calculer un coût de productionUn solaire utile a besoin d’un acheteur
Les toits bon marché peuvent gagner leur place dans le mix. La comparaison dépend de la production hivernale, des ventes estivales et du coût pour couvrir les heures restantes. Comparer les coûts des sites, les prix estivaux et les services de stockage.
Coût et valeur de marché sont différents
Une production bon marché est utile. Ses revenus dépendent aussi du moment où l’électricité arrive sur le marché. Un propriétaire a besoin à la fois d’une estimation des coûts et d’une évaluation crédible de ce que les clients paieront.
Coût et valeur évitéeCHF/MWh · échelle commune 0–150 · 2026 T1–T3
Solaire
Groupe hydraulique
Éolien
Biomasse
Le trimestre Q1 couvre janvier–mars ; Q2, avril–juin ; Q3, juillet–septembre. La couverture se limite aux groupes mesurés. L’échantillon hydraulique couvre certaines catégories, dont les centrales au fil de l’eau, les centrales de dérivation et les installations d’eau potable. Ces prix décrivent ces trimestres ; les recettes futures dépendent du marché et des contrats de chaque propriétaire.
Ce que comprend la référence
L’OFEN pondère les prix suisses du marché du lendemain par les injections nettes mesurées. TVA, coûts des centrales et valeur complète de la capacité ou de la flexibilité restent hors de ces chiffres.
Le groupe hydraulique comprend des catégories comme les centrales au fil de l’eau, de dérivation et d’eau potable. Les propriétaires de centrales à accumulation peuvent obtenir des prix différents grâce à leurs choix d’exploitation et à leurs contrats.
Le bénéfice dépend aussi du contrat, des économies d’autoconsommation et des coûts.
L’écart entre les groupes n’établit pas la marge de négoce d’une batterie. Les heures de charge et de décharge, les pertes et les coûts doivent être appariés.
OFEN : prix trimestriels · Pondération et groupes de centrales inclus
Nous privilégions les projets solaires qui ont une production utile et un acheteur crédible. Une installation bon marché peut quand même rapporter trop peu si son électricité arrive quand beaucoup d’autres centrales produisent. Un usage flexible et des contrats bien tarifés peuvent améliorer la rentabilité de cet investissement ; ajouter seulement de la capacité laisse la question des revenus ouverte.
Négoce historique et limites commercialesLe financement change le prix des nouvelles constructions
Un projet à forte intensité de capital dépense avant de vendre de l’électricité. Le taux de financement et le temps avant la mise en service influencent les revenus qu’il devra obtenir ensuite. L’exemple ci-dessous isole ces effets avec des hypothèses explicites.
Nouvelle centrale supposée : CHF 10 000/kW avant financement de construction, 60 ans d’exploitation et utilisation de 90%. Les hypothèses isolent les effets financiers ; la décision exige une offre de fournisseur.
Avec un rendement réel exigé de 7% : 5 ans de construction → CHF 138/MWh; 10 ans de construction → CHF 159/MWh; 15 ans de construction → CHF 187/MWh.
Coût partiel de production, CHF/MWh · échelle commune 0–350
Le taux s’entend hors inflation. Les subventions et les futures baisses de coûts sont fixées à zéro. Le réseau, le secours, les impôts, les conditions d’assurance complètes et les coûts non résolus de démantèlement ou des fonds sont exclus.
Tous les taux, formules et coûts manquants
Dépenses réparties uniformément aux milieux d’année pendant la construction. Chaque paiement porte un coût financier jusqu’à l’ouverture. Ici, allonger la construction change aussi le calendrier des paiements ; un retard sans travaux exige un autre calcul.
Coût annuel = capital financé × facteur de récupération du capital + CHF 120/kW d’entretien fixe. Diviser par la production annuelle, puis ajouter CHF 15/MWh pour combustible, coûts variables et scories.
Le facteur de récupération du capital est r ÷ [1 − (1 + r)−n], où r est le taux annuel et n le nombre d’années d’exploitation. La production annuelle est la puissance nominale × 8 760 heures × 90%.
Frais de site et électricité de remplacement pendant les retards exclus. Une évaluation complète doit ajouter les postes manquants et tester arrêts, utilisation réduite et durées de vie différentes.
| Taux annuel réel | 5 ans de construction | 10 ans de construction | 15 ans de construction |
|---|---|---|---|
| 3% | 80 | 84 | 88 |
| 5% | 106 | 117 | 129 |
| 7% | 138 | 159 | 187 |
| 10% | 193 | 243 | 313 |
Télécharger les douze cas (CSV) · Données et fiches de sources
Le programme 2050 applique un calcul plus large du point de vue du propriétaire, qui inclut l’exploitation, la rénovation et les contributions aux fonds. Il utilise ses propres provisions explicites pour la construction et l’entretien.
Budget du programme et flux de trésorerie du propriétaire sur la durée de vieCe calcul identifie le traitement et l’entreposage des déchets ainsi que le financement de la désaffectation, mais aucune contribution distincte au stockage géologique. Son périmètre de financement doit être complété avant que les revenus nécessaires puissent étayer une offre de projet. Les ventes réalisables et les prix obtenus restent des questions commerciales distinctes.
Financement du stockage géologique et limites des revenusNotre choix est de financer le développement du projet avant de s’engager dans la construction. Le développement doit produire une offre avec un prix, un calendrier, un plan de financement et une responsabilité désignée pour les retards et les dépassements. Les garanties publiques peuvent réduire les coûts de financement tout en exposant les contribuables à un risque. Nous ne soutenons qu’une décision explicite et limitée sur cette exposition.
Hypothèses de construction et de financement de l’étude ETH–PSI
Une étude suisse rend le choix du financement concret
L’étude ETH–PSI teste des coûts de construction nucléaire de CHF 5'000, 8'000 et 12'000 par kW, aux prix de 2024. Ces coûts de construction « overnight » excluent le financement pendant la construction. L’étude compare un coût réel du capital (hors inflation) de 8 % avec un cas à 5 % qui suppose un risque d’investissement réduit, par exemple grâce à des garanties publiques. Ses scénarios sont des hypothèses pour tester l’économie, et non des offres de construction suisses actuelles.
Hypothèses de construction et de financement, tableau 3 et sections 2.2.2–2.2.3L’étude minimise les coûts de l’ensemble du système du point de vue d’un planificateur central. Pour les propriétaires de centrales nucléaires et hydrauliques, la rentabilité dépend aussi des prix, des contrats, des obligations d’exploitation et de la répartition des risques.
Économie du système et perspective du planificateur central, page 15Notre recommandation : demander des offres de financement avec et sans garanties publiques. Montrer la différence de prix et les obligations transférées au garant. Exiger un modèle d’affaires viable pour le propriétaire, en plus de la comparaison au niveau du système. Le chapitre sur le nucléaire présente le résultat conditionnel de l’étude et les cas contrastés fondés sur le marché.
Le coût du stockage dépend de la fréquence d’utilisation
Une batterie utilisée presque tous les jours répartit ses coûts fixes sur davantage d’électricité restituée qu’une batterie gardée pour des événements rares. Cela modifie son coût unitaire, même si les deux batteries coûtent le même prix à l’achat.
Coût avec recharge, CHF/MWh restitué · échelle 0–3 000
Un cycle complet livre une fois l’énergie utilisable du stockage. Le coût d’achat supposé est de CHF 1,5 millions ; la durée de vie est de 15 ans ; le rendement réel exigé est de 7%.
Une réserve rarement utilisée peut tout de même avoir de la valeur. Ce graphique chiffre l’énergie restituée. La disponibilité en cas d’urgence a une valeur distincte, qui exige sa propre estimation.
Hypothèses de recharge, entretien et utilisation
La recharge coûte par hypothèse CHF 40/MWh. Avec un rendement aller-retour de 85%, livrer un MWh exige d’en acheter environ 1,18. La recharge est comptée une seule fois.
La provision annuelle de coûts est de 4% du coût d’achat. Elle inclut déjà l’exploitation et le maintien de capacité de la batterie, qui remplace la capacité perdue.
MWh déchargés par an = 4 × cycles complets. Coût par MWh déchargé = [récupération du capital + entretien annuel] ÷ décharge annuelle + 40 ÷ 0,85.
Les quatre cas respectent la durée nécessaire de charge et décharge. Ces cycles exigent aussi de l’électricité pour charger et des possibilités d’utilisation adaptées. Les revenus dépendent du marché et des contrats. Coûts du site, impôts et couverture d’assurance complète restent à établir.
Dans le plan de base, nous donnons aux batteries un rôle de courte durée. Des cycles utiles fréquents répartissent le coût fixe. Un service d’urgence rare peut tout de même avoir de la valeur lorsqu’un contrat de disponibilité rémunère cette disponibilité. L’exemple ne fournit aucune base économique pour supposer un stockage national saisonnier par batteries bon marché. Durée d’utilisation du stockage et service de réserve · Comparaison du négoce et des coûts de possession
Qui paie un approvisionnement fiable ?
Les propriétaires hydrauliques renoncent à d’autres opportunités lorsqu’ils réservent de l’eau. Les propriétaires de stockage achètent l’électricité de charge. Les investisseurs doivent récupérer les coûts de construction et de renouvellement. Ces obligations demeurent même lorsqu’un modèle national trouve un programme d’exploitation utile.
Coût d’opportunité de l’eau et rentabilité pour les propriétairesNous préférons une répartition explicite des paiements. Les clients qui achètent des livraisons hivernales paient cette électricité. Un contrat de réserve rémunère en outre le propriétaire pour rester disponible. Les contrats hydrauliques compensent le propriétaire pour l’eau retenue et les autres ventes perdues.
Pour un nouveau réacteur, le propriétaire, les prêteurs, les clients et le fournisseur doivent convenir de la responsabilité des risques de construction et d’exploitation. Toute garantie publique devrait avoir une limite déclarée et un bénéficiaire désigné. L’exposition non résolue en matière d’assurance et de responsabilité en cas d’accident reste visible dans l’évaluation d’ensemble.
Arrangement commercial proposé Coûts, transferts et limites des risquesLes éléments disponibles justifient de garder le nucléaire dans cette comparaison. Établir le mix suisse fiable le moins cher exige encore des offres de projets comparables, des coûts de réseau et une évaluation complète de l’approvisionnement. Notre plan 2035 identifie l’énergie hivernale et la puissance de pointe qui restent à garantir.
Recommandation et éléments de preuve encore nécessairesDébat public : soutiens et rentabilité
Dans une interview de juillet 2025, Annalisa Manera a contesté la manière dont la SCNAT traite les délais de réalisation et la rentabilité du nucléaire ; elle a aussi comparé les revenus nucléaires aux tarifs de soutien à l’éolien.
La SCNAT a répondu que son calendrier reflétait des étapes de projet successives et que la rentabilité restait incertaine. Ce sont des positions attribuées dans un débat public, distinctes de l’étude commune ETH–PSI.
Interview d’Annalisa Manera, 13 juillet 2025 Réponse institutionnelle de la SCNAT
Pour notre comparaison, un tarif multiplié par la production donne un revenu brut. Le soutien net exige une référence de revenus de marché. Un propriétaire doit couvrir la construction, l’exploitation et le financement avec l’ensemble de ses revenus. Une production annuelle égale exige encore une comparaison distincte des livraisons hivernales et de la capacité fiable.
LCOE, LFSCOE et valeur : définitions et limites des comparaisons
Ce que le LCOE et le LFSCOE peuvent nous apprendre
Le coût actualisé de l’électricité, ou LCOE, répartit les coûts d’investissement et d’exploitation déclarés sur l’électricité qu’une centrale devrait produire. Il tient compte du calendrier des dépenses et du rendement du capital supposé. Il aide à comparer le coût de projets de production selon des hypothèses déclarées. La valeur de marché et une livraison fiable exigent une analyse distincte.
Définition et limites du LCOEUne comparaison nationale équitable utilise la même demande et la même météo, puis vérifie les arrêts, les réseaux, les limites d’échange et la réalisation des projets. Ses coûts doivent avoir un périmètre commun.
Pour une comparaison plus fine : équations, valeur et fiabilité
Le coût complet actualisé du système électrique, ou LFSCOE, pose une question d’approvisionnement plus large. Dans le modèle d’Idel, l’expérience principale exige qu’une technologie choisie, avec stockage, approvisionne un marché. Elle met en évidence le coût de la couverture des creux dans cette configuration. L’auteur teste aussi l’éolien avec le solaire, ainsi qu’un cas qui autorise un autre approvisionnement limité.
Idel : modèle et cas alternatifsLa décision suisse inclut l’hydraulique existante, plusieurs sources de production, les échanges et différentes formes de flexibilité. Chiffrer ce système mixte exige un modèle qui comprend les technologies concernées et les exigences de fiabilité.
Coûts d’une source unique et de systèmes mixtesLe LCOE divise les dépenses actualisées par la production nette actualisée. L’actualisation ramène des montants futurs à une date d’évaluation commune. Il faut indiquer la durée de vie de la centrale, le taux, le point de livraison et la valeur résiduelle.
Le LCOS, coût actualisé du stockage, utilise l’électricité restituée comme dénominateur. Il faut vérifier si l’électricité de charge est incluse. Les hypothèses de durée, de cycles, de pertes et de remplacement doivent concorder.
L’analyse détaillée du LFSCOE utilise le manuscrit complet de février 2021 ; les modifications de la publication finale de 2022 n’ont pas été vérifiées. Sa variante à 95 % porte sur l’énergie annuelle, et non sur 95 % des heures. La fiabilité horaire et les arrêts exigent encore leurs propres tests.
Son ensemble restreint de technologies, ses conceptions annuelles séparées, son rapport puissance/énergie du stockage et son traitement simplifié des arrêts et du réseau doivent être vérifiés avant d’appliquer ses résultats à la Suisse.
Le VALCOE de l’AIE ajuste le coût de production selon la valeur de l’énergie, de la capacité et de la flexibilité. Le LACE de l’EIA estime la valeur évitée de l’énergie et de la capacité. Ces indicateurs apportent un contexte utile, mais dépendent de leurs propres hypothèses de système.
Une comparaison de portefeuilles devrait chiffrer les actifs futurs et l’exploitation nécessaires pour satisfaire une demande et une norme de fiabilité communes. Les rendements des propriétaires et les factures des ménages restent des résultats distincts.
Inclure les émissions, les déchets, l’assurance et la responsabilité en cas d’accident dans l’évaluation d’ensemble. Identifier les risques que les prix et l’assurance ne couvrent pas, ainsi que les clauses contractuelles privées non résolues.
LCOE, LCOS et valeur évitée · Équations et limites du LFSCOE · Coût ajusté selon la valeur · Définitions des indicateurs et exigences de comparaison
Références
- Programme assumptions, dispatch choices and cost scope
WattInfo · Interprétation des données archivées, 25 septembre 2026 - WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
WattInfo · Programme conditionnel, 19 septembre 2026 - WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
WattInfo · Priorités proposées et analyse préliminaire de l’approvisionnement avec recharge fixe, 18 septembre 2026 - Generation and dependable supply: cost comparison guide
WattInfo · Infographie qualitative et carte des éléments de preuve, 18 septembre 2026 - Generation cost, storage cost and avoided value
EIA · Méthode d’avril 2026 - Levelized full system costs of electricity: author manuscript
Robert Idel · Manuscrit des auteurs de février 2021 - System costs and the value of power sources
Yuhji Matsuo / Energies · Publication : 2022 - Value-adjusted generation cost: IEA model documentation
IEA · Global Energy and Climate Model, 2025 - Swiss rooftop solar installation prices in 2025
Planair SA for EnergieSchweiz/BFE · 2025 offres et factures ; rapport daté du 3 août 2026 - Swiss reference market prices: first two quarters of 2026
BFE · Publication datée du 14 juillet 2026 - How Swiss reference market prices are calculated
BFE · Mise à jour imprimée : 1 avril 2026 - Economics of extending Gösgen and Leibstadt to 80 years
BFE commissioned research · Rapport daté du 12 mars 2026 ; date de publication non établie - Cost comparisons: inputs, calculations and boundaries
WattInfo · Extrait du dossier de recherche sur les indicateurs de coûts, 17 septembre 2026 - Storage owner economics: historical-price benchmark
Swiss Energy research project · Résultats de recherche figés - ETH–PSI: Nuclear Power and the Future Swiss Energy System
ETH Zurich and PSI; 19 authors including Manera · 2026-06-29 - ETH–PSI: nuclear white paper modelling documentation
ETH Zurich and PSI · 2026-06-29 - ETH–PSI study: conditions, model inputs and reading notes
WattInfo · Examen de l’étude, 18 septembre 2026 - Annalisa Manera: July 2025 interview on nuclear policy and support
Mischa Aebi / Tamedia / Berner Zeitung · 2025-07-13 - SCNAT response to the July 2025 Manera interview
SCNAT official LinkedIn account · Réponse à l’interview de juillet 2025 ; date exacte non vérifiée - Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storage
WattInfo · Comparaison conditionnelle de composants, 22 septembre 2026 - Reference market prices under EnFV Art15
BFE · 2026-10-13 - Industry fuel totals, generation price references and delivery gates
WattInfo · 2026-10-14
Retrouver définitions, calculs et données de modèles dans registre des sources.