La mise hors service annoncée de Beznau intervient avant les nouveaux réacteurs dans nos calendriers. Notre dispositif 2035 maintient Gösgen et Leibstadt, porte le solaire à 26 GWp et conserve l’hydraulique ainsi que des importations jusqu’à 2 GW.
Lors d’un hiver exigeant, il reste néanmoins de l’électricité à acheter. La quantité dépend fortement de l’eau présente dans les lacs chaque mois d’octobre. Les fournisseurs d’électricité devraient demander des offres sur toute cette fourchette et acheter séparément la couverture d’urgence.
Mise hors service et dates conditionnelles des nouveaux réacteursContractualiser la fourniture hivernale selon l’eau réellement utilisable en Suisse. Pour 2035 , avec la demande et la météo 2016/17, des lacs presque pleins laissent un déficit hivernal de 3,1 TWh. Les stocks enregistrés en octobre portent ce déficit à 4,6 TWh. Retenir dans les réservoirs naturels de l’eau équivalant à 1 TWh le porte à 5,6 TWh.
Ces scénarios incluent l’entretien planifié, le supplément pour les centres de données et jusqu’à 2 GW d’importations. La marge de 1 TWh est une hypothèse d’exploitation. Un arrêt prolongé d’un réacteur et l’indisponibilité des importations exigent une couverture supplémentaire. Cas hivernaux comparables et hypothèses d’eau
Mettre un premier dispositif sur la table
Notre cas de référence utilise 73,5 TWh de consommation finale annuelle d’électricité en 2035, avant les pertes de réseau. Il suit la trajectoire centrale d’électrification de notre calcul de la demande par secteur. La météo modifie le total annuel et les pointes horaires. La marge distincte pour les centres de données, présentée plus bas, porte la référence annuelle à 74,5 TWh.
Données de la demande et hypothèses d’adoption Calcul 2035 et répartition horaireGarder les réacteurs restants
Gösgen et Leibstadt fournissent 2,243 GW de puissance nette, sous réserve d’une exploitation sûre et viable. Inclure l’entretien planifié et prévoir une couverture distincte pour les arrêts exceptionnels.
Construire une capacité solaire utile
Notre objectif proposé est de 26 GWp d’ici 2035. À partir du parc estimé en 2025, cela exige d’ajouter en moyenne 1,65 GWp par an.
Utiliser l’hydraulique dans ses limites
Respecter les limites des lacs d’accumulation et de la capacité de pompage. Rémunérer les propriétaires pour les services utiles. Ajouter les avantages des projets lorsque leur réalisation et leurs conditions d’exploitation deviennent crédibles.
Garantir l’approvisionnement restant
Conserver les échanges, avec des importations jusqu’à 2 GW dans le cas de référence. Ajouter des livraisons hivernales contractuelles et une réserve ; un accès réduit aux importations augmente le besoin.
Les cas avec entretien planifié incluent les arrêts programmés des réacteurs et un abattement sur la production, sans arrêt prolongé. Un test sévère distinct retire Leibstadt pendant 90 jours, de janvier à mars. Cette durée et cette période sont des hypothèses choisies. Elles testent la perte prolongée d’une grande centrale en hiver ; aucune probabilité de survenue n’a été estimée.
Entretien planifié et arrêt prolongé choisiDonnées du dispositif et hypothèses d’exploitation
Le dispositif conserve la production thermique et éolienne aux niveaux mensuels observés en 2024, avec un ajustement supposé des livraisons. Il exige que ces sources restent viables. Aucune batterie stationnaire ni réserve à combustible supplémentaire n’est encore comptée.
Production thermique et éolienne mensuelleLes agrandissements hydrauliques peuvent apporter une flexibilité hivernale précieuse. Rehausser un lac peut déplacer de l’électricité entre les saisons sans ajouter la même quantité à la production annuelle. Le premier calcul n’attribue aucun approvisionnement supplémentaire aux projets hydrauliques en attente de réalisation. Le chapitre sur l’hydraulique suit les avantages des projets et les limites de leur réalisation.
Projets hydrauliques : énergie, stockage et réalisationLe nouveau nucléaire relève du programme à plus long terme. Notre calendrier illustratif le plus rapide atteint la mise en service commerciale en 2042, avec d’importantes dépendances. Le dispositif 2035 a donc besoin de ses propres contrats d’approvisionnement avant qu’un réacteur successeur puisse contribuer.
Calendriers conditionnels de réalisation des réacteursAcheter l’approvisionnement régulier et prévoir séparément la couverture des arrêts
Nous recommandons trois services distincts. Chacun a besoin de ses propres conditions de livraison et de son propre prix.
Électricité hivernale régulière
Couvrir la demande pendant l’exploitation ordinaire, l’entretien planifié et une météo difficile. Contractualiser l’énergie saisonnière restante, avec une marge pour la croissance de la demande.
Secours immédiat
Garder une puissance prête à réagir quand une centrale s’arrête soudainement. La vitesse de réponse, l’accès au réseau et la puissance disponible déterminent ce service.
Couverture des arrêts prolongés
Prévoir un approvisionnement de remplacement durable si les réparations prennent des semaines ou des mois. Chiffrer la disponibilité séparément de l’activation, du combustible et de l’énergie livrée.
- 1Les lacs peuvent commencer presque pleins3,07 TWh
Le modèle choisit le stock de départ et peut utiliser toute l’énergie stockée attribuée aux réservoirs naturels.
- 2Partir du stock d’eau enregistré en octobre4,63 TWh
Utiliser le stock enregistré pour cette année météo. Le besoin d’approvisionnement restant augmente.
- 3Conserver aussi une réserve d’eau5,63 TWh
Utiliser le même départ enregistré et conserver dans les réservoirs naturels de l’eau équivalant à au moins 1 TWh.
Solliciter des offres hivernales sur toute cette fourchette, en indiquant explicitement le prix du service hydroélectrique. Le plancher de 1 TWh est une marge d’exploitation supposée. Le modèle regroupe les lacs et connaît la météo à l’avance ; les droits réels, les réserves et les liaisons fluviales limitent la livraison.
Énergie et puissance exigent des contrats différents
Avec la météo 2011/12, limiter l’accès aux turbines hydrauliques naturelles à 80% fait passer le plus grand déficit horaire de 1,25 à 3,09 GW. Les deux cas commencent avec le stock d’eau enregistré.
Leurs déficits d’énergie sur l’année entière sont de 3,34 et 3,34 TWh. La quantité d’eau limite l’énergie livrable ; l’accès aux turbines limite la vitesse de livraison.
Ces déficits horaires de puissance sont des résultats de test. Le chauffage pendant les heures froides, les cascades hydrauliques réelles et les contraintes du réseau exigent une évaluation technique avant de spécifier les équipements de réserve.
Stocks lacustres comparables, limites de turbines et résultats horaires
Comment arrêts et efficacité du chauffage changent le besoin
| Hypothèse d’exploitation | Déficit hivernal TWh | Déficit sur l’année complète TWh | Plus grand déficit horaire GW |
|---|---|---|---|
| Maintenance prévue | 4,63 | 4,63 | 1,35 |
| Un arrêt hivernal d’un réacteur pendant 90 jours | 6,86 | 6,86 | 1,92 |
| Chauffage moins efficace par temps froid | 5,93 | 5,93 | 1,75 |
| Arrêt et baisse de performance du chauffage combinés | 8,16 | 8,16 | 2,33 |
L’arrêt retire Leibstadt pour janvier–mars. Il s’agit d’un test de résistance choisi, sans probabilité attribuée. Chaque total inclut la pénurie sous-jacente ; additionner les lignes compterait l’énergie deux fois.
Le test chauffage suppose une performance moindre des pompes à chaleur pour le chauffage des locaux nouvellement converti, surtout pendant les heures froides. Les valeurs hivernales décrivent une répartition réalisable ; l’énergie sur l’année entière et le plus grand déficit horaire sont les grandeurs minimisées par le modèle.
Le déficit horaire décrit la puissance nécessaire après la répartition planifiée. Un déclenchement soudain d’une centrale exige aussi une réponse rapide ; ces totaux seuls ne dimensionnent pas ce service.
Cas d’exploitation comparables, hypothèses de chauffage et périmètreÉlectricité supplémentaire sur toute l’année, TWh · échelle commune 0–4. Ces tests utilisent la météo historique ; ils ne donnent pas de probabilités.
Le total inclut toute pénurie estivale. Des calendriers de répartition différents peuvent partager différemment le même besoin annuel entre hiver et été.
La comparaison des lacs ci-dessus montre pourquoi les stocks de départ réels comptent. Un arrêt prolongé d’une centrale ajoute un besoin d’approvisionnement distinct ; son total inclut déjà le déficit pendant l’entretien planifié.
Les cas avec entretien planifié justifient l’achat d’un approvisionnement hivernal supplémentaire avant même de tenir compte d’un arrêt prolongé. Leur déficit dépend de la production supposée et de l’accès à l’hydraulique. Le résultat avec arrêt sévère inclut ce besoin de base. Additionner les deux totaux compterait une partie de l’énergie deux fois. Le calcul horaire ne dimensionne pas la réserve à réponse rapide nécessaire quand une centrale se déclenche soudainement.
Ce que chaque résultat permet d’affirmerMarge pour les centres de données déjà incluse
Prévoir une marge pour la croissance des centres de données
Le résultat central de l’étude sur les centres de données ajoute 1 TWh au-delà de la croissance déjà comptée dans notre trajectoire de demande. La référence annuelle atteint 74,5 TWh en 2035, avant les variations météorologiques et les pertes de réseau. Les cas d’approvisionnement calibrés incluent cette marge. Le calcul maintient constant jusqu’en 2035 le total de l’étude pour 2030 et répartit la demande supplémentaire uniformément sur l’année. Il suppose que la demande existante correspondante se trouve dans l’électricité conservée du secteur des services. Une croissance supplémentaire ou un autre profil de charge horaire modifie le besoin.
Demande des centres de données réconciliée et hypothèses d’attributionPrévoir des contrats pour des conditions plus difficiles
Demander des prix aussi avec des importations restreintes, et pas seulement pour le cas de référence. La comparaison ci-dessous ne modifie que le plafond d’importation dans chaque cas d’exploitation.
Électricité supplémentaire sur toute l’année, TWh · échelle commune 0–14. Les totaux hivernaux figurent séparément ci-dessous.
| Plafond d’importations | Déficit hivernal TWh | Déficit sur l’année complète TWh |
|---|---|---|
| 2 GW | 4,63 | 4,63 |
| 1 GW | 8,68–8,92 | 9,02 |
| 0 GW | 12,81–13,03 | 13,7 |
Même au plafond de 2 GW, le modèle exige au moins 8,26 TWh d’importations hivernales brutes pour conserver ce niveau d’approvisionnement annuel. Ce minimum garde inchangés à la fois le déficit d’énergie annuel et la plus grande pénurie horaire. Cette dépendance demeure après l’utilisation des ressources indigènes supposées.
Le plafond d’importation doit être garanti par de l’électricité disponible à l’étranger et une voie fiable à travers la frontière. Plus de production nationale hivernale réduit cette dépendance. Les excédents annuels aux heures ensoleillées ne fournissent pas, seuls, une autre heure.
Combien d’électricité importée utilise la référence ?
Ce minimum maintient fixes le déficit d’énergie sur l’année entière et la plus grande pénurie horaire. Il permet aux importations annuelles et à la répartition saisonnière des pénuries de changer ; ce calendrier laisse 4,63 TWh non couverts en hiver.
Même avec l’hypothèse plus généreuse de lacs libres, les importations hivernales brutes vont de 8,22–8,25 TWh. Cela utilise environ 94% d’une livraison continue au plafond de 2 GW.
Les importations brutes comptent l’électricité entrant en Suisse. Les importations nettes soustraient les exportations d’autres heures ; ici elles peuvent aller de 7,84–8,25 TWh avec le même déficit annuel, le même écart de pointe et les mêmes importations brutes annuelles.
Ce sont des calendriers réalisables alternatifs, pas des prévisions commerciales. Les importations annuelles sont maintenues au total annuel enregistré ; ces extrêmes n’établissent pas le minimum possible d’importations hivernales sous toute politique commerciale.
Plafonds d’importations comparables, définitions brut/net et intervalles de calendriers
Acheter l’énergie et la puissance comme des services distincts. Des stocks plus bas dans les lacs augmentent la quantité d’électricité à garantir. Un accès restreint aux turbines peut augmenter le déficit horaire de puissance même lorsque l’énergie saisonnière change peu. Le tableau ci-dessus sur le chauffage et les arrêts compare ces contraintes avec les mêmes hypothèses de solaire, de réacteurs et de lacs. Un plan d’exploitation exige aussi des tests combinés d’importations restreintes, de froid et de pannes d’équipement avant un engagement définitif sur la réserve.
Sensibilités comparables pour les offres d’approvisionnementJour, nuit et voitures : une illustration antérieure
L’illustration suivante utilise les hypothèses antérieures sur le solaire et les réacteurs, sans la marge distincte pour les centres de données. Elle explique la répartition dans le temps et compare des services de véhicules. Ses économies ne peuvent pas être soustraites des déficits calibrés ci-dessus.
Hiver jour
1'849 heures dans cette année météo
Demande de pointe : 18,0 GW
Hiver nuit
2'543 heures dans cette année météo
Demande de pointe : 18,7 GW
Été jour
2'607 heures dans cette année météo
Demande de pointe : 15,6 GW
Été nuit
1'785 heures dans cette année météo
Demande de pointe : 12,1 GW
Les autres sources doivent fournir le reste. Ces barres comparent la demande à l’ensoleillement ; elles n’attribuent pas toute la production solaire à la consommation suisse. Une partie de l’excédent est stockée, exportée ou écrêtée.
Cette illustration utilise les hypothèses solaires et nucléaires antérieures, sans supplément distinct pour les centres de données. Ses pointes dépendent d’un profil de chauffage supposé et exigent des vérifications techniques. Utiliser les cas calibrés pour la comparaison actuelle de l’approvisionnement.
Les petites quantités solaires dans les classes de nuit proviennent des limites horaires de l’aube et du crépuscule et des différences régionales de lever du soleil.
Comment compter jour, nuit et demande
L’hiver va d’octobre à mars. La lumière du jour suit la position du Soleil à 47° N, 8° E, évaluée au milieu de chaque heure. Une journée nuageuse reste du jour. Les différences régionales et les limites horaires peuvent laisser de petites quantités solaires d’aube ou de crépuscule dans une classe de nuit.
Le modèle inclut Gösgen, Leibstadt, des conditions hydrauliques historiques, la production thermique/éolienne conservée et jusqu’à 2 GW d’importations. La demande des véhicules conserve son profil de recharge fixe. Leibstadt est indisponible pendant 90 jours d’hiver. Le pompage, les exportations et l’écrêtement sont séparés des barres de demande. Les quatre classes réunies couvrent toute l’année.
Anticipation parfaite et hydraulique regroupée rendent ce test national optimiste. Limites réseau internes et livraison commerciale à vérifier séparément.
Flux horaires complets, hypothèses et calculs Équations jour/nuit
Combien de voitures seront disponibles ?
Le renouvellement des véhicules prend du temps. Une part électrique élevée dans les ventes de voitures neuves ne crée pas immédiatement un parc national électrique. L’étude de l’OFEN prévoit 2,1 millions de voitures électriques à batterie en 2035. Ses hypothèses de ventes pour les premières années étaient plus rapides que le résultat enregistré en 2025. Nous la comparons donc avec une simple sensibilité de renouvellement, ancrée dans le parc observé et le volume des immatriculations.
Hypothèses de parc et de ventes, pages 16–18 Immatriculations et parc 2025Voitures électriques à batterie déjà en circulation en Suisse.
Volume de ventes actuel ; les voitures électriques atteignent la totalité des ventes neuves d’ici 2035.
Le scénario 2023 publié. Électrification du parc plus rapide que notre simple sensibilité.
OFS : parc observé et immatriculations OFEN : scénario 2035, page 17 Calcul du renouvellement du parc et hypothèses
Compter les voitures pouvant participer
L’exemple principal part du scénario de l’OFEN, puis applique hypothèses illustratives d’éligibilité et de participation.
- 2'100'000voitures électriques dans le scénario
- 1'050'000voitures compatibles · hypothèse : 50%
- 525'000logements équipés · hypothèse : 50% de ces voitures
- 210'000participants volontaires · hypothèse : 40% des propriétaires équipés
42'000raccordées de 08:00 à 17:59
hypothèse : 20% des participants
147'000raccordées de 18:00 à 07:59
hypothèse : 70% des participants
Les plages horaires locales représentent le raccordement supposé. Elles diffèrent du découpage lever/coucher du soleil du graphique jour/nuit. Les voitures garées sans raccordement fonctionnel n’exportent aucune puissance.
La taille du parc modifie aussi l’électricité utilisée pour rouler. Avec les hypothèses de conduite et de recharge indiquées, le parc plus lent consomme 3,69 TWh par an pour les voitures de tourisme ; le cas du parc de l’OFEN consomme 5,2 TWh. Une électrification plus lente laisse aussi davantage de trajets dépendants des carburants. Ces tests distincts de l’énergie du parc remplacent toute la composante des voitures de tourisme. La comparaison des services de recharge ci-dessous maintient la demande nationale constante pour isoler la flexibilité.
Électricité de l’ensemble du parc et limites des casQu’est-ce qui change entre les deux cas de parc ?
Le cas fondé sur le rythme des ventes maintient le nombre total de voitures et les immatriculations annuelles à leurs niveaux de 2025. Il suppose que la part des voitures électriques passe de 22,7 % des nouvelles immatriculations à 100 % en 2035.
Chaque année, il retire la même part supposée du parc électrique existant et ajoute les immatriculations électriques de l’année. En réalité, les jeunes voitures électriques et les voitures thermiques plus anciennes seront retirées à des rythmes différents.
Le résultat est d’environ 1,44 million de voitures électriques en 2035. C’est une sensibilité, et non une prévision du parc. Le scénario de l’OFEN utilise un autre modèle de parc et d’autres hypothèses d’adoption.
Pour la comparaison de la flexibilité, la demande nationale reste la même. Le parc plus petit réduit seulement le nombre de voitures pouvant participer. Une prévision distincte des transports modifierait aussi la demande d’énergie pour les déplacements.
Lignes annuelles du parc, équation et différences de périmètre
Trois services différents avec les mêmes voitures
La recharge intelligente déplace la recharge vers une heure plus utile. La voiture prélève de l’électricité sur le réseau, mais n’en renvoie pas.
Le vehicle-to-home, ou V2H, permet à la batterie d’alimenter la demande du ménage. Cela peut réduire le prélèvement du logement sur le réseau le soir.
Le vehicle-to-grid, ou V2G, injecte de l’électricité dans le réseau par un raccordement autorisé. Les équipements, la commande et les arrangements commerciaux doivent permettre ce service. Le vehicle-to-building applique le même principe à un bâtiment plus grand. Le vehicle-to-load alimente des appareils. Nous ne les ajoutons pas comme un second groupe constitué des mêmes voitures.
Services, équipements et exigences de raccordementHypothèses sur la batterie, les trajets et le raccordement des véhicules
Dans l’exemple, chaque voiture participante a une batterie utilisable de 60 kWh. Nous protégeons 20 kWh et limitons le maximum de travail à 50 kWh. Le modèle préserve aussi l’électricité nécessaire à 12 000 km de trajets annuels. La recharge et l’injection ont chacune un rendement supposé de 90 %. Ce sont des hypothèses d’exploitation déclarées, et non des mesures du futur parc suisse.
Trajets, limites de la batterie et pertes de conversionPour le V2H, l’injection est plafonnée à une demande locale supposée du ménage de 2 kW par voiture raccordée. Le V2G permet 7 kW. La charge réelle du logement et le raccordement doivent permettre ces services.
Limites comparables des servicesL’ensemble du groupe participant dispose d’une plage d’énergie utilisable des batteries de 6,3 GWh. Son plafond supposé de puissance V2G le soir et la nuit est de 1,03 GW, avant prise en compte des pertes du réseau national. Les voitures non raccordées, les besoins de déplacement et une faible charge peuvent réduire ce qui est disponible. Toute cette énergie utilisable ne peut pas être traitée comme un stockage garanti pour le réseau.
Limites d’énergie et de raccordementL’alimentation de secours d’un logement pendant une panne générale exige une installation adaptée. Par exemple, la spécification nord-américaine du Wallbox Quasar 2 exige du matériel supplémentaire pour le secours. Il faut vérifier la voiture, les équipements et les autorisations locales avant de compter sur ce service.
Exemple de fabricant : matériel de secours distinctQue change la flexibilité des véhicules ?
Cette comparaison des véhicules isole les services de recharge avec ses hypothèses d’origine sur le solaire et les réacteurs, et sans marge distincte pour les centres de données. Ses économies ne peuvent pas être soustraites des déficits d’approvisionnement calibrés ci-dessus sans un calcul équivalent.
La recharge intelligente supprime 93,9 GWh du déficit. Le V2G en supprime encore 13,7 GWh. Le plafond d’injection plus élevé du V2G apporte presque aucun avantage supplémentaire par rapport au V2H dans ces essais.
Ce sont des bénéfices énergétiques nationaux optimisés selon les hypothèses indiquées. Les services au réseau local et les revenus des propriétaires peuvent différer. Les véhicules ont toujours besoin d’électricité pour se déplacer, et la conversion bidirectionnelle consomme de l’énergie supplémentaire.
Ce modèle antérieur n’a pas de supplément distinct pour les centres de données et utilise ses hypothèses solaires et nucléaires d’origine. Les résultats de pointe dépendent du profil de chauffage supposé et exigent des vérifications techniques. Ne pas soustraire ces économies liées aux véhicules des déficits d’approvisionnement calibrés.
Toutes les sensibilités sur météo, importations et véhicules
| Météo / service | TWh supplémentaires | Pointe, GW | Importations brutes, TWh |
|---|---|---|---|
| 2012 · Recharge fixe surtout le soir | 2,56 | 2,28 | 8,36 |
| 2012 · Recharge intelligente | 2,46 | 2,11 | 8,33 |
| 2012 · Recharge intelligente + V2H | 2,45 | 2,11 | 8,34 |
| 2012 · Recharge intelligente + V2G | 2,45 | 2,11 | 8,34 |
| 2022 · Recharge fixe surtout le soir | 2,31 | 0,70 | 8,66 |
| 2022 · Recharge intelligente | 2,19 | 0,67 | 8,46 |
| 2022 · Recharge intelligente + V2H | 2,17 | 0,66 | 8,37 |
| 2022 · Recharge intelligente + V2G | 2,17 | 0,66 | 8,37 |
| 2024 · Recharge intelligente + V2G | 0,00 | 0,00 | 4,41 |
| 2022 · Recharge intelligente + V2G · sans importations | 10,44 | 2,77 | 0,00 |
| 2022 · Recharge intelligente + V2G · parc plus lent | 2,21 | 0,68 | 8,43 |
| 2022 · Recharge intelligente + V2G · sans arrêt long | 0,00 | 0,00 | 8,23 |
Le parc plus lent ne change que le nombre de véhicules disponibles pour la flexibilité. La demande nationale reste fixe afin de comparer la contribution de la flexibilité. Les déficits de pointe sont minimisés après l’énergie annuelle manquante ; l’exploitation réelle peut exiger plus de puissance. Un déficit nul dans le modèle exigerait encore des vérifications du réseau et de fiabilité probabiliste.
Ces comparaisons de véhicules incluent l’arrêt exceptionnel de Leibstadt pendant 90 jours. Avec le même parc proposé et les mêmes hypothèses V2G, le cas 2011/12 a encore besoin d’environ 2'448 GWh d’approvisionnement supplémentaire. Le cas 2021/22 a besoin de 2'170 GWh. Le cas 2023/24 ne présente pas de déficit significatif avec ces hypothèses d’exploitation optimistes. Conserver plusieurs années météorologiques évite de prendre une année favorable pour la preuve d’un approvisionnement fiable.
Cas météorologiques comparables et limites du modèleDans le cas V2G 2021/22, supprimer le long arrêt du réacteur comble le déficit modélisé, tout en utilisant encore des importations importantes. D’autres années météorologiques laissent un déficit avec entretien planifié et sans arrêt prolongé, comme le montre la comparaison avec recharge fixe ci-dessus.
Cas comparable sans le long arrêtCe premier dispositif dépend encore des échanges. Les tests d’importation ci-dessus montrent pourquoi l’approvisionnement indigène et la résilience en combustibles exigent des investissements supplémentaires pour atteindre notre objectif de souveraineté.
Notre recommandation : acheter des livraisons hivernales, récompenser la flexibilité utile
Les fournisseurs d’électricité devraient acheter l’énergie hivernale manquante, en précisant l’accès à l’eau et aux importations. Prévoir séparément un secours immédiat et un approvisionnement de remplacement prolongé. Les cas calibrés orientent les demandes d’offres ; des tests combinés et des vérifications techniques doivent précéder le dimensionnement final de la réserve.
Quantités comparables et limites Services d’approvisionnement distinctsIntroduire d’abord la recharge intelligente. Acheter des services bidirectionnels là où leur coût supplémentaire est rentable. Un essai suisse a démontré des services au réseau, mais les revenus attendus ne couvraient pas les coûts V2X supplémentaires dans les cas d’affaires étudiés. Les propriétaires de centrales hydrauliques et de voitures ont besoin de contrats volontaires qui couvrent l’usure, les pertes et les occasions perdues.
Capacité démontrée et limites commerciales Coûts et revenus des propriétairesLes tableaux d’approvisionnement incluent des déficits annuels, car certains cas laissent aussi une demande estivale non couverte. Les offres doivent couvrir ces besoins également. Une production à combustible est une solution de repli admissible, à condition que les stocks de combustible, les émissions, les autorisations et les coûts soient explicites. Des offres de fournisseurs restent nécessaires pour chiffrer l’ensemble du dispositif.
Électricité manquante sur l’année et en hiverVérifier le modèle et reproduire les résultats
Le modèle distinct des services de véhicules préserve le bilan énergétique horaire, un stockage limité et l’électricité nécessaire aux trajets. Il soustrait la recharge des voitures participantes déjà incluse dans la demande avant d’ajouter leur recharge explicite. L’énergie des trajets est ainsi comptée une seule fois. Les cas d’approvisionnement calibrés conservent une recharge fixe et ne comptent aucune injection par les véhicules.
Il optimise l’année entière avec une connaissance parfaite du futur. L’hydraulique naturelle reste regroupée ; les apports mensuels sont lissés. La disponibilité des véhicules est une enveloppe agrégée, sans simulation de trajets individuels ni modèle du réseau interne.
Il minimise d’abord l’énergie annuelle manquante, puis le déficit de pointe, puis les importations et les cycles. Plusieurs programmes d’exploitation peuvent aboutir aux mêmes totaux. Les répartitions jour/nuit illustrent une solution.
La trajectoire de la demande nationale, l’éligibilité du parc, les équipements, le comportement de raccordement et les hypothèses de poursuite de l’exploitation exigent d’autres éléments de preuve. L’optimisation des coûts, la rentabilité des contrats et l’ensemble du programme de construction 2050 restent des évaluations distinctes.
Interprétation de l’approvisionnement régulier et de la réserve
Méthode d’approvisionnement calibrée · Résultats des scénarios comparables (CSV) · Code de calcul et manifestes des données (ZIP ; données archivées à obtenir séparément)
Méthode de base avant la marge distincte pour les centres de données · Cas de base et données horaires (ZIP)
Méthode et limites des services de véhicules · Données et résultats (JSON) · Ensemble de reproduction avec tous les flux horaires (ZIP)
Références
- Winter supply, lake access and nuclear fleet comparisons
WattInfo · Scénarios horaires recalibrés, 26 septembre 2026 - Import reliance, winter solar inputs and forced shortages
WattInfo · Calculs sur données archivées, 25 septembre 2026 - Leibstadt annual report 2021: extended refurbishment
Kernkraftwerk Leibstadt · Rapport annuel 2021 - Return to grid after extended outage, 23 March 2026
Kernkraftwerk Gösgen · 2026-03-23 - 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: regular winter supply, immediate backup and prolonged-outage cover
WattInfo · Interprétation du service d’approvisionnement, 18 septembre 2026 - WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
WattInfo · Examen complémentaire des données du modèle, 18 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 - 2035 day/night supply and vehicle-flexibility model
WattInfo · Premier paquet d’approvisionnement 2035 et 12 calculs comparables/de sensibilité - Independent demand model v1
Swiss Energy research project · Résultats de recherche figés - Swiss Electricity Statistics 2025
Swiss Federal Office of Energy (BFE) · 2025 - Swiss solar and associated storage statistics for 2025
Swissolar for BFE · Année de référence 2025 ; rapport daté du 9 juillet 2026 - BFE: monthly Swiss electricity balance, September 2026 snapshot
Swiss Federal Office of Energy · Capture consultée le 10 septembre 2026 ; HTTP last-modified : 7 septembre 2026 - BFE / EBP: charging infrastructure and vehicle stock to 2050
BFE / EBP · 2023-05 - BFS: vehicle registrations and stock in 2025
BFS · 2026-02-04 - NOAA: solar-position equations
NOAA · Document non daté consulté le 18 septembre 2026 - OST: bidirectional charging services and equipment
OST / Canton Zurich · Document non daté consulté le 18 septembre 2026 - Wallbox: home-backup hardware requirement, North American equipment example
Wallbox · Fiche technique Amérique du Nord V1.2, 17 avril 2024 - V2X Suisse: cars supplying grid services
Mobility and project partners / BFE · Rapport final daté du 30 août 2024 - Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
WattInfo · Données de réalisation, 17 septembre 2026 - Visual explanations: seasonal stress, demand and storage
WattInfo · Données visuelles du chapitre et hypothèses pédagogiques explicites - Storage owner economics: historical-price benchmark
Swiss Energy research project · Résultats de recherche figés - Reserve financing: cost boundaries and fuel obligations
Federal Council · 2026-06-12 - System Adequacy 2028, 2030 und 2035
ElCom · 2025-06-19 - Warum die Schweiz ein Stromabkommen braucht
Swissgrid · 2024-03-08 - Die Schweiz braucht das Stromabkommen
Swissgrid · Page non datée ; vérifiée le 2 octobre 2026 - Supply scale, fuel and nuclear owner-cost sensitivities
WattInfo · 2026-10-02 - Electricity Supply Act
Swiss Confederation · 2026-01-01
Retrouver définitions, calculs et données de modèles dans registre des sources.