La chiusura annunciata di Beznau precede i nuovi reattori nei nostri calendari. Il pacchetto 2035 mantiene Gösgen e Leibstadt, porta il solare a 26 GWp e conserva idroelettrico e importazioni fino a 2 GW.
In un inverno impegnativo resta elettricità da acquistare. La quantità dipende molto dall’acqua nei bacini a ottobre. I fornitori dovrebbero chiedere offerte per tutto l’intervallo e acquistare separatamente la copertura d’emergenza.
Chiusura e date condizionali dei nuovi reattoriContrattualizzare la fornitura invernale in base all'acqua che la Svizzera può effettivamente usare. Con la domanda del 2035 e le condizioni meteorologiche del 2016/17, bacini quasi pieni lasciano un deficit invernale di 3.1 TWh. Le riserve registrate a ottobre portano questo deficit a 4.6 TWh. Conservare acqua equivalente a 1 TWh nei bacini naturali lo porta a 5.6 TWh.
Questi scenari includono la manutenzione programmata, il fabbisogno previsto per i centri dati e importazioni fino a 2 GW. La riserva di 1 TWh è un'ipotesi di esercizio. Un fermo prolungato di un reattore e l'indisponibilità delle importazioni richiedono coperture aggiuntive. Scenari invernali comparabili e ipotesi sulle riserve idriche
Presentare un primo pacchetto
Il nostro riferimento usa 73.5 TWh di consumo finale annuo nel 2035, prima delle perdite di rete. Segue il percorso centrale di elettrificazione nel calcolo della domanda per settore. La meteo cambia totale annuo e picchi orari. Il margine separato per i data center indicato sotto porta il riferimento annuo a 74.5 TWh.
Dati di domanda e ipotesi di adozione Calcolo 2035 e distribuzione orariaMantenere i reattori restanti
Gösgen e Leibstadt offrono 2.243 GW netti, subordinati a un esercizio sicuro e sostenibile. Includere la manutenzione programmata e coprire separatamente le fermate eccezionali.
Costruire capacità solare utile
Proponiamo 26 GWp entro il 2035. Partendo dal parco stimato nel 2025, servono aggiunte medie di 1.65 GWp l’anno.
Usare l’idroelettrico entro i suoi limiti
Mantenere limiti finiti per bacini e pompaggio. Pagare ai proprietari i servizi utili. Accreditare i progetti quando consegna e condizioni operative diventano credibili.
Assicurare le forniture restanti
Mantenere gli scambi, con importazioni fino a 2 GW nel riferimento. Aggiungere forniture invernali contrattualizzate e riserve. Minori importazioni aumentano il fabbisogno.
Gli scenari con manutenzione programmata includono fermate pianificate e un fattore di produzione, senza fermate prolungate. Una prova severa separata esclude Leibstadt per 90 giorni tra gennaio e marzo. Durata e periodo sono ipotesi scelte. Verificano la perdita prolungata di una grande centrale in inverno; non è stata stimata una probabilità.
Manutenzione programmata e fermata prolungata sceltaLa storia dei reattori comprende lunghe fermate; la nostra prova non ha una frequenza assegnata.
Dati del programma e ipotesi operative
Il pacchetto mantiene produzione termica ed eolica ai livelli mensili osservati nel 2024, con una correzione di erogazione ipotizzata. Richiede che queste fonti restino sostenibili. Non accredita ancora batterie stazionarie aggiuntive né riserve a combustibile.
Produzione termica ed eolica mensileGli ampliamenti idroelettrici possono offrire flessibilità invernale preziosa. Innalzare un bacino può spostare elettricità fra stagioni senza aggiungerne altrettanta alla produzione annua. Il primo calcolo non attribuisce forniture aggiuntive a progetti idroelettrici ancora da realizzare. Il capitolo idroelettrico segue benefici e limiti di realizzazione.
Progetti idroelettrici: energia, accumulo e realizzazioneIl nuovo nucleare appartiene al programma di lungo periodo. Il nostro calendario illustrativo più rapido raggiunge l’esercizio commerciale nel 2042, con dipendenze importanti. Il pacchetto 2035 necessita quindi di contratti propri prima che un reattore successore possa contribuire.
Calendari condizionati di consegna dei reattoriAcquistare forniture regolari e coprire separatamente le fermate
Raccomandiamo tre servizi distinti. Ciascuno richiede condizioni di consegna e prezzo propri.
Elettricità invernale regolare
Coprire la domanda durante esercizio ordinario, manutenzione programmata e meteo difficile. Contrattualizzare l’energia stagionale restante, con margine per la crescita della domanda.
Riserva immediata
Mantenere potenza pronta quando una centrale si ferma improvvisamente. Velocità di risposta, accesso alla rete e potenza disponibile determinano questo servizio.
Copertura delle fermate prolungate
Organizzare forniture sostitutive durature se le riparazioni richiedono settimane o mesi. Prezzare la disponibilità separatamente da attivazione, combustibile ed energia consegnata.
- 1I bacini possono partire quasi pieni3.07 TWh
Il modello sceglie la riserva iniziale e può usare tutta l'energia accumulata assegnata ai bacini naturali.
- 2Partire dalle riserve idriche registrate a ottobre4.63 TWh
Si usa la riserva registrata per questo anno meteorologico. La fornitura ancora necessaria aumenta.
- 3Mantenere anche una riserva d'acqua5.63 TWh
Si parte dalle stesse riserve registrate e si conserva nei bacini naturali acqua equivalente ad almeno 1 TWh.
Richiedere offerte invernali per questo intervallo, indicando esplicitamente il prezzo del servizio idroelettrico. Il livello minimo di 1 TWh è una riserva operativa ipotizzata. Il modello aggrega i bacini e conosce la meteo in anticipo. Diritti, riserve e collegamenti fluviali reali limitano la fornitura.
Energia e potenza richiedono contratti diversi
Con le condizioni meteorologiche del 2011/12, limitare all'80% l'accesso alle turbine dell'idroelettrico naturale porta il massimo deficit orario da 1.25 a 3.09 GW. Entrambi gli scenari partono dalle riserve idriche registrate.
I loro deficit energetici annui sono 3.34 e 3.34 TWh. La quantità d'acqua limita l'energia erogabile; l'accesso alle turbine limita la velocità di erogazione.
Questi deficit orari di potenza sono risultati preliminari. Prima di definire gli impianti di riserva serve una valutazione tecnica del riscaldamento nelle ore fredde, delle cascate idroelettriche reali e dei vincoli di rete.
Riserve idriche comparabili, limiti delle turbine e risultati orari
Come i fermi e l'efficienza del riscaldamento cambiano il fabbisogno
| Ipotesi di esercizio | Deficit invernale TWh | Deficit annuo TWh | Massimo deficit orario GW |
|---|---|---|---|
| Manutenzione programmata | 4.63 | 4.63 | 1.35 |
| Fermo invernale di un reattore per 90 giorni | 6.86 | 6.86 | 1.92 |
| Riscaldamento meno efficiente al freddo | 5.93 | 5.93 | 1.75 |
| Fermo e minore efficienza del riscaldamento insieme | 8.16 | 8.16 | 2.33 |
Il fermo rende indisponibile Leibstadt da gennaio a marzo. È una prova di stress scelta senza una probabilità assegnata. Ogni totale include il deficit di base: sommare le righe conterebbe due volte la stessa energia.
La prova sul riscaldamento ipotizza prestazioni inferiori delle pompe di calore negli edifici appena convertiti, soprattutto nelle ore fredde. I valori invernali descrivono una gestione possibile degli impianti. Il modello minimizza il deficit energetico annuo e il massimo deficit orario.
Il deficit orario indica la potenza necessaria dopo la gestione programmata degli impianti. Un arresto improvviso richiede anche una risposta rapida. Questi totali, da soli, non dimensionano tale servizio.
Scenari di esercizio comparabili, ipotesi sul riscaldamento e limiti del modelloElettricità aggiuntiva nell’intero anno, TWh · scala comune 0–4. Sono prove con condizioni meteorologiche storiche, non probabilità.
Il totale comprende eventuali carenze estive. Diversi programmi di esercizio possono ripartire lo stesso fabbisogno annuo in modo diverso tra inverno ed estate.
Il confronto dei bacini sopra mostra l’importanza delle riserve iniziali effettive. Una fermata prolungata aggiunge un fabbisogno distinto; il suo totale include già la carenza con manutenzione programmata.
Tredici anni meteorologici e ipotesi di produzione calibrate
Gli scenari con manutenzione programmata giustificano forniture invernali aggiuntive prima ancora di considerare una fermata prolungata. La carenza dipende dalla produzione ipotizzata e dall’accesso all’idroelettrico. Il risultato con fermata severa include questo fabbisogno di base. Sommare i due totali conterebbe parte dell’energia due volte. Il calcolo orario non dimensiona la riserva rapida necessaria quando una centrale si disconnette improvvisamente.
Che cosa consente di concludere ciascun risultatoQuota per i data center già inclusa
Prevedere margine per la crescita dei data center
Il risultato centrale dello studio sui data center aggiunge 1 TWh oltre alla crescita già inclusa nel nostro percorso. Il riferimento annuo sale a 74.5 TWh nel 2035, prima di variazioni meteorologiche e perdite di rete. Gli scenari calibrati includono questo margine. Il calcolo mantiene costante fino al 2035 il totale dello studio per il 2030 e distribuisce uniformemente la domanda aggiuntiva nell’anno. Presume che la domanda esistente corrispondente sia compresa nei consumi mantenuti del terziario. Ulteriore crescita o un diverso profilo orario cambiano il fabbisogno.
Domanda dei data center riconciliata e ipotesi di attribuzioneDimensionare i contratti oltre le ipotesi vulnerabili
Richiedere prezzi anche con importazioni limitate, oltre al riferimento. Il confronto cambia solo il limite d’importazione all’interno di ogni scenario operativo.
Elettricità aggiuntiva nell'intero anno, TWh · scala comune 0–14. I totali invernali sono riportati separatamente sotto.
| Limite alle importazioni | Deficit invernale TWh | Deficit annuo TWh |
|---|---|---|
| 2 GW | 4.63 | 4.63 |
| 1 GW | 8.68–8.92 | 9.02 |
| 0 GW | 12.81–13.03 | 13.7 |
Anche con il limite di 2 GW, il modello richiede almeno 8.26 TWh di importazioni lorde invernali per mantenere questo livello di approvvigionamento annuo. Questo minimo mantiene invariati il deficit energetico annuo e il massimo deficit orario. La dipendenza resta dopo aver usato le risorse nazionali ipotizzate.
Il limite alle importazioni deve essere sostenuto da elettricità disponibile all'estero e da collegamenti transfrontalieri affidabili. Una maggiore produzione nazionale invernale riduce questa dipendenza. I surplus nelle ore soleggiate non possono, da soli, alimentare ore diverse.
Quanta elettricità importata usa lo scenario di riferimento?
Questo minimo mantiene fissi il deficit energetico annuo e il massimo deficit orario. Le importazioni annue e la ripartizione stagionale dei deficit possono cambiare. Questo programma di esercizio lascia 4.63 TWh scoperti in inverno.
Anche nell'ipotesi più generosa, con il livello iniziale dei bacini scelto dal modello, le importazioni lorde invernali variano tra 8.22–8.25 TWh. Ciò equivale a circa il 94% di una fornitura continua al limite di 2 GW.
Le importazioni lorde contano l'elettricità che entra in Svizzera. Quelle nette sottraggono le esportazioni nelle altre ore. Qui possono variare tra 7.84–8.25 TWh a parità di deficit annuo, massimo deficit orario e importazioni lorde annue.
Sono programmi di esercizio alternativi realizzabili, non previsioni commerciali. Le importazioni annue restano al totale della soluzione salvata. Questi estremi non stabiliscono il minimo possibile delle importazioni invernali per ogni politica commerciale.
Limiti comparabili alle importazioni, definizioni lordo/netto e intervalli di esercizio
Acquistare energia e potenza come servizi distinti. Minori scorte nei bacini aumentano l’elettricità da assicurare. Un accesso limitato alle turbine può aggravare il deficit orario senza cambiare molto l’energia stagionale. La tabella di riscaldamento e fermate precedente confronta queste sollecitazioni con le stesse ipotesi di solare, reattori e bacini. Prima dell’impegno definitivo sulle riserve, un piano operativo deve anche provare congiuntamente importazioni limitate, freddo e guasti.
Sensibilità equivalenti per offerte di fornituraGiorno, notte e auto: un esempio precedente
L’esempio seguente usa le precedenti ipotesi sul solare e sui reattori, prima della quota separata per i data center. Spiega i tempi e confronta i servizi dei veicoli. I suoi risparmi non possono essere sottratti ai deficit calibrati sopra.
Inverno giorno
1849 ore in questo anno meteorologico
Picco di domanda: 18.0 GW
Inverno notte
2543 ore in questo anno meteorologico
Picco di domanda: 18.7 GW
Estate giorno
2607 ore in questo anno meteorologico
Picco di domanda: 15.6 GW
Estate notte
1785 ore in questo anno meteorologico
Picco di domanda: 12.1 GW
Altre fonti devono fornire il resto. Le barre confrontano la domanda con la luce solare; non attribuiscono tutta la produzione solare al consumo svizzero. Una parte del surplus viene accumulata, esportata o tagliata.
L’esempio usa le precedenti ipotesi sul solare e sui reattori, senza una quota separata per i data center. I picchi dipendono da un profilo termico ipotizzato e richiedono verifiche tecniche. Usare gli scenari calibrati per il confronto attuale.
Le piccole quantità di solare nelle fasce notturne derivano dai limiti delle ore all’alba e al tramonto e dalle differenze regionali.
Come si contano giorno, notte e domanda
L’inverno va da ottobre a marzo. Il giorno segue la posizione del Sole a 47° N, 8° E, calcolata a metà di ogni ora. Le ore diurne nuvolose restano diurne. Le differenze regionali e i limiti orari possono collocare piccole quantità di solare all’alba o al tramonto in una fascia notturna.
Il modello include Gösgen, Leibstadt, condizioni idroelettriche storiche, produzione termica/eolica mantenuta e importazioni fino a 2 GW. La domanda dei veicoli mantiene il profilo di ricarica fisso. Leibstadt è indisponibile per 90 giorni invernali. Pompaggio, esportazioni e produzione tagliata sono separati dalle barre della domanda. Le quattro fasce insieme coprono l’intero anno.
La conoscenza perfetta del futuro e la gestione aggregata dell’idroelettrico rendono ottimistica questa analisi nazionale preliminare. Limiti interni della rete e forniture commerciali richiedono verifiche separate.
Flussi orari completi, ipotesi e calcoli Equazioni giorno/notte
Quante auto saranno disponibili?
Sostituire i veicoli richiede tempo. Un’elevata quota elettrica nelle vendite nuove non rende subito elettrico l’intero parco. Lo studio UFE prevede 2,1 milioni di automobili elettriche a batteria nel 2035. Le sue prime ipotesi di vendita superavano il risultato registrato nel 2025. Lo confrontiamo quindi con una semplice sensibilità di ricambio, ancorata al parco osservato e al volume delle immatricolazioni.
Ipotesi di parco e vendite, pagine 16–18 Immatricolazioni e parco 2025Auto interamente elettriche già sulle strade svizzere.
Volume di vendita attuale; le auto elettriche raggiungono il 100% delle nuove vendite entro il 2035.
Lo scenario pubblicato nel 2023. L’elettrificazione del parco è più rapida che nella nostra semplice sensibilità.
UST: parco osservato e immatricolazioni UFE: scenario 2035, pagina 17 Calcolo del ricambio e ipotesi
Contare le auto che possono partecipare
L’esempio principale parte dallo scenario UFE e applica poi ipotesi illustrative di idoneità e partecipazione.
- 2'100'000auto elettriche nello scenario
- 1'050'000auto compatibili · ipotesi: 50%
- 525'000abitazioni attrezzate · ipotesi: 50% di quelle auto
- 210'000partecipanti disponibili · ipotesi: 40% dei proprietari attrezzati
42'000connesse dalle 08:00 alle 17:59
ipotesi: 20% dei partecipanti
147'000connesse dalle 18:00 alle 07:59
ipotesi: 70% dei partecipanti
Le fasce orarie locali rappresentano ipotesi sul collegamento. Differiscono dalla divisione alba/tramonto del grafico giorno/notte. Le auto parcheggiate senza una connessione funzionante non possono erogare potenza.
La dimensione del parco cambia anche l’elettricità per la mobilità. Con le ipotesi dichiarate, il parco più lento consuma 3.69 TWh annui per le automobili; lo scenario UFE ne consuma 5.2 TWh. Un’elettrificazione più lenta lascia anche più spostamenti dipendenti dal carburante. Queste prove energetiche separate sostituiscono l’intera componente delle automobili. Il confronto dei servizi di ricarica seguente mantiene fissa la domanda nazionale per isolare la flessibilità.
Elettricità dell'intero parco e perimetri degli scenariChe cosa cambia tra i due parchi?
Lo scenario basato sul ritmo delle vendite mantiene auto totali e immatricolazioni annue ai livelli del 2025. Ipotizza che la quota elettrica delle nuove immatricolazioni salga dal 22,7% al 100% nel 2035.
Ogni anno elimina la stessa quota ipotizzata dal parco elettrico esistente e aggiunge le immatricolazioni elettriche dell’anno. Nella realtà, auto elettriche giovani e auto a combustione più anziane avranno ritmi di ritiro diversi.
Il risultato è circa 1,44 milioni di auto elettriche nel 2035. È una sensibilità, non una previsione del parco. Lo scenario UFE usa un modello del parco e ipotesi di adozione diversi.
Nel confronto della flessibilità, la domanda nazionale resta uguale. Il parco inferiore riduce solo il numero di partecipanti potenziali. Una previsione separata dei trasporti cambierebbe anche la domanda energetica per viaggiare.
Tre servizi diversi dalle stesse auto
La ricarica intelligente sposta la ricarica a un’ora più utile. L’auto preleva elettricità dalla rete senza restituirla.
Il vehicle-to-home, o V2H, permette alla batteria di alimentare la casa. Può ridurre il prelievo serale dell’abitazione dalla rete.
Il vehicle-to-grid, o V2G, immette elettricità tramite una connessione autorizzata. Apparecchiature, controllo e accordi commerciali devono consentire il servizio. Il vehicle-to-building applica lo stesso principio a un edificio più grande. Il vehicle-to-load alimenta apparecchi. Non contiamo nessuno dei due come un secondo gruppo delle stesse auto.
Servizi, apparecchiature e requisiti di connessioneIpotesi su batterie, viaggi e collegamenti
Nell’esempio, ogni auto partecipante ha una batteria utilizzabile da 60 kWh. Proteggiamo 20 kWh e limitiamo il massimo operativo a 50 kWh. Il modello conserva anche l’elettricità per 12’000 km annui. Ricarica e immissione hanno ciascuna un rendimento ipotizzato del 90%. Sono ipotesi operative dichiarate, non misure del futuro parco svizzero.
Mobilità, limiti della batteria e perdite di conversionePer il V2H, la fornitura è limitata a un’ipotetica domanda domestica locale di 2 kW per auto collegata. Il V2G consente 7 kW. Carico domestico effettivo e connessione devono consentire questi servizi.
Limiti confrontabili dei serviziL’intero gruppo partecipante dispone di una finestra operativa della batteria di 6.3 GWh. Il limite di potenza V2G serale e notturna ipotizzato è 1.03 GW, prima delle perdite della rete nazionale. Auto scollegate, bisogni di mobilità e poca carica possono ridurre la disponibilità. L’intera finestra della batteria non equivale ad accumulo garantito per la rete.
Limiti energetici e di connessioneL’alimentazione domestica durante un blackout richiede un’installazione adatta. Per esempio, la specifica nordamericana del Wallbox Quasar 2 richiede apparecchiature aggiuntive per la riserva. Verificare auto, apparecchiature e autorizzazioni locali prima di contare su questo servizio.
Esempio del produttore: apparecchiature aggiuntive per la riservaChe cosa cambia con la flessibilità dei veicoli?
Questo confronto isola i servizi di ricarica con le ipotesi originali di solare e reattori, senza un margine separato per i data center. I risparmi non possono essere sottratti alle carenze calibrate precedenti senza un calcolo equivalente.
La ricarica intelligente elimina 93.9 GWh di carenza. Il V2G elimina altri 13.7 GWh. In queste prove il limite di immissione più alto del V2G porta benefici quasi nulli rispetto al V2H.
Sono benefici energetici nazionali ottimizzati con le ipotesi dichiarate. Servizi alla rete locale e ricavi dei proprietari possono differire. I veicoli richiedono comunque elettricità per gli spostamenti, e la conversione bidirezionale consuma energia aggiuntiva.
Questo modello precedente non ha una quota separata per i data center e usa le ipotesi originali di solare e reattori. I picchi dipendono dal profilo termico ipotizzato e richiedono verifiche tecniche. Non sottrarre questi risparmi dei veicoli dai deficit calibrati.
Tutte le sensibilità su meteo, importazioni e parco auto
| Meteo / servizio | TWh aggiuntivi | Picco in GW | Importazioni lorde in TWh |
|---|---|---|---|
| 2012 · Ricarica fissa, soprattutto serale | 2.56 | 2.28 | 8.36 |
| 2012 · Ricarica intelligente | 2.46 | 2.11 | 8.33 |
| 2012 · Ricarica intelligente + V2H | 2.45 | 2.11 | 8.34 |
| 2012 · Ricarica intelligente + V2G | 2.45 | 2.11 | 8.34 |
| 2022 · Ricarica fissa, soprattutto serale | 2.31 | 0.70 | 8.66 |
| 2022 · Ricarica intelligente | 2.19 | 0.67 | 8.46 |
| 2022 · Ricarica intelligente + V2H | 2.17 | 0.66 | 8.37 |
| 2022 · Ricarica intelligente + V2G | 2.17 | 0.66 | 8.37 |
| 2024 · Ricarica intelligente + V2G | 0.00 | 0.00 | 4.41 |
| 2022 · Ricarica intelligente + V2G · senza importazioni | 10.44 | 2.77 | 0.00 |
| 2022 · Ricarica intelligente + V2G · parco più lento | 2.21 | 0.68 | 8.43 |
| 2022 · Ricarica intelligente + V2G · senza lunga fermata | 0.00 | 0.00 | 8.23 |
Il parco più lento modifica solo il numero di auto disponibili per la flessibilità. La domanda nazionale resta fissa per confrontarne il contributo. Prima si minimizza l’energia annua mancante, poi i picchi di carenza; l’esercizio reale può richiedere più potenza. Anche una carenza nulla nel modello richiederebbe verifiche della rete e dell’affidabilità probabilistica.
Questi confronti includono la fermata eccezionale di Leibstadt di 90 giorni. Con lo stesso parco proposto e le stesse ipotesi V2G, il 2011/12 richiede ancora circa 2'448 GWh di forniture aggiuntive. Il 2021/22 ne richiede 2'170 GWh. Il 2023/24 non presenta una carenza significativa con queste ipotesi operative ottimistiche. Considerare più anni meteorologici evita di scambiare un anno favorevole per una prova di affidabilità.
Confronti meteorologici equivalenti e limiti del modelloNel caso V2G 2021/22, eliminare la lunga fermata chiude la carenza modellata, pur mantenendo importazioni consistenti. Altri anni lasciano una carenza con manutenzione programmata e senza fermate prolungate, come mostra il confronto precedente con ricarica fissa.
Scenario equivalente senza la lunga fermataQuesto primo pacchetto dipende ancora dagli scambi. Le prove sulle importazioni mostrano perché servono ulteriori investimenti nazionali e nella resilienza dei combustibili per la sovranità.
La nostra raccomandazione: acquistare forniture invernali e premiare la flessibilità utile
I fornitori elettrici dovrebbero acquistare l’energia invernale mancante, specificando acqua e accesso alle importazioni. Organizzare separatamente riserva immediata e sostituzione prolungata. Gli scenari calibrati guidano le richieste di offerte; prove congiunte e verifiche tecniche devono precedere il dimensionamento finale della riserva.
Quantità confrontate e perimetri Servizi di fornitura distintiIntrodurre prima la ricarica intelligente. Acquistare servizi bidirezionali dove il costo aggiuntivo si ripaga. Una prova svizzera ha dimostrato servizi di rete, ma i ricavi attesi non coprivano i costi V2X aggiuntivi nei casi studiati. Ai proprietari di auto e impianti idroelettrici servono contratti volontari che coprano usura, perdite e opportunità rinunciate.
Capacità dimostrata e limiti commerciali Costi e ricavi dei proprietariLe tabelle includono deficit annui perché alcuni scenari lasciano scoperta anche domanda estiva. Le offerte devono coprire anche questi fabbisogni. La generazione a combustibile è un’alternativa ammessa, con scorte, emissioni, permessi e costi espliciti. Servono ancora offerte per dare un prezzo all’intero programma.
Elettricità annua e invernale mancanteVerificare il modello e riprodurre i risultati
Il modello separato dei veicoli conserva bilancio energetico orario, accumulo finito ed elettricità per la mobilità. Elimina la ricarica originaria delle auto partecipanti prima di aggiungere quella esplicita, contando gli spostamenti una sola volta. Gli scenari calibrati mantengono ricarica fissa e nessuna immissione dai veicoli.
Ottimizza l’intero anno conoscendo perfettamente il futuro. L’idroelettrico naturale resta aggregato e gli afflussi mensili sono uniformati. La disponibilità dei veicoli è un limite aggregato, senza simulazione dei singoli viaggi né modello della rete interna.
Minimizza prima l’energia annua mancante, poi il deficit di picco, quindi importazioni e cicli di accumulo. Più programmi di gestione possono condividere questi totali. La distribuzione giorno/notte illustra una soluzione.
Servono ulteriori prove su domanda nazionale, veicoli idonei, apparecchiature, comportamento di connessione e prosecuzione dell’esercizio. Ottimizzazione dei costi, redditività contrattuale e programma completo di costruzione 2050 restano valutazioni separate.
Interpretazione delle forniture regolari e delle riserve
Metodo calibrato di approvvigionamento · Risultati degli scenari equivalenti (CSV) · Codice e manifesti dei dati (ZIP; dati archiviati da acquisire separatamente)
Metodo di base prima del margine separato per i data center · Scenari di base e dati orari (ZIP)
Metodo dei servizi dei veicoli e limiti · Dati e risultati (JSON) · Pacchetto di riproduzione con tutti i flussi orari (ZIP)
Continua con il programma di costruzione 2050, le date e il budget.
Riferimenti
- Winter supply, lake access and nuclear fleet comparisons
WattInfo · Scenari orari calibrati, 26 settembre 2026 - Import reliance, winter solar inputs and forced shortages
WattInfo · Calcoli su input archiviati, 25 settembre 2026 - Leibstadt annual report 2021: extended refurbishment
Kernkraftwerk Leibstadt · Rapporto annuale 2021 - Return to grid after extended outage, 23 March 2026
Kernkraftwerk Gösgen · 2026-03-23 - Programme assumptions, dispatch choices and cost scope
WattInfo · Interpretazione degli input archiviati, 25 settembre 2026 - WattInfo electricity programme: 66 hourly cases, delivery dates and owner finance
WattInfo · Programma condizionato, 19 settembre 2026 - WattInfo: regular winter supply, immediate backup and prolonged-outage cover
WattInfo · Interpretazione dei servizi di fornitura, 18 settembre 2026 - WattInfo archive-to-model checks: demand, thirteen weather years and heat storage
WattInfo · Analisi aggiuntiva dei riscontri del modello, 18 settembre 2026 - WattInfo proposed supply path: decisions and supporting calculations
WattInfo · Priorità proposte e verifica dell'approvvigionamento con ricarica fissa, 18 settembre 2026 - 2035 day/night supply and vehicle-flexibility model
WattInfo · Primo pacchetto di approvvigionamento 2035 e 12 simulazioni confrontabili o di sensibilità - Independent demand model v1
Swiss Energy research project · Risultato di ricerca congelato - Swiss Electricity Statistics 2025
Swiss Federal Office of Energy (BFE) · 2025 - Swiss solar and associated storage statistics for 2025
Swissolar for BFE · Anno di riferimento 2025; rapporto datato 9 luglio 2026 - BFE: monthly Swiss electricity balance, September 2026 snapshot
Swiss Federal Office of Energy · Copia acquisita il 10 settembre 2026; ultima modifica HTTP del 7 settembre 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 · Documento senza data acquisito il 18 settembre 2026 - OST: bidirectional charging services and equipment
OST / Canton Zurich · Documento senza data acquisito il 18 settembre 2026 - Wallbox: home-backup hardware requirement, North American equipment example
Wallbox · Scheda tecnica per il Nord America V1.2, 17 aprile 2024 - V2X Suisse: cars supplying grid services
Mobility and project partners / BFE · Rapporto finale datato 30 agosto 2024 - Nuclear construction records and conditional Swiss delivery cases
WattInfo · Riscontri sulla realizzazione, 17 settembre 2026 - Visual explanations: seasonal stress, demand and storage
WattInfo · Dati dei capitoli illustrati e ipotesi didattiche esplicite - Storage owner economics: historical-price benchmark
Swiss Energy research project · Risultato di ricerca congelato - 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 · Pagina senza data; verificata il 2 ottobre 2026 - Supply scale, fuel and nuclear owner-cost sensitivities
WattInfo · 2026-10-02 - Electricity Supply Act
Swiss Confederation · 2026-01-01
Definizioni, calcoli e dati dei modelli sono disponibili nel registro delle fonti.