Plus de solaire peut-il couvrir l’hiver suisse ?

Quelle taille devrait avoir le parc solaire ?

Le surdimensionnement solaire consiste à installer des panneaux supplémentaires pour obtenir plus d’électricité pendant la partie la moins productive de l’année. Il produit aussi davantage d’électricité en été. Une étude mandatée par l’OFEN examine explicitement cette approche.

Le résultat est un bilan énergétique saisonnier. Les nuits d’hiver et les longues périodes de mauvais temps exigent toujours un plan d’approvisionnement. Les lacs d’accumulation peuvent économiser de l’eau pendant que le solaire couvre la demande, mais leur énergie stockée et leur puissance de turbinage sont limitées. Davantage de nucléaire, d’éolien ou d’autre production hivernale réduit la quantité de solaire dans cet exemple.

L’illustration de 120–140 GWp n’est ni un objectif officiel ni le programme de construction que nous proposons. Notre programme qui inclut le nucléaire teste 53 GWp avec l’hydraulique existante et deux nouveaux réacteurs. Lui aussi exige un approvisionnement hivernal supplémentaire.

Le programme horaire utilise un autre profil solaire, avec un rendement hivernal plus faible par kilowatt installé pendant les années retenues. Les deux puissances de parc doivent donc reposer sur les mêmes sites et la même météo avant une comparaison d’approvisionnement équivalente.

Combien coûteraient les panneaux supplémentaires ?

L’enquête suisse sur les prix du solaire en toiture fournit un point de départ. Ses prix varient selon la taille de l’installation et combinent offres et factures. Appliquer chaque prix à tous les panneaux supplémentaires montre l’importance de la combinaison de sites supposée.

Le prix des toits les moins chers ne peut pas représenter tous les sites suisses. De grands toits simples offrent une autre opportunité que de petits toits, des façades et des installations alpines. L’étude nationale sur le potentiel inclut plusieurs de ces catégories. Les emplacements adaptés, les propriétaires, les autorisations et les raccordements déterminent ce qui peut réellement être construit.

Le programme qui inclut le nucléaire contient lui aussi un investissement solaire important. Avec la même hypothèse de CHF 1 428/kWp, passer de 53 à 120–140 GWp ajoute CHF 95,7–124,2 milliards de coûts d’installation. Il s’agit d’une différence pour un seul composant. Chaque portefeuille complet a aussi ses propres coûts de production, de stockage, de financement et de réseau.

Les ventes estivales peuvent changer la comparaison

Donner à l’électricité estivale une valeur réaliste. Supposer qu’elle se vend toujours avec profit favorise le surdimensionnement. Supposer qu’elle ne vaut jamais rien peut faire rejeter des projets utiles.

Un propriétaire paie une centrale avec les revenus de toute l’année. Plus les ventes estivales contribuent, moins les ventes hivernales doivent rapporter. La comparaison suivante applique cette logique de la même manière au solaire, à l’éolien et au nucléaire.

Les exemples du toit bon marché et du nucléaire atteignent le même coût saisonnier à environ CHF 45 de valeur nette par MWh estival potentiel. Ce calcul utilise un rendement exigé hors inflation de 5 % et les coûts de centrale indiqués. Les toits économiques peuvent donc être compétitifs selon cette mesure.

La « valeur nette par MWh potentiel » répartit les recettes estivales sur tout ce que la centrale pourrait produire, y compris la production invendue. Par exemple, vendre la moitié à CHF 100/MWh donne CHF 50 par MWh potentiel, avant toute autre déduction. Les exportations, l’usage local, les pertes et l’écrêtement — la réduction volontaire de la production — déterminent la valeur effective. Ni des revenus d’exportation illimités ni des revenus estivaux nuls ne sont établis pour un parc national.

Le nucléaire exige lui aussi une discipline des coûts et une réalisation crédible. Porter son coût de construction à CHF 15 000/kW aux prix de 2024 et sa durée de construction à 15 ans fait passer le résultat sans crédit estival à environ CHF 365/MWh d’hiver. Le calcul utilise le même rendement financier exigé de 5 %. Un approvisionnement de remplacement pendant un retard ajoute un coût de système distinct.

Choisir les projets hivernaux selon le service qu’ils fournissent

Donner la priorité aux toits économiques et à un éolien hivernal viable ; exiger des installations coûteuses qu’elles justifient leur service supplémentaire. La part hivernale d’une installation alpine ne suffit pas à déterminer sa valeur. Il faut comparer son coût complet, sa répartition dans le temps, son raccordement et ses ventes probables. Le nombre limité de sites éoliens et solaires viables limite aussi les extrapolations nationales.

Le stockage a un autre rôle et une facture distincte

La production crée de l’électricité. Le stockage la déplace vers une autre heure ou une autre saison, en utilisant une énergie qui doit d’abord être disponible. Les exemples ci-dessous figurent donc à côté de la comparaison de la production, avec leurs propres limites de service et de coût.

Batteries : payer l’énergie utilisable et la puissance. Un parc illustratif de 40 GWh d’une durée de quatre heures dispose de 10 GW de puissance de décharge. Au prix supposé de CHF 250–500 par kWh utilisable, l’achat initial coûte CHF 10–20 milliards. Quatre heures de livraison peuvent couvrir un déficit court si l’énergie de recharge est suffisante. Elles ne peuvent pas remplacer la production hivernale pendant des semaines sans recharge.

Hydraulique : payer le transfert hivernal et les ventes perdues. Le budget du propriétaire du Grimselsee est de CHF 307 millions pour environ 240 GWh de transfert saisonnier supplémentaire. Notre exemple exige environ CHF 108 par MWh transféré : récupération du capital, entretien supposé et CHF 30/MWh de ventes estivales perdues. Il suppose un transfert complet chaque année pendant 60 ans, avec un rendement financier exigé de 5 %. Le projet déplace vers l’hiver une quantité limitée d’énergie hydraulique ; la production annuelle issue des apports naturels n’augmente pas de la quantité transférée. Les propriétaires ont besoin de contrats volontaires et viables, ainsi que du respect de leurs obligations d’exploitation.

Les coûts de réseau exigent aussi une répartition équitable. Le renouvellement des installations existantes et les raccordements pour le chauffage et les transports électrifiés servent plusieurs portefeuilles. Il faut imputer à chaque mix proposé ses besoins supplémentaires. Attribuer tout le programme national de réseau au solaire surestimerait son coût supplémentaire.

Continuer vers les services de réserve et de livraison qui assurent l’approvisionnement du pays.