Maintenir Gösgen et Leibstadt, développer deux nouveaux réacteurs et garantir l’électricité hivernale encore nécessaire à côté d’eux.
Le chauffage et les transports électriques augmentent la demande. Conserver des centrales productives réduit l’approvisionnement à remplacer, tandis que de nouveaux réacteurs ajoutent de l’électricité pendant les nuits d’hiver. La poursuite de l’exploitation dépend de la sûreté et d’un investissement économiquement viable.
Demande et priorités nucléairesPourquoi ajouter du nouveau nucléaire ?
Notre programme prévoit environ 94,2 TWh par an consommés par les clients en 2050, avant les pertes de réseau. Il s’agit d’un scénario d’électrification, qui inclut une marge pour les centres de données, et non d’une prévision. La demande varie avec la météo.
Scénario de demandeLe graphique montre combien d’électricité manque encore selon le nombre de nouveaux réacteurs. Chaque paire de barres compare l’approvisionnement avec et sans importations.
Électricité supplémentaire sur toute l’année, TWh · échelle commune 0–24. Les valeurs indiquent le total après toute la production et tout le stockage modélisés.
Sans nouveaux réacteurs
1 nouveau réacteur
2 nouveaux réacteurs
3 nouveaux réacteurs
Les barres sans nouveau réacteur retirent ces unités sans les remplacer. La section suivante teste un paquet qui les remplace par davantage de solaire et des batteries.
Chaque nouvelle unité a la même puissance et un arrêt annuel choisi de 30 jours. L’arrêt de la troisième déborde en octobre ; les deux premières s’arrêtent en été. Une partie de l’écart hivernal vient de ce calendrier. Un parc réel doit planifier la maintenance selon les besoins du système et les contraintes des équipements.
Dates de maintenance et fermeture des centrales existantes différentes
Déplacer toute la maintenance de la troisième unité en été réduit le déficit annuel à 1,07 TWh avec des importations jusqu’à 2 GW. Les ajouts appariés ci-dessous utilisent ce calendrier estival. Cas avec entretien en été
| Nouveaux réacteurs | Déficit hivernal TWh | Déficit sur l’année complète TWh |
|---|---|---|
| 0 | 20,93 | 23,28 |
| 1 | 16,69 | 17,91 |
| 2 | 12,55 | 13,27 |
| 3 | 8,8 | 9,02 |
Lorsque des pénuries surviennent aussi en été, la valeur hivernale est une répartition saisonnière réalisable du total annuel. Le téléchargement des cas inclut les trois années météo, les plafonds d’importation et les choix de parc.
Cette comparaison physique suppose que chaque nouvelle unité est livrée. Une troisième unité a encore besoin d’un site, d’autorisations, d’un engagement de fournisseur et d’un financement viable. Ce n’est ni un calendrier de projet ni un calcul de portefeuille au moindre coût.
Définitions comparables des parcs et tous les résultats · Résultats des cas (CSV)
Dans ce cas météorologique exigeant, avec des importations jusqu’à 2 GW, deux réacteurs réduisent l’électricité encore manquante sur l’année de 13,3 à 4,6 TWh. Nous recommandons donc de développer dès maintenant les deux premiers projets et d’évaluer un troisième en parallèle d’autres ajouts hivernaux fiables.
Comparaison des parcsEt avec plus de solaire et de batteries à la place ?
Nous avons testé un dispositif sans nouveaux réacteurs, qui ajoute à la place 20 GWp de solaire et 40 GWh de batteries. Avec la météo de 2016/17, il laisse 8,2 TWh manquants sur l’année, contre 4,6 TWh avec deux réacteurs. Mais pendant la vague de froid de 2011/12, il réduit davantage le plus grand déficit horaire : 4,1 GW contre 6,1 GW.
Alternatives comparablesUn réacteur ajoute de l’énergie en hiver ; une batterie stocke de l’électricité produite à une autre heure. Les deux peuvent aider, de manière différente. Le dispositif à deux réacteurs a la pointe la plus basse pendant les deux autres années météorologiques testées. Ces déficits horaires sont des résultats préliminaires : le chauffage par temps froid, l’accès aux turbines hydrauliques et les contraintes du réseau doivent faire l’objet de vérifications techniques avant le dimensionnement des équipements. Il s’agit d’un seul dispositif testé avec solaire et batteries. Ses résultats physiques n’établissent pas quel investissement offre le meilleur rapport par franc.
Comparer réacteurs, solaire, batteries et hydraulique sur trois années météorologiques
2016/17 — pression sur l’énergie hivernale
| Évolution du parc | TWh / année | GW |
|---|---|---|
| Deux nouveaux réacteurs : référence | 4,64 | 2,99 |
| Ajouter un troisième réacteur de 1,1 GW | 1,07 | 1,91 |
| Ajouter 10 GWp de solaire ordinaire | 4,11 | 2,98 |
| Ajouter des batteries de 40 GWh / 10 GW | 2,58 | 1,49 |
| Ajouter 240 GWh de capacité dans les lacs | 4,64 | 2,99 |
| Ajouter 1 GW de livraison hivernale constante | 1,32 | 1,99 |
| Sans nouveaux réacteurs ; ajouter 20 GWp de solaire et 40 GWh de batteries | 8,17 | 3,45 |
2011/12 — vague de grand froid
| Évolution du parc | TWh / année | GW |
|---|---|---|
| Deux nouveaux réacteurs : référence | 3,52 | 6,15 |
| Ajouter un troisième réacteur de 1,1 GW | 0,2 | 5,07 |
| Ajouter 10 GWp de solaire ordinaire | 3,03 | 6,15 |
| Ajouter des batteries de 40 GWh / 10 GW | 1,05 | 3,08 |
| Ajouter 240 GWh de capacité dans les lacs | 3,52 | 6,15 |
| Ajouter 1 GW de livraison hivernale constante | 0,21 | 5,15 |
| Sans nouveaux réacteurs ; ajouter 20 GWp de solaire et 40 GWh de batteries | 6,72 | 4,07 |
2021/22 — année sèche
| Évolution du parc | TWh / année | GW |
|---|---|---|
| Deux nouveaux réacteurs : référence | 3,08 | 0,98 |
| Ajouter un troisième réacteur de 1,1 GW | 0 | 0 |
| Ajouter 10 GWp de solaire ordinaire | 2,61 | 0,84 |
| Ajouter des batteries de 40 GWh / 10 GW | 0 | 0 |
| Ajouter 240 GWh de capacité dans les lacs | 3,08 | 0,98 |
| Ajouter 1 GW de livraison hivernale constante | <0.01 | 0,75 |
| Sans nouveaux réacteurs ; ajouter 20 GWp de solaire et 40 GWh de batteries | 5,85 | 1,82 |
Développer l’option du troisième réacteur et acheter séparément le soulagement des pointes. Dans le test de vague de froid, le comparateur solaire-batteries réduit davantage la pointe que la référence à deux réacteurs, mais laisse plus d’électricité à fournir sur l’année. Les deux colonnes comptent donc.
Ce qui change, ce qui reste fixe et ce qui manque encore
La référence conserve Gösgen et Leibstadt et contient 53 GWp de solaire. Tous les cas utilisent les stocks d’eau enregistrés en octobre. Le troisième réacteur a son entretien en été. Le solaire ajouté a le même profil suisse ordinaire ; il ne représente ni des panneaux alpins ni l’éolien. La batterie fournit 40 GWh de décharge utilisable, 10 GW de puissance et un rendement aller-retour de 85%. Elle commence et termine vide.
Une capacité lacustre supplémentaire n’ajoute ni eau initiale, ni apports, ni puissance de turbine. Son faible bénéfice ici ne valorise pas les projets retenant plus d’eau avant octobre. La fourniture hivernale de 1 GW est une hypothèse idéale ; combustible, autorisations et propriétaire non résolus. Les réacteurs existants continuent dans le cas sans nouveaux réacteurs.
Ce sont des investissements de tailles différentes, pas un classement par franc. Des profils éoliens et solaires alpins appariés, des prix livrés, des durées de vie et des coûts de réseau sont encore nécessaires pour cette comparaison. Les trois années météo et les variantes sans importations sont disponibles dans le téléchargement.
Calculs appariés et hypothèses pour 48 · Résultats et définitions (JSON) · Méthode · Code de calcul (ZIP)
L’eau modifie l’approvisionnement hivernal encore nécessaire
Les lacs aident à reporter de l’électricité vers l’hiver. La quantité d’eau qu’ils contiennent en octobre modifie l’approvisionnement supplémentaire nécessaire. Notre programme à deux réacteurs a encore besoin d’électricité supplémentaire, même lorsque le modèle part de lacs presque pleins.
- 1Les lacs peuvent commencer presque pleins3,09 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 octobre4,64 TWh
Utiliser le stock enregistré pour cette année météo. Le besoin d’approvisionnement restant augmente.
- 3Conserver aussi une réserve d’eau5,64 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 6,15 à 7,99 GW. Les deux cas commencent avec le stock d’eau enregistré.
Leurs déficits d’énergie sur l’année entière sont de 3,52 et 3,52 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
Les fournisseurs d’électricité ont besoin de contrats hivernaux dimensionnés selon l’eau réellement disponible. Les propriétaires hydrauliques doivent être rémunérés pour retenir l’eau et la livrer plus tard. Nos priorités hydrauliques sont Grimsel 4 pour plus de puissance de turbinage, ainsi que l’agrandissement du Grimselsee et le transfert proposé à Mattmark pour plus de livraisons hivernales. Les cas horaires actuels n’attribuent aucun approvisionnement supplémentaire à ces projets futurs. Leur contribution dépend des autorisations, de la construction, des droits d’eau et de contrats viables. Services des projets hydrauliques · Proposition hivernale de Mattmark
Électricité pour tout l’hiver et puissance pour le plus grand déficit horaire
Énergie : quelle quantité manque ?
4,6 TWh
Électricité supplémentaire sur une année avec la météo 2016/17. Pensez au volume d’eau qu’un réservoir doit contenir.
Puissance : à quelle vitesse livrer ?
6,1 GW
Plus grand déficit horaire avec météo 2011/12. Penser à la quantité d’eau qu’un tuyau doit transporter à la fois.
Différents hivers fixent les deux besoins. Dans l’année de vague de froid, le déficit annuel est de 3,5 TWh ; dans l’année pauvre en énergie, la pointe est de 3 GW.
Les deux cas incluent 53 GWp de solaire, les stocks lacustres d’octobre enregistrés et jusqu’à 2 GW d’importations. Ils supposent une maintenance prévue sans arrêt prolongé. Chauffage par grand froid et accès aux turbines hydrauliques demandent encore des vérifications techniques avant de dimensionner les équipements à partir de ces pointes.
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 | 4,64 | 4,64 | 2,99 |
| Un arrêt hivernal d’un réacteur pendant 90 jours | 6,5 | 6,5 | 4,07 |
| Chauffage moins efficace par temps froid | 5,86 | 5,86 | 4,51 |
| Arrêt et baisse de performance du chauffage combinés | 7,74 | 7,74 | 5,59 |
L’arrêt retire un nouveau réacteur 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. Transfère l’ajout de conversion 2035 à 2050 comme sensibilité bornée. 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 périmètreHypothèses sur le solaire, le nucléaire et les lacs
La marge pour les centres de données maintient constant jusqu’en 2050 un scénario publié pour 2030, après déduction de la croissance déjà incluse dans la base sectorielle. Une croissance plus rapide exige davantage d’approvisionnement. La puissance solaire est une donnée de test ; les sites, les remplacements, les raccordements et les acheteurs exigent encore un programme viable.
Limites de la demande et du solaireDeux réacteurs dépendent encore des importations hivernales
Avec deux nouveaux réacteurs, l’eau enregistrée dans les lacs et des importations jusqu’à 2 GW, le modèle a besoin d’au moins 7,5 TWh provenant de l’étranger pendant l’hiver 2016/17 pour maintenir ce niveau d’approvisionnement. Ce minimum maintient le déficit annuel à 4,6 TWh et laisse inchangé le plus grand déficit horaire. Sans importations, il manque 12,7 TWh sur l’année entière.
Dépendance envers les importationsC’est pourquoi deux réacteurs constituent un premier programme de construction, et non le plan de souveraineté complet. Davantage de production hivernale indigène réduit notre dépendance envers une électricité disponible à l’étranger pendant les mêmes heures difficiles. Les échanges restent utiles, mais un contrat exige à la fois l’électricité et une voie fiable à travers la frontière.
Comparer les plafonds d’importation, les importations brutes et les importations nettes
Électricité supplémentaire sur toute l’année, TWh · échelle commune 0–13. Les totaux hivernaux figurent séparément ci-dessous.
| Plafond d’importations | Déficit hivernal TWh | Déficit sur l’année complète TWh |
|---|---|---|
| 2 GW | 4,64 | 4,64 |
| 1 GW | 8,25–8,45 | 8,45 |
| 0 GW | 12–12,65 | 12,65 |
Même au plafond de 2 GW, le modèle exige au moins 7,47 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 4,64 TWh non couverts en hiver.
Même avec l’hypothèse plus généreuse de lacs libres, les importations hivernales brutes vont de 7,43–7,45 TWh. Cela utilise environ 85% 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 4,79–7,45 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
Le même système pourrait-il aussi exporter sur l’année ?
| Météo | Minimum | Maximum |
|---|---|---|
| 2011/12 | -8,1 | +11,6 |
| 2016/17 | -8,1 | +8,5 |
| 2021/22 | -7,7 | +7,4 |
Chaque intervalle fixe déficit annuel, plus grand déficit horaire et importations annuelles brutes aux valeurs de référence. Les exportations peuvent atteindre 8 GW. La demande reste non couverte : calendriers possibles, sans prévision de plan complet. Les échanges réels dépendent des prix et de la demande étrangère.
La fourchette dépend de la part de l’excédent exportée plutôt que laissée inutilisée, ainsi que de la programmation des centrales et des échanges. Ce sont des programmes alternatifs du modèle, et non des ventes prévues. Les exportations nettes annuelles et un approvisionnement hivernal fiable sont des tests distincts. L’approvisionnement en combustible, les droits d’eau et l’acheminement par le réseau comptent aussi pour la souveraineté.
Limites des exportations et de la souverainetéRemplacer Beznau avant l’arrivée des nouveaux réacteurs
Nos dates de travail pour les nouveaux réacteurs sont 2047 et 2050, chacun d’environ 1,1 GW nets. La mise hors service de Beznau annoncée par son propriétaire intervient plus tôt. Les fournisseurs d’électricité ont donc besoin d’un dispositif de remplacement distinct, pendant que les propriétaires développent les nouvelles centrales. Dates et taille de centrale proposées · Intentions d’exploitation pour Beznau
- 2027–2030Préparer deux projets de réacteurs
Comparer sites et modèles. Définir propriétaire, fournisseurs et financement.
- 2027–2033Contractualiser l’approvisionnement hivernal préalable
Assurer une électricité régulière et une couverture distincte en cas d’arrêt avant la mise hors service de Beznau.
- 2032–2033Remplacer la production de Beznau
Fermetures annoncées par le propriétaire : unité 2 en 2032 ; unité 1 en 2033.
- 2030–2039Préparer la prolongation de Gösgen
Prendre une décision de sécurité et d’investissement fondée sur des preuves avant le cap des 60 ans.
- 2035–2044Préparer la prolongation de Leibstadt
Maintenir une fourniture de remplacement si la poursuite d’exploitation devient non viable.
- 2037–2047Premier nouveau réacteur
Période supposée de construction et de mise en service. Exploitation commerciale en 2047.
- 2040–2050Deuxième nouveau réacteur
Le chevauchement des constructions est nécessaire au démarrage supposé en 2050.
Les fenêtres de préparation sont nos échéances proposées. Les dates de Beznau sont les intentions annoncées du propriétaire. Les dates des nouveaux réacteurs sont des hypothèses de planification ; la prolongation des réacteurs existants dépend de la sûreté et de l’économie pour les propriétaires.
Programme daté, dépendances et hypothèses de coûts Beznau : intentions d’exploitation du propriétaire
Les dates des nouveaux réacteurs dépendent de la voie légale, des autorisations, des fournisseurs et du financement. Si un projet prend du retard, les contrats d’approvisionnement de remplacement doivent durer plus longtemps. D’autres retards ou un abandon restent possibles. Le chapitre 2035 présente le dispositif d’approvisionnement antérieur.
Sites, chantiers qui se chevauchent et investissement par étapes
Les travaux sur la seconde unité doivent chevaucher ceux de la première pour respecter ces dates. Des équipes et des fournisseurs communs peuvent aider, mais ce chevauchement engage le second projet avant que le premier ait un historique d’exploitation. Les contrats devraient suivre des étapes démontrées de conception, de construction et de mise en service, avec une possibilité d’arrêt si les éléments de preuve se détériorent.
Notre budget suppose le même coût pour les deux unités. Une remise pour construction répétée exige une offre réelle.
Hypothèses de réalisation et de coût unitaireLes dossiers historiques de Beznau, Mühleberg et Niederamt fournissent une première base pour comparer les sites. Les risques externes, le refroidissement, les droits d’eau et les raccordements au réseau doivent être actualisés. Les besoins complets en sites et en infrastructures pour deux unités doivent être évalués.
Dossiers des sites et travaux inachevésLe financement du développement devrait être libéré par étapes. Avant de commander la construction, le propriétaire a besoin des autorisations, d’un périmètre défini, d’engagements des fournisseurs et d’une responsabilité claire pour les dépassements.
Le financement change ce que l’électricité doit rapporter
Notre enveloppe centrale pour deux réacteurs est de CHF 24,42 milliards avant financement, aux prix de 2026. Il s’agit d’un budget estimatif. Les offres des fournisseurs et les études de site doivent établir le prix ferme.
Enveloppe de constructionLes prêteurs et les investisseurs exigent aussi un rendement pour porter le risque. Un rendement exigé plus élevé signifie que la centrale doit tirer davantage de son électricité. La comparaison ci-dessous modifie ce rendement en gardant fixes les hypothèses de construction et d’exploitation.
Prix de l’électricité à percevoir pour couvrir les coûts modélisés du propriétaire sur la durée de vie de la centrale. Échelle commune : CHF 0–320 par MWh.
- 3% de rendement exigéCHF 115/MWh
- 5% de rendement exigéCHF 153/MWh
- 7% de rendement exigéCHF 202/MWh
- 10% de rendement exigéCHF 300/MWh
Un financement bon marché est une condition à assurer. Une garantie peut réduire le coût de financement du propriétaire tout en transférant le risque au garant. Présenter cette exposition avec le prix électrique réduit.
La provision pour les déchets couvre la manutention et l’entreposage, le financement du démantèlement étant séparé. Une contribution au stockage en couche géologique profonde n’est pas identifiée séparément. Ces prix exigent donc une évaluation complète des coûts de stockage définitif avant de pouvoir étayer une offre de financement.
Périmètre du financement des déchets et recettes nécessaires par rapport aux recettes atteignables
Ce que comprend le calcul du propriétaire
Hypothèses : CHF 10 000 par kW net avant financement, dix ans de dépenses de construction et marges séparées pour développement, réseau et premier combustible. Exploitation de 60 ans avec production moyenne supposée de 85%.
Le budget inclut l’entretien courant, le combustible et les coûts variables, des provisions provisoires pour l’assurance et les déchets, une rénovation majeure et les contributions aux fonds de démantèlement. Les offres suisses exactes et les conditions d’assurance restent non résolues ; aucun prix n’est attribué à l’exposition non assurée aux accidents.
C’est le prix moyen que le propriétaire reçoit pour son électricité. Les factures des clients paient aussi les réseaux, d’autres approvisionnements et des taxes. Le modèle horaire utilise un calendrier d’entretien et une hypothèse de disponibilité distincts ; sa production n’est pas multipliée par l’hypothèse financière de 85%.
L’illustration antérieure du financement de la construction isole moins de postes de coût. Ce calcul pour le propriétaire utilise ses propres hypothèses, plus larges, d’entretien et de financement.
Flux de trésorerie annuels des deux unités (CSV) · Sensibilités de construction, production et financement (JSON)
Nous recommandons de rechercher des options de financement chiffrées et des acheteurs à long terme avant de commander la construction. Ces prix supposent que les centrales vendent leur production indiquée au prix affiché. L’électricité invendue laisse moins de revenus pour couvrir les coûts du propriétaire. Le chapitre sur le nucléaire ajoute une provision pour le stockage géologique et teste des ventes plus faibles.
Fourchette d’investissement et coûts hors de ce budget nucléaire
L’enveloppe centrale comprend CHF 22 milliards pour les centrales et CHF 2,42 milliards pour le développement, les raccordements au réseau et le combustible initial. Ces provisions sont supposées hors du prix des centrales. Une offre réelle doit éliminer tout chevauchement. Modifier l’hypothèse de coût des centrales donne CHF 14,65–36,63 milliards avant financement.
Fourchette et périmètre du budgetL’hydraulique, le solaire, les prolongations des réacteurs existants, les réseaux et la réserve ont besoin de leurs propres budgets. Les estimations publiées utilisent des années de prix et des périmètres différents. Un total national exige des coûts comparables. La comparaison solaire chiffre des parcs plus grands, les ventes estivales, les batteries et le transfert hydraulique rémunéré. Sa référence nucléaire saisonnière utilise d’autres données que ce budget du propriétaire.
Comparaison des coûts saisonniersUne réserve a besoin de combustible, pas seulement d’une centrale
Les fournisseurs ont besoin d’électricité hivernale régulière. Séparément, les services de réserve ont besoin d’une puissance disponible rapidement et d’assez d’énergie pour couvrir une réparation prolongée. La puissance nominale d’une centrale de secours ne dit pas, à elle seule, combien de temps elle peut fonctionner.
Fournir entièrement le déficit comparable de 4,6 TWh avec un combustible liquide exigerait environ 1,21 milliards de litres. L’exemple suppose un rendement net de 40 % et 9,6 kWh d’énergie de combustible par litre. Un approvisionnement prolongé exige un réapprovisionnement, et pas seulement une citerne.
Calcul du combustibleNous soutenons une réserve alimentée par des combustibles là où elle reste nécessaire, avec une disponibilité du combustible, des émissions, des coûts et une autorisation d’exploitation explicites. Les centrales de réserve d’urgence ont besoin d’une autorisation pour l’approvisionnement ordinaire avant de pouvoir être comptées pour des ventes hivernales régulières.
Ce que couvrent les contrats de réserve proposés
Les contrats de réserve proposés couvrent 583 MW et exigent un combustible équivalant à 16 jours à pleine charge. Cela correspond à 0,224 TWh d’électricité. Il s’agit d’une exigence contractuelle future, et non d’un stock de combustible mesuré aujourd’hui. Proposition de réserve, sections 3.2.3 et 3.2.10 · Calcul de l’énergie à pleine charge
Les prochaines décisions que nous proposons
Lancer les projets. Garantir l’approvisionnement dans l’intervalle.
- Propriétaires des centrales : préparer les décisions de prolongation de Gösgen et Leibstadt et le développement par étapes de deux nouveaux réacteurs.
- Fournisseurs d’électricité : obtenir des offres d’approvisionnement hivernal avant la mise hors service de Beznau, en tenant compte de lacs bas et d’importations limitées.
- Propriétaires des centrales et fournisseurs : comparer un troisième réacteur avec l’hydraulique, le stockage, les importations et une réserve à combustible pour l’électricité hivernale encore manquante. Acheter séparément la puissance pour les heures difficiles.
Les engagements de construction exigent des prix crédibles, des autorisations, un financement et une responsabilité de réalisation. Les propriétaires d’installations hydrauliques, de stockage et de réserve ont besoin de contrats viables pour leurs services.
Données, code de calcul et incertitudes restantes
La comparaison calibrée teste trois années météorologiques retenues. Une comparaison distincte pour 2035, avec un niveau de départ des lacs laissé libre, couvre treize années météorologiques. Ces échantillons n’établissent ni probabilités ni marge de réserve définitive.
Le modèle regroupe les lacs d’accumulation, connaît la météo future et omet les contraintes du réseau interne. Les cascades hydrauliques réelles, l’accès des propriétaires, le chauffage par temps froid et des contrats fiables d’importation ou de combustible peuvent modifier le résultat.
Aucune probabilité d’arrêt n’est attribuée. Les cas de résistance 2050 retirent un nouveau réacteur ; les cas 2035 retirent Leibstadt. Les totaux avec arrêt incluent déjà le besoin de base.
Les conditions privées de construction, d’assurance et de financement restent non résolues. L’enveloppe financière ne peut pas attribuer un coût nul à une responsabilité inconnue.
Données calibrées et cas (JSON) · Résultats d’approvisionnement comparables (CSV) · Méthode de calcul de l’approvisionnement · Catalogue des sources (JSON) · Code de calcul de l’approvisionnement (ZIP ; données archivées à obtenir séparément)
Flux de trésorerie distincts du propriétaire (CSV) · Financement et hypothèses initiales du programme
Continuer vers la synthèse de la stratégie et les choix politiques proposés.
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 - 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 - Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
WattInfo · Données de réalisation, 17 septembre 2026 - Historical nuclear proposals: selected data and reuse assessment
WattInfo · Propositions historiques examinées le 18 septembre 2026 - Convention on Nuclear Safety: tenth Swiss report
Swiss Federal Nuclear Safety Inspectorate (ENSI) · Dixième rapport - Economics of extending Gösgen and Leibstadt to 80 years
BFE commissioned research · Rapport daté du 12 mars 2026 ; date de publication non établie - Visual explanations: seasonal stress, demand and storage
WattInfo · Données visuelles du chapitre et hypothèses pédagogiques explicites - Mattmark: proposed dam raising
Axpo · Publié le 2025-01-16 - Reserve financing: cost boundaries and fuel obligations
Federal Council · 2026-06-12 - WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
WattInfo · Examen complémentaire des données du modèle, 18 septembre 2026 - Winter solar: capacity, seasonal costs and paid storage
WattInfo · Comparaison conditionnelle de composants, 22 septembre 2026 - Supply scale, fuel and nuclear owner-cost sensitivities
WattInfo · 2026-10-02 - Matched electricity, peak-power and trade comparisons
WattInfo · 2026-10-02 - WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
WattInfo · Priorités proposées et analyse préliminaire de l’approvisionnement avec recharge fixe, 18 septembre 2026
Retrouver définitions, calculs et données de modèles dans registre des sources.