Les graphiques ci-dessous sont des simulations, pas des observations. Elles sont calées sur le profil de demande et de météo constaté à la date de référence.
Courant : pour des semaines courantes dont les valeurs historiques sont montrées dans la présentation, cas normal d’ancrage.
Extrême : les deux semaines les plus extrêmes de toute l’historique 2021–2026 selon un critère de « Dunkelflaute » en hiver (conjonction de manque de soleil et de vent) et de « Überglanz » en été (conjonction de solaire et éolien à leur meilleur).
Pour plus de détails, voir §11 de la méthodologie.

Modèle de simulation statique annuelle pour l’horizon 2040–2050. Tous les coûts en CHF constants. Hypothèse centrale : électrification complète des transports, chauffage et industrie → consommation finale cible 90 TWh/an (curseur ajustable de 50 à 130). Les pertes de réseau s’y ajoutent : c’est le client qui définit la cible, pas le producteur. Référence de données : energy-charts.info (Fraunhofer ISE) pour les données horaires suisses observées.

Curseurs globaux : tous les paramètres (demande, capex, taux d’actualisation, facteurs de charge, etc.) sont communs à l’ensemble des scénarios. Modifier un curseur recalcule simultanément tous les scénarios avec la même hypothèse — ce qui garantit une comparaison équitable à hypothèses identiques, mais ne permet pas de tester des hypothèses différentes par scénario (ex. capex nucléaire pessimiste vs capex PV optimiste dans le même affichage).

Note sur la précision : Les plages de variation des paramètres sont volontairement vastes afin d’explorer des domaines plausibles. Les résultats sont affichés avec jusqu’à quatre chiffres significatifs — cette apparente précision ne doit pas être confondue avec de l’exactitude.

Le gap à couvrir est la différence entre la demande annuelle et la production hydraulique (fixée comme paramètre exogène). Ce gap est alloué, selon le scénario, entre nucléaire et ENR (PV + éolien) sous forme de cibles annuelles (TWh). Le gaz, lui, n’est plus fixé par une formule annuelle : c’est le résultat d’une simulation heure par heure (§5) — ce que la demande ne trouve pas dans hydro + nucléaire + ENR + stockage, à chacune des 43 824 heures observées 2021–2025.

Le camembert d’énergie (TWh/an) reflète la contribution de chaque technologie à la production annuelle. Le camembert de puissance installée (GW) montre les capacités nécessaires pour garantir cette production. Ces deux représentations divergent fortement pour les technologies intermittentes.

Un panneau PV avec un facteur de charge de 11 % doit être installé à environ 9 fois la puissance d’une centrale nucléaire (FC ~90 %) pour produire la même énergie annuelle. Le stockage (STEP + BESS) n’apparaît pas dans le camembert de puissance : il s’exprime en capacité énergétique (GWh), pas en puissance installée (GW) — voir le tableau « Stockage » de la page scénario. La puissance hydraulique (environ 16 GW) correspond à l’infrastructure existante ; elle figure dans le camembert de puissance à titre de référence mais ne nécessite aucun nouvel investissement.

Cette comparaison illustre une contrainte physique fondamentale : dans un scénario à dominante renouvelable, la puissance installée totale peut être 5 à 7 fois supérieure à celle d’un scénario nucléaire/hydraulique produisant la même énergie annuelle.

La production hydraulique est fixée par curseur (30–53 TWh/an). La plage observée sur energy-charts.info s’étend de 33,5 TWh (année sèche 2022) à 48,3 TWh (record 2024). Le capex hydraulique est un sunk cost (actif existant) — la VAN hydraulique est nulle. Le coût d’exploitation (défaut 20 CHF/MWh) couvre l’O&M des centrales existantes.

Flexibilité de l’accumulation : le fil de l’eau est un ruban que rien ne pilote. L’accumulation, elle, décale sa production — mais à l’échelle où elle a un sens, celle de la saison. Son budget de turbinage est fixé mois par mois ; à l’intérieur du mois, l’eau va aux heures les plus tendues. Elle ne sert pas à lisser les intermittences journalières : ce travail revient aux STEP et au BESS. Le détail au §5, « le modèle de lac d’accumulation ».

Pourquoi l’hydraulique subit malgré tout un écrêtage. L’objection vient d’elle-même : si l’on produit en trop, il suffirait d’arrêter les turbines et de laisser les lacs accumuler. Le modèle le fait — le turbinage volontaire de l’accumulation tombe à 14,98 TWh/an au scénario 2 contre 18,78 au scénario 1, soit près de 4 TWh retenus en plus. Mais retenir a une limite, et elle se mesure. La quantité déterminante est le déficit annuel cumulé : la somme de tous les manques horaires de l’année, avant que le lac, le stockage et le gaz n’interviennent. C’est la place disponible pour l’eau.

La dernière ligne suit la troisième : plus la place se resserre, plus l’eau finit là où personne n’en veut. Au scénario 2, le ruban nucléaire de 58,8 TWh comble le creux au point qu’il n’en reste que 20,2 TWh sur l’année, alors que les lacs, à eux seuls, doivent en placer 19,5 : on leur demande de remplir un trou à peine plus grand qu’eux. Cela se voit aussi mois par mois — 28 mois sur 60 y ont un déficit cumulé inférieur au budget d’eau du mois, contre 1 sur 60 au scénario 1, 4 au scénario 3 et 19 au scénario 4.

Un tiers vient du fil de l’eau, qui par définition ne se stocke pas : c’est de l’eau qui passe. Les deux autres tiers viennent d’un lac plein. Lorsque le remplissage atteint son plafond, turbiner dans un réseau saturé produit au moins de l’électricité, fût-elle écrêtée, tandis que le déversoir n’en produit aucune. Le modèle turbine donc plutôt que de déverser, et le déversement reste nul dans les quatre scénarios. Ce turbinage sous contrainte atteint 4,83 TWh/an au scénario 2, contre 1,22 au scénario 1.

À quelles heures. L’excédent du scénario 2 se concentre de juin à octobre, avec un maximum en août (460 heures dans l’année), et il ne connaît pas de pointe journalière : il est maximal à six heures du matin et minimal à midi, soit l’inverse exact du scénario renouvelable.

C’est la signature d’un ruban, non d’une pointe solaire : au scénario 2, l’excédent de l’aube vaut plus du double de celui de midi. La pointe de midi du scénario 3 est ce qu’un stockage journalier sait absorber ; un excédent nocturne d’été qui dure quatre mois n’a aucun exutoire de ce genre. Deux productions inflexibles — le nucléaire, qui tourne en ruban, et le fil de l’eau, qui suit la rivière — cumulent leurs excédents aux mêmes heures, et c’est l’accumulation qui en fait les frais : non parce qu’elle produit mal, mais parce qu’on lui a pris la place où elle aurait placé son eau.

Robustesse du résultat. Le plafond de remplissage (88,2 %, maximum observé sur 2021–2025) et la capacité des lacs (8 895 GWh) sont des paramètres de calibrage ; on peut se demander si le résultat en dépend. Porter le plafond à 100 % ramène l’écrêtage hydraulique du scénario 2 de 2,96 à 2,81 TWh. Y ajouter une capacité de 15 000 GWh — près du double du parc suisse réel — le ramène à 2,41. Le phénomène résiste à un doublement des lacs : il est structurel, non un artefact de calibrage.

Ces 2,96 TWh ne sont donc pas un défaut de l’hydraulique. L’attribution au pro-rata (§5) partage l’excédent entre toutes les technologies présentes à l’heure considérée ; le test causal, lui, indique que 5,13 des 5,30 TWh écrêtés du scénario 2 sont induits par l’inflexible ajouté. Deux productions qu’on ne peut pas régler se disputent la même place, et il n’y en a que pour une.

Pourquoi l’hydraulique est fixée a priori. Elle n’est pas une variable du mix mais une donnée d’entrée, et c’est délibéré. Augmenter la contribution hydraulique — mieux exploiter les précipitations, rehausser des barrages, équiper de nouveaux tronçons — ne peut être que marginal : les sites sont pris, et l’on ne commande ni la pluie ni la fonte. Une telle variation pèse donc faiblement sur la question centrale, qui est le choix du mix pour les cinquante et quelques TWh que l’hydraulique ne couvre pas. Le curseur existe pour tester la sensibilité à une année sèche ou humide, pas pour arbitrer entre technologies.

La puissance nominale est calculée par : GW = TWh / (LF × 8 760 / 1 000). Le facteur de charge annuel moyen (LF) est paramétrable : PV 9–15% (défaut 10,5%, moyenne observée 2021–2025), éolien 18–25% (défaut 19,5%, moyenne observée 2021–2025). Ces valeurs sont calibrées sur les données horaires energy-charts.info pour la Suisse : mix alpin + plaine, orientation diversifiée.

Le coût d’exploitation opérationnel est fixé à 5 CHF/MWh (PV) et 10 CHF/MWh (éolien) — uniquement l’O&M variable. Le capex est traité en VAN séparée. La puissance nominale PV est légèrement augmentée pour compenser les pertes de stockage aller-retour.

L’utilisateur peut abaisser ce paramètre pour tenir compte d’une érosion de l’efficience de ces technologies au cours de leur durée de vie : le modèle compense alors en augmentant la puissance installée nécessaire pour tenir l’énergie cible, donc le capex.

La Suisse présente un déséquilibre saisonnier profond entre production PV et demande électrique, particulièrement marqué dans un scénario d’électrification complète :

En hiver, les journées de 8h avec un angle solaire inférieur à 20° réduisent la production PV à ~10% du niveau estival. Or la demande augmente (chauffage, éclairage). Le déficit hivernal est structurel : aucun stockage électrique réaliste ne peut le combler — la source (PV) n’existe quasiment pas en hiver.

Un transfert de l’excès PV estival vers l’hiver nécessiterait de stocker de l’énergie pendant 2 à 4 mois. Pour couvrir, à titre d’illustration, un déficit hivernal de ~20 GWh/jour pendant 60 jours, il faudrait ~1 200–1 800 GWh de capacité utile :

Conclusion : l’équilibre hivernal repose nécessairement sur des sources pilotables : gaz, nucléaire, importations, ou hydraulique d’accumulation. Cette dernière est bien modélisée comme réserve saisonnière (voir « le modèle de lac » au §5), mais son volume est fixé par la météo : 6 111 GWh de stock utile, contre les 1 200 à 1 800 GWh qu’il faudrait ajouter par-dessus pour le seul transfert été→hiver du photovoltaïque. Le stockage électrique est un outil de gestion journalière, pas saisonnière. Dans ce modèle, le gaz remplit ce rôle pour les scénarios à forte part ENR — et le besoin réel est bien supérieur à cette illustration : le scénario 3 (sans nucléaire, ENR dimensionnées pour 60 % du gap) requiert à lui seul près de 30 TWh/an de gaz (§5), soit plus de quinze fois le volume de stockage saisonnier évoqué ci-dessus. Même ce sous-ensemble illustratif suffit à rendre le stockage saisonnier économiquement irréaliste.

Les stations de pompage-turbinage (STEP) hydrauliques sont géographiquement limitées : elles nécessitent une topographie adéquate (dénivelé, bassins, eau disponible). En Suisse, la capacité supplémentaire acceptable est estimée à moins de 40 GWh additionnels. Une analyse fondée sur des STEP limitées (étude de référence, 2022) montrait que pour atteindre 92 TWh/a en 100% ENR avec seulement 200 GWh de STEP (double de l’actuel), il fallait installer 115 GW de PV — soit 4× plus que la balance annuelle — pour compenser les renoncements massifs à la production estivale non stockable.

Les batteries BESS (Li-ion) ont une contrainte différente : essentiellement économique et matérielle, non géographique. On pourrait en principe dimensionner le BESS exactement sur l’excès PV de midi, et absorber ainsi tout le cycle court. Ce modèle ne le fait pas : la capacité BESS est un curseur libre (§4.4), et c’est la simulation horaire qui dit ce qu’elle absorbe réellement. L’écrêtage qui subsiste est donc un résultat, pas une hypothèse écartée d’avance.

Note sur l’occupation au sol : les batteries, sans contrainte topographique, ont une empreinte au sol non négligeable. À titre d’ordre de grandeur, 40 GWh de BESS représentent environ 80–120 ha (selon la densité et la configuration). Ce facteur, non intégré dans le modèle de coût, s’ajoute à l’empreinte des panneaux PV eux-mêmes.

Le BESS est un paramètre, pas un résultat direct en GWh. Le curseur ne fixe pas une capacité : il fixe la part de la pointe résiduelle après STEP qu’on choisit d’absorber (0, 25, 50, 75 ou 100 %, défaut 0 % — donc aucun BESS tant qu’on n’y touche pas). La capacité en GWh qui en résulte dépend alors du scénario : à réglage de curseur identique, la pointe résiduelle diffère d’un mix à l’autre, et donc la taille du BESS aussi.

Émissions. Le calculateur ne compte que le CO₂ de combustion, celui qui sort de la cheminée : 340 g/kWh pour le gaz brûlé en cycle combiné, zéro pour toutes les autres filières, qui n’émettent rien en produisant. Le carbone dit gris — celui dépensé à fabriquer turbines, alternateurs, panneaux et bâtiments — n’est compté pour aucune technologie, gaz compris. Les facteurs d’inventaire qui prétendent le chiffrer dépendent trop de la provenance des matériaux et des procédés pour être opposables, et les mêler aux émissions directes reviendrait à additionner deux grandeurs de nature différente. Le chiffre affiché est donc une émission directe, et rien d’autre. Il en découle qu’un scénario sans gaz afficherait zéro : ce serait le zéro de la combustion, pas celui du cycle complet.

Stockage. Les STEP existantes (4 GW / 100 GWh) passent avant le BESS, à la charge comme à la décharge : chaque mégawattheure restitué par le BESS remplace donc un mégawattheure de gaz. La puissance du BESS est bornée par son ratio C — 25 %/h par défaut, soit un système de quatre heures ; les STEP sont vers 4 %/h. Sa taille est un résultat, calculée sur la pointe d’excédent qui subsiste après les STEP, dont le curseur retient le quart, la moitié ou la totalité. Le BESS est facturé au scénario (capex biparti, kWh de cellules + kW de puissance) ; les STEP, amorties, ne le sont pas.

Le rendement aller-retour (RTE) est fixé dans le moteur horaire, non ajustable par curseur : 92 % pour le BESS (Li-ion moderne), 80 % pour les STEP existantes (référence : Nant de Dranse, installation la plus récente). La modélisation bi-couche STEP/BESS est détaillée au §5.

Effet croisé nucléaire : en présence de nucléaire (charge plate inflexible), la demande résiduelle à midi est réduite, ce qui accroît l’excès PV disponible pour le stockage ou l’écrêtage. Dans les scénarios à forte part nucléaire + PV, la quasi-totalité du PV de midi doit être stockée ou exportée (« duck curve »). Ce phénomène est capturé directement, heure par heure, par la simulation du §5.

La capacité et l’énergie de gaz ne sont pas estimées par une formule de bilan hivernal statique : elles sont le résultat direct d’une simulation continue sur les cinq années 2021–2025 (43 824 heures, données energy-charts.info). Cette approche répond à des questions qu’un bilan annuel ou saisonnier ne peut pas trancher : quelle est la durée réelle des « Dunkelflauten », quel est le volume d’excédents à écrêter, et le stockage suffit-il au cycle journalier ou faut-il davantage. Le gaz ne se limite donc pas à l’hiver : c’est le résidu de chaque heure, non plafonné.

Pour chaque scénario, les profils observés (hydro, PV, éolien, demande) sont multipliés par un facteur k tel que la somme sur les 5 ans corresponde exactement aux TWh annuels du scénario. Le profil temporel réel (saisonnalité, variabilité météo) est préservé. L’hydraulique est dédoublée : le fil de l’eau est un ruban non pilotable, l’accumulation obéit à un modèle de lac décrit plus bas. Le nucléaire est en charge plate avec facteur de charge saisonnier calibré sur le parc réel. À chaque heure t :

Les profils horaires ne sont pas moyennés. Le modèle rejoue les 43 824 heures observées dans leur ordre chronologique : aucune journée type, aucune semaine type, aucune moyenne des lundis. Chaque heure garde sa charge réelle, son ensoleillement réel, son vent réel et son débit réel, tels qu’ils se sont produits ensemble. La structure hebdomadaire est donc conservée telle quelle, et elle est marquée :

Huit pour cent d’écart entre le milieu de semaine et le week-end, et le dispatch y répond : au scénario 4, le gaz appelé le week-end est inférieur de 3,4 % à celui des jours ouvrables, tandis que l’écrêtage y est supérieur de 10,5 %. Une moyenne des lundis, des mardis, etc., aurait été une dégradation : elle aurait certes gardé le cycle hebdomadaire, mais détruit la coïncidence entre une charge, un ensoleillement et un vent donnés à la même heure — or c’est précisément cette coïncidence qui décide du déficit. Le résidu horaire d’une Dunkelflaute ne se retrouve dans aucune moyenne.

Trous de report : 59 heures réparées sur 43 824. La série d’origine comporte quelques lacunes où la charge tombe à un niveau qu’aucun jour ouvrable ne connaît : le 5 décembre 2024 en entier (3 483 MW de moyenne, entre deux journées à 8 256 et 7 168), le 30 octobre 2023 et le 17 février 2023 en partie. Ces heures sont remplacées par la médiane des mêmes heures à J−2, J−1, J+1 et J+2. La médiane de quatre voisins résiste à un voisin lui-même corrompu, et prendre la référence sur les jours adjacents épargne les creux réels — le 1^er août, la fermeture industrielle d’août, Noël — puisque leurs voisins sont tout aussi bas : aucune heure n’y est signalée. La correction porte sur 0,135 % des heures et ajoute 0,046 % à la consommation annuelle ; son effet sur les résultats est de l’ordre de 0,02 TWh de gaz et 0,01 GW de pointe, c’est-à-dire rien. Elle est faite parce qu’elle est juste, non parce qu’elle change quelque chose.

Aucune autre colonne n’est filtrée, et c’est délibéré. Appliquer le même critère au fil de l’eau signalerait 0,9 % des heures, au solaire 1,7 %, au turbinage 11 % — mais cette variabilité-là est physique, non instrumentale : une crue, un passage nuageux, une décision de turbiner. La lisser reviendrait à effacer précisément les événements que la simulation cherche à capturer.

Ce que le modèle met à l’échelle est le niveau, jamais la forme : un facteur annuel unique multiplie la charge, un autre le fil de l’eau, un autre le solaire, un autre l’éolien. Deux exceptions, explicites : le nucléaire reçoit un palier saisonnier hiver/été (voir formule ci-dessus), et le lac un budget mensuel (§2) — mais celui-ci est réparti à l’intérieur du mois sur les heures réellement les plus tendues, week-ends compris. Limite à connaître : mettre la demande à l’échelle par un facteur unique suppose qu’une Suisse à 90 TWh garde la forme hebdomadaire et journalière d’aujourd’hui. Ce n’est pas acquis : la recharge des véhicules et les pompes à chaleur ne suivent pas le calendrier de l’industrie.

Éolien : la Suisse dispose de ~0,16 TWh/an d’éolien observé (2021–2025, après suppression d’un point aberrant à 11 000 MW vraisemblablement dû à une erreur de données — P99,9 = 70 MW). Le facteur de scaling est élevé (k = 19 à 65 selon le scénario). Le profil saisonnier suisse est utilisé comme gabarit pour une flotte future ; cette hypothèse est acceptable pour la forme (saisonnalité légèrement hivernale) mais entache les résultats éoliens d’une incertitude importante. Elle est de surcroît vraisemblablement optimiste : les quelques machines en service occupent les emplacements retenus en priorité pour leurs bons facteurs de charge. Un parc à grande échelle devrait s’étendre sur des sites moins favorables, avec un facteur de charge moyen inférieur à celui qui sert ici de gabarit.

Hydraulique naturel : les 38 TWh/an correspondent exclusivement au fil de l’eau (ror_MW) et aux lacs d’accumulation (res_MW). La turbinage STEP (pump_MW des CSV) en est exclue : il s’agit d’électricité recyclée, pas d’énergie primaire. Observé sur 2021–2025 : hydro naturel 35,1 TWh/an, turbinage STEP 3,8 TWh/an (exclu). Le facteur de normalisation k_hydro = 1,08 (38 ÷ 35,1). Les 35,1 TWh observés se partagent presque à égalité : 17,1 au fil de l’eau (49 %) et 18,0 en accumulation (51 %). Le modèle respecte cette répartition et traite les deux séparément, car elles n’ont pas la même nature : sur la journée, le fil de l’eau varie d’un facteur 1,3 et sa variation est saisonnière (fonte), tandis que l’accumulation varie d’un facteur 3,2 et suit la demande — 1 125 MW à minuit, 3 571 MW à 18 h.

Stockage bi-couche : STEP existantes (4 GW / 100 GWh, rendement aller-retour 80 %) puis BESS éventuel (92 %, puissance bornée par le ratio C). Les 4 GW recensent le parc suisse — Linth-Limmern, Nant de Drance, Veytaux, Grimsel 2 et six stations plus petites — et les 100 GWh en découlent, ces ouvrages ayant environ vingt-cinq heures de garde.

C’est la partie la plus délicate du modèle, et celle qu’il fallait le plus soigner : l’accumulation est à la fois la moitié de l’hydraulique suisse et la seule réserve saisonnière dont le pays dispose.

Le profil d’apport — l’eau qui entre dans les lacs, pluie et fonte des neiges — n’est publié nulle part. Il se reconstruit par un bilan simple, exposé dans l’étude MR 2022 (p. 16) :

Les relevés hebdomadaires de remplissage de l’OFEN (ogd17_fuellungsgrad_speicherseen) donnent la variation de niveau, les données horaires d’energy-charts donnent le turbinage. Sur 2021–2025, l’apport ressort à 18 198 GWh/an, la variation de niveau cumulée à −89 GWh/an : le bilan boucle. L’étude 2022 obtenait 19 200 GWh/an sur 2017–2021, et un stock utile de 6 500 GWh tournant trois fois par an ; le recalcul donne 6 111 GWh et 2,94 rotations.

Et ce profil est tout sauf plat. L’apport passe de 371 MW en janvier à 5 510 MW en juin — un facteur 30 — alors que le turbinage ne varie que d’un facteur 2. C’est toute la fonction du lac : encaisser la fonte en été, restituer en hiver. Un modèle qui alimenterait le lac avec le profil de turbinage au lieu de celui de l’apport ne pourrait structurellement jamais constituer de réserve.

Le lac obéit à une règle à deux niveaux, sans aucun paramètre ajustable — on ne commande pas la pluie :

Niveau saisonnier. Chaque mois dispose d’un budget de turbinage, fixé par la répartition mensuelle observée (9,60 % de l’année en janvier, 4,99 % en avril, 11,24 % en juillet…). Le lac ne peut pas dépenser en juillet l’eau réservée à janvier.

Niveau horaire. À l’intérieur du budget mensuel, l’eau va aux heures les plus tendues du mois, par nivellement de pointe (dichotomie sur un seuil). C’est du façonnage, pas du puisage dans la réserve d’hiver.

Cette séparation traduit une exigence physique : les lacs ne doivent pas servir à lisser les intermittences journalières. Ce travail revient aux STEP et au BESS. Dilapider une ressource saisonnière rare pour amortir les oscillations de midi serait une erreur de conception autant que de modélisation.

Bornes réelles. Capacité 8 895 GWh, remplissage borné à 8,5–88 %, turbinage plafonné à 7,48 GW — toutes valeurs observées. Un réservoir plein turbine pour ne pas déborder ; le déversoir ne s’ouvre qu’au-delà de la puissance des turbines, et l’eau perdue est comptée dans l’écrêtage.

C’est le seul résultat du calculateur confrontable à une mesure indépendante. Le modèle n’a jamais vu la courbe de remplissage ; elle sort du bilan. Remplissage moyen par mois, en % de la capacité :

Le scénario 2, le plus proche du parc actuel, reproduit la courbe réelle à quelques points près : creux d’avril à 20 % contre 19 observés, plateau d’octobre à 82 contre 84. Le modèle dépasse légèrement en été (49 % en juin contre 40) et son maximum instantané monte à 96 % contre 88 observés sur cinq ans : un échantillon de cinq années ne contient pas forcément la plus forte fonte possible.

Une imperfection assumée. L’hydraulique produite s’écarte de 0,5 à 1,5 % de la cible du curseur, le lac ne finissant pas exactement au niveau où il commence sur cinq ans. Le bilan reste exact puisqu’il s’appuie sur la production réelle. Corriger cet écart demanderait une itération : le calculateur est fait pour comparer des scénarios, pas pour dimensionner un système au TWh près — prétendre à cette précision serait une illusion.

Sc1 = 0 % nucléaire, 0 % ENR (hydro+gaz seul) · Sc2 = 100 % nucléaire · Sc3 = 0 % nucléaire, 60 % ENR du gap, 80 % PV · Sc4 = 50 % nucléaire, 60 % ENR du reste, 80 % PV. Demande 90 TWh/an, hydraulique 38 TWh/an (valeurs par défaut). BESS : RTE 92 %, curseur réglé ici à 25 % à titre d’illustration — le réglage par défaut du curseur est 0 %, donc aucun BESS.

Le curseur « Consommation nette » désigne l’énergie livrée au consommateur, compteur en main — ce que l’OFEN appelle la consommation finale dans son tableau 25, soit 57,7 TWh observés en moyenne 2015–2025. Toutes les pertes s’y ajoutent, elles ne s’en déduisent pas. Le réseau doit donc recevoir davantage, et la production davantage encore :

C’est l’inverse de la convention habituelle du producteur, qui part de la production et retranche les pertes en chemin. Ici la cible est fixe et c’est le dimensionnement de la production qui sera ajusté — ce qui rend visible le coût réel de chaque scénario pour celui qui paie la facture.

Source : OFEN, Statistique globale suisse de l’énergie, tableau 25 (« Pertes de transport et de distribution »). Moyenne 2015–2025 : 4 340 GWh/an de pertes pour 57 716 GWh de consommation finale, soit 7,52 % de la consommation finale — ou 7,00 % de la consommation du pays, selon le dénominateur retenu. C’est la valeur par défaut du curseur, arrondie à 7,5 %.

Mais ce chiffre est une convention, pas une mesure. Le taux publié par l’OFEN vaut exactement 7,00 % de la consommation du pays chaque année depuis 1999, soit vingt-sept exercices consécutifs sans la moindre variation — alors qu’il avait régulièrement décru auparavant, de 11,3 % en 1960 à 7,0 % en 1999. Un coefficient fixe a donc été gelé. La valeur réelle d’aujourd’hui n’est pas connue par cette source, et un réseau qui transporterait 50 % d’énergie en plus ne perdrait pas la même proportion. D’où une plage ouverte de 4 à 12 %, à l’utilisateur d’en juger.

Pas de double comptage avec le pompage. Le profil horaire de charge provient de la colonne « Load » d’energy-charts. Vérification faite, cette colonne correspond à la « consommation du pays » de l’OFEN à 1,9 % près sur 2021–2025, et non à « consommation du pays + pompage », dont elle s’écarte de −5,7 %. Le profil exclut donc la consommation des pompes : le pompage simulé ici s’ajoute légitimement, il ne redouble pas celui d’hier.

Le curseur descend à 50 TWh pour permettre cette vérification. En réglant la consommation finale à 58 TWh et l’hydraulique à 36 TWh, le modèle calcule une charge réseau de 62,3 TWh — contre 62 TWh de consommation du pays réellement observés en moyenne 2021–2025. Le scénario 2 y demande alors 6,4 TWh d’appoint sur 5,6 GW de pointe, du même ordre que les importations suisses actuelles et que le record d’importation mesuré de 6,1 GW. Le modèle retombe donc sur ses pieds là où la réalité est connue.

C’est la question que pose naturellement le tableau de synthèse : le but du calculateur est de fournir 90 TWh/an nets en répartissant la tâche entre les technologies ; c’est pourquoi la somme des lignes en donne une valeur supérieure.

Parce que le gaz n’est ajustable que dans un seul sens. Il comble les heures de manque ; il ne peut pas effacer les heures de trop-plein, où il est déjà à zéro. Or un réacteur ou un champ de panneaux produit quand la physique le veut, pas quand le réseau le demande. Le seul exutoire d’un surplus est donc l’écrêtage. La somme annuelle des productions ne peut ainsi qu’excéder la demande, jamais tomber en dessous, et l’identité que le modèle respecte à l’heure près est :

Le scénario 1 le prouve par l’absurde : le gaz y est la seule source pilotable, il n’y a donc presque aucune heure d’excédent (238 h/an contre 8 522 de déficit) et la somme fait 90,1 TWh. Dès qu’on ajoute de l’inflexible, les heures d’excédent se multiplient : 3 909 h/an en Sc2, 2 181 en Sc3.

Le cas du scénario 2 est le plus parlant. Le nucléaire y est dimensionné sur le bilan annuel : 90 − 38 = 52 TWh. Sur le papier, hydraulique et nucléaire couvrent exactement la demande et le gaz devrait être nul. La simulation horaire répond : 7,3 TWh de gaz et 7,0 GW de CCGT quand même, parce qu’en juin-août le couple hydro+nucléaire dépasse la demande (3,8 des 5,8 TWh écrêtés tombent sur ces trois mois) et qu’en novembre-avril il ne suffit pas. Un bilan annuel ne peut pas voir cela ; c’est tout l’objet de la simulation horaire.

L’écrêtage est réparti au pro-rata de la production de chaque heure d’excédent : chaque technologie présente à cette heure en porte une part égale à son poids dans la production de l’heure. Cette convention est additive — la somme des lignes redonne exactement le total écrêté — et donne le chiffre utile : la fraction de sa propre production que chaque technologie voit jetée (12,4 % du PV en Sc3, 5,0 % du nucléaire en Sc2).

Mais le pro-rata partage, il n’impute pas la cause. L’hydraulique apparaît en tête du Sc2 alors qu’elle n’est pour rien dans le problème : elle est simplement présente aux heures de surplus. Le tableau donne donc aussi le test causal : on retire tout l’inflexible ajouté (nucléaire et ENR) et l’on mesure l’écrêtage qui subsiste. En Sc2 il tombe à 0,01 TWh : les 5,83 TWh sont bien induits par le nucléaire. Deux lectures, deux questions différentes : qui produit pendant le surplus, et qui l’a créé.

Une nuance enfin : la part attribuée à l’hydraulique d’accumulation n’est pas une perte. C’est de l’eau qu’on ne lâche pas, et elle reste derrière le barrage. Seuls le fil de l’eau, le PV, l’éolien et le nucléaire perdent réellement l’énergie écrêtée.

Le modèle écrête parce qu’il n’a que deux exutoires : les STEP et le BESS. Le système suisse réel en a deux autres, que le calculateur ne simule pas : l’exportation, et l’arbitrage des STEP (pomper la nuit à bas prix, turbiner le jour). Les flux observés 2021–2025 remettent les 4 à 6 TWh à l’échelle :

L’excédent modélisé est donc du même ordre que ce que la Suisse exporte déjà. Il n’est pas « perdu » : il est exportable, ou il remonte l’eau. Le calculateur n’est pas équipé pour arbitrer entre ces débouchés — il se contente de rendre visible la quantité concernée, qui est précisément ce qu’un bilan annuel escamote.

Le parc suisse de 2021 à 2025 est stable : Beznau I et II (2 × 365 MWe), Gösgen (985) et Leibstadt (1 220), soit 2 935 MWe, Mühleberg ayant été définitivement arrêté. La production observée est de 21,27 TWh/an, ce qui donne un facteur de charge annuel de 82,7 % — arrondi à 83 % dans le curseur, avec un pas de 1 % : au-delà, la précision serait trompeuse pour une grandeur aussi volatile.

Ce chiffre est faible, et c’est un fait : les années observées s’échelonnent de 71,7 % (2025) à 90,8 % (2023), sous l’effet d’entretiens conséquents. Il faut vivre avec.

Le découpage saisonnier vient des mêmes données : 93 % en hiver (oct–mars) et 72 % en été (avr–sept), les révisions se concentrant sur mai et juin où le facteur tombe à 51–57 %. Le moteur applique deux ratios (1,1278 et 0,8728) dont la moyenne pondérée par le nombre d’heures vaut exactement 1 : le nucléaire affiché est donc rigoureusement celui que la simulation produit, ce qui n’était pas le cas des versions antérieures. La plage du curseur s’arrête à 88 % parce qu’au-delà le facteur d’hiver dépasserait 100 %.

En retirant tour à tour le BESS puis les STEP, on isole l’apport de chacun. Le résultat n’est pas celui qu’on attend, et il dérange les deux camps :

La batterie est un équipement du scénario renouvelable, pas du système. Un même réglage de curseur — 25 % de la pointe résiduelle, par exemple — nécessite des capacités de stockage très différentes selon le mix : 26,6 GWh en Sc3 (renouvelables) contre 11,2 GWh en Sc2 (nucléaire). L’écart de rendement est plus marqué que celui de l’investissement : 0,68 TWh de gaz évités en Sc3 pour un investissement de 7,1 milliards, contre 0,01 en Sc2 pour un investissement de 3,0 milliards. Le curseur reste identique en pourcentage pour tous les scénarios : c’est au lecteur de voir qui en profite, non au modèle de le décider.

Et le stockage n’économise jamais de puissance. La pointe de gaz est strictement identique avec ou sans stockage, dans les quatre scénarios — 13,5 GW en Sc1, 6,3 en Sc2, 12,3 en Sc3, 8,2 en Sc4. Il déplace de l’énergie, il ne réduit pas le besoin de capacité ferme.

Le stockage couvre le cycle journalier, pas davantage. Les 114 GWh de stockage total (100 GWh STEP + 14 GWh BESS par défaut) sont saturés en quelques heures lors d’une Dunkelflaute. Les pertes différenciées (STEP 80%, BESS 92%) impliquent que pour restituer 1 GWh utile via STEP, il faut avoir injecté 1,25 GWh en amont.

La capacité gaz reste quasi insensible au taux de renouvelables. La puissance de pointe requise varie relativement peu entre scénarios (7,0 à 13,0 GW) comparée à l’énergie annuelle (7,3 à 52,1 TWh/an) : une Dunkelflaute prolongée réduit à presque zéro la production PV et éolienne quelle que soit la puissance installée, si bien que la pointe de gaz reste proche de la demande de pointe elle-même, avec ou sans ENR.

Le scénario ENR pur (Sc3) consomme 26,9 TWh/an de gaz, soit environ 30 % de la demande totale — malgré 25,0 TWh/an de PV et 6,2 TWh/an d’éolien (paramètres par défaut), et génère simultanément 4,6 TWh/an d’excédent écrêté. Ce paradoxe (excès en été, manque en hiver) est la conséquence directe de l’impossibilité du stockage saisonnier à grande échelle (§4.2).

Un modèle simplifie, sinon ce n’est plus un modèle. Encore faut-il dire où. Voici les raccourcis assumés, avec leur sens quand il est mesurable.

1. Aucun prix, donc aucun arbitrage. Les STEP ne se chargent ici que sur un excédent physique. Le parc réel pompe aussi pour une raison économique : il achète du courant bon marché ailleurs sur le réseau européen (importé au besoin) parce que l’écart de prix paie le rendement de 80 %. C’est historiquement leur raison d’être — et le calculateur, qui ne modélise aucun prix ni marché, ne peut la reproduire dans aucun scénario. L’écart se mesure : le modèle fait turbiner 0,07 TWh/an aux STEP en Sc1, 0,16 en Sc2, 1,88 en Sc3 et 0,45 en Sc4, contre 3,3 à 4,5 TWh/an réellement observés chaque année sur 2021–2025. Le sous-emploi est donc général, plus ou moins marqué selon l’excédent physique propre à chaque mix : le plus faible en Sc1 et Sc2 (production plate, peu d’heures excédentaires), le plus proche de la réalité en Sc3 (davantage d’excédents solaires et éoliens à écouler).

Faute de prix dans le modèle (point 1 ci-dessus), un chiffre pour mémoire permet d’en mesurer l’ordre de grandeur sans changer le modèle : on prend les prix horaires suisses réellement observés en 2021–2025 (Day Ahead Auction, energy-charts.info) et on demande, jour par jour, quelle énergie les STEP existantes (4 GW / 100 GWh) auraient pu turbiner en pompant aux heures les moins chères et en turbinant aux heures les plus chères, dès que l’écart couvre le rendement de 80 % — en supposant l’exploitation elle-même gratuite (aucun coût de pompage ni de capital, seule la physique du rendement compte). Moyenné sur 2021–2025, ce dispatch idéal donnerait 6,74 TWh/an turbinés (8,43 TWh/an pompés) — plus que les 3,3 à 4,5 TWh/an réellement observés (un exploitant réel assure aussi des services système, respecte des contraintes de réservoir et doit anticiper sans connaître les prix de demain), et bien au-delà des 0,07 à 1,88 TWh/an que chaque scénario turbine ici sur son seul excédent physique.
Ce chiffre est un repère historique unique, identique pour les quatre scénarios : il vient des prix qu’a produits le mix suisse réel de 2021–2025, pas du mix hypothétique de tel ou tel scénario — il ne peut donc pas être recalculé « à la Sc1 » ou « à la Sc3 ». Il sert seulement de borne haute pro mémoire pour situer le sous-emploi des STEP décrit ci-dessus, et son effet indicatif sur le gaz (le gaz qu’il resterait à couvrir si les STEP turbinaient jusqu’à ce potentiel) est repris dans les résultats de chaque scénario et dans la synthèse.

2. Le lac n’anticipe pas au-delà du mois. Le budget mensuel vient de l’exploitation observée, et à l’intérieur du mois la répartition suppose une prévision parfaite des heures tendues. C’est optimiste à l’échelle de la semaine, conservateur à celle de l’année : un exploitant qui saurait qu’un hiver rigoureux arrive retiendrait davantage d’eau dès septembre, ce que le modèle ne fait pas. Il ne réoptimise pas non plus la répartition mensuelle pour un mix différent : un parc à 30 GW de PV appellerait peut-être un autre calendrier de turbinage.

3. Le double trajet du stockage ne coûte rien en transport. L’énergie qui monte au lac d’accumulation puis redescend traverse le réseau deux fois de plus que l’énergie livrée directement. Le taux de pertes s’applique ici une seule fois, à l’énergie finale. L’effet est du second ordre — de l’ordre de 0,1 TWh/an au plus — mais il existe, et il pénalise les scénarios qui font le plus transiter d’énergie par le stockage, donc les scénarios renouvelables.

4. Transport et distribution ne sont pas séparés. Un seul taux global couvre la haute tension et la basse tension, faute de répartition publiée dans le tableau 25 de l’OFEN.

5. L’échange transfrontalier n’est pas modélisé. Le « gaz » est le résidu horaire : il représente indifféremment une turbine suisse ou une importation, sans hypothèse sur le prix ni sur la disponibilité du courant étranger aux heures où toute l’Europe en manque. Symétriquement, l’excédent écrêté pourrait être exporté plutôt que perdu : le modèle se contente de le rendre visible.

6. Ce que cette simulation ne teste pas non plus. Le nucléaire y est un profil saisonnier lisse, non un ensemble de tranches discrètes : la perte fortuite d’une tranche pendant une Dunkelflaute n’est donc pas simulée. Le facteur de charge moyen retenu (98 % / 80 %, soit 89 % en moyenne) est par ailleurs plus favorable que celui réellement observé sur le parc suisse en 2021–2025 (90 % en hiver, 70 % en été, 79,9 % en moyenne ; 9,6 % des heures sous la moitié de la puissance, sans conséquence systémique). Substituer les valeurs observées ne change toutefois presque rien : le parc étant dimensionné sur l’énergie à livrer, un facteur de charge plus faible se traduit par davantage de GW installés et la puissance disponible en hiver reste la même — les révisions étant programmées en été, hors de la période critique.

La variable sensible est l’hydrologie, pas la disponibilité nucléaire. Le turbinage d’accumulation observé varie de 13,0 TWh (2025) à 25,1 TWh (2024), soit 1,5 à 2,8 rotations d’un stock de 8,9 TWh. Une année sèche multiplie par trois le besoin d’appoint hivernal dans les configurations à forte part nucléaire. En règle générale : la pointe de puissance est fixée par la coïncidence météorologique, l’énergie par l’hydrologie. Ce modèle reste un calcul d’ordre de grandeur ; il n’a pas vocation à remplacer une étude d’adéquation probabiliste.

Toutes les technologies sont traitées par la même mécanique : le capex est remboursé linéairement sur la durée de vie de l’ouvrage, et les intérêts courent sur le solde restant dû, qui décroît d’année en année. La charge annuelle baisse donc continuellement au lieu d’être constante. Comme le prêt épouse exactement la vie de l’ouvrage, la charge moyenne se répète à l’identique à chaque renouvellement : elle reste comparable entre des technologies de durées de vie différentes, sans qu’il faille se donner un horizon commun.

Valeurs aux hypothèses par défaut, rf1 = 3,2 %/an, rapportées au capex nominal.

Un seul taux d’intérêt pour toutes les filières. Le financement n’a pas un marché par technologie : rf1 (défaut 3,2 %/an) s’applique à toutes. Le nucléaire est le seul à connaître un second taux, rf2 (défaut 0,9 %/an), à partir de l’année 26, après refinancement d’une dette déjà largement remboursée. Le taux d’actualisation n’intervient pas ici : il sert à valoriser les investissements (§7), ce qui est une autre question que le coût de production. Déplacer ce curseur change la VAN sans toucher aux CHF/MWh.

Intérêts intercalaires. Le capex est engagé tout au long du chantier et porte intérêt avant que l’ouvrage ne produise quoi que ce soit : la dette à amortir n’est donc pas le capex nominal, mais ce qu’il est devenu à la mise en service. Dix ans de construction à 3,2 %/an majorent la dette nucléaire de 17,5 % — 48,5 milliards deviennent 57,0. C’est l’un des rares postes où la durée du chantier se paie directement : elle pèse 3,8 CHF/MWh sur le nucléaire, contre 0,1 sur le photovoltaïque, bâti en un an.

Les durées de vie décident du classement. Comme chaque ouvrage est amorti sur sa propre vie, allonger l’horizon de comparaison ne change rien : un parc photovoltaïque coûte 65,7 CHF/MWh de capital qu’on le regarde sur 25, 60 ou 80 ans, car on le reconstruit plus souvent mais il produit d’autant plus. Ce qui compte est la durée de vie de chaque ouvrage, et c’est le paramètre le plus lourd de tout le modèle — devant le capex, devant le taux d’intérêt, devant le facteur de charge :

Coût du mix additionnel, CHF/MWh, toutes autres hypothèses par défaut. Aucune centrale n’a encore fonctionné quatre-vingts ans : c’est une prolongation de licence, pas un fait observé. Accorder 80 ans au nucléaire tout en maintenant les panneaux à 25 serait une asymétrie ; les deux curseurs existent pour que le lecteur fasse lui-même ce test. Comme l’horizon de la VAN suit la durée de vie du nucléaire, une centrale de 80 ans est comparée sur 80 ans, et les renouvelables y sont alors reconstruits une fois de plus.

Ce que ce poste ne contient pas. Aucune dépréciation comptable ne s’ajoute à l’amortissement : ce serait faire payer le capital deux fois. Le paramètre d’assurance et charges de site (défaut 0,3 %/an du capex) ne couvre donc que des charges non financières.

Le coût de revient est ce que le MWh coûte à produire, toutes charges couvertes ; c’est lui, et lui seul, qui alimente la comparaison des scénarios. Le prix plancher au ROE est affiché à titre indicatif dans le tableau de l’onglet Scénario : comparer des filières sur un prix de vente minimal, plutôt que sur leur coût, est le défaut congénital du LCOE, et le calculateur s’en garde.

La puissance nominale est déduite de la production annuelle et du facteur de charge : GW = TWh / (FC × 8 760 / 1 000). Pour le nucléaire, les années 1 à 10 sont la construction : ni production, ni charge d’exploitation calculée.

L’horizon de calcul suit la durée de vie retenue pour le nucléaire : 60 ans par défaut, 80 si le curseur y est porté, afin qu’une centrale plus durable ne se voie pas créditer d’années que la comparaison ne compterait nulle part. Il correspond à la durée de vie retenue pour le nucléaire, et définit la fenêtre commune de comparaison entre scénarios. Le taux d’actualisation est paramétrable (défaut 5%). La VAN intègre tous les cycles de remplacement sur l’horizon :

La VAN ne sert pas au coût de revient. Elle répond à la question du capital à mobiliser sur soixante ans, renouvellements compris et actualisés. Le coût du MWh, lui, relève du financement de chaque ouvrage (§6) et n’utilise pas le taux d’actualisation. Déplacer ce curseur change donc la VAN affichée sans toucher aux CHF/MWh : ce sont deux questions distinctes, combien faut-il investir et combien coûte le courant.

Limite de l’horizon : des centrales nucléaires modernes peuvent fonctionner 60 à 80 ans. Le curseur Durée de vie nucléaire permet de tester cette hypothèse plutôt que de la subir : l’horizon de comparaison suit la valeur retenue, de sorte que la production supplémentaire d’une centrale plus durable et les remplacements supplémentaires d’ENR qu’elle impose sont comptés ensemble. Porter la durée de 60 à 80 ans ajoute 33% d’énergie pour le même investissement initial, mais allonge d’autant l’horizon : les remplacements d’ENR ajoutés en fin de période sont fortement actualisés : 1 000 CHF investis à l’an 50 ne valent que 54 CHF en VAN à 5%, et 9 CHF à 8%. Le choix du taux d’actualisation a donc un impact structurel sur la comparaison nucléaire vs ENR.

Pour le nucléaire, le coût variable recouvre deux postes distincts : le coût de la matière fissile (nucFu) et la provision pour démantèlement et traitement des déchets (nucDc), tous deux exprimés en CHF/MWh produit.

Depuis la révision du modèle de financement, les trois composantes sont calculées de la même façon pour toutes les technologies (§6). Le coût complet affiché dans la synthèse est la somme des charges variables, des charges fixes et de la charge de capital, rapportée à l’énergie livrée au client. Il n’y a plus de filière traitée à part : le taux d’actualisation agit désormais comme un véritable taux d’intérêt sur le PV, l’éolien, le gaz et le stockage, tandis que le nucléaire conserve ses deux taux propres, explicites et réglables.

Deux coûts, et un seul sert à comparer. L’hydraulique fournit 38 TWh au même prix dans les quatre scénarios : incluse dans la moyenne, elle tire tous les résultats vers le bas et resserre leurs écarts de 42 %. Le calculateur affiche donc d’abord le coût du mix additionnel : on retire l’hydraulique des deux côtés, son coût au numérateur et son énergie au dénominateur, et il reste le coût de ce qu’il faut construire pour couvrir l’écart entre la cible et l’hydraulique — 52 TWh aux valeurs par défaut.

Le dénominateur est dans les deux cas l’énergie délivrée au client, seule base qui ne fluctue pas avec le taux de pertes. L’avantage décisif du premier indicateur est qu’il ne dépend pas du prix retenu pour l’hydraulique : faire varier ce paramètre de 20 à 80 CHF/MWh ne le change pas d’un centime, alors que le coût complet se déplace de 25 CHF/MWh — de la même quantité dans les quatre scénarios. Une convention discutable cesse ainsi de peser sur la comparaison.

La valeur actuelle nette affichée à part reste une grandeur distincte : elle mesure le capital à mobiliser sur soixante ans, renouvellements compris et actualisés, non le coût du MWh. Les deux indicateurs répondent à deux questions différentes — combien faut-il investir, et combien coûte le courant.

Les chiffres ci-dessous sont indicatifs et ne sont pas intégrés dans les calculs du modèle. Ils permettent de mettre en perspective physique les puissances installées.

Mise en perspective : pour 1 GW de capacité installée, l’empreinte totale est de l’ordre de 10–15 km² pour le PV, 700–1 000 km² pour l’éolien (333 turbines × 2–3 km²), 0,08 km² pour le gaz, et 0,19 km² pour le nucléaire (24 ha de site total pour les 1,245 GW de Leibstadt). L’empreinte par TWh produit est encore plus favorable au nucléaire compte tenu de son facteur de charge élevé (90% vs 11% pour le PV).

Sources : étude MDPI sur l’espacement des éoliennes en terrain montagneux (2025) · KKL Leibstadt technical description · NREL Wind Farm Area Calculator.

Le modèle repose sur 31 paramètres réglables et 46 constantes figées, soit 77 nombres, auxquels s’ajoutent les 43 824 × 6 valeurs horaires observées. Les constantes se répartissent en 22 pour le moteur horaire — ratios saisonniers du nucléaire, rendements des STEP et du BESS, capacité et puissance des lacs, douze parts mensuelles de turbinage — et 24 pour le modèle de coûts : facteurs d’émission, durées de vie de l’éolien, du gaz et du stockage, durées de chantier, part de fonds propres, bascule de refinancement, O&M du PV et de l’éolien.

Avec autant d’hypothèses, un écart de 5 à 10 % entre scénarios n’a pas de signification. Ce n’est pas une précaution de style, c’est mesurable. En tirant 600 fois les 18 paramètres économiques au hasard dans leurs fourchettes plausibles, la physique restant identique :

Le classement des trois voies décarbonées s’inverse donc dans plus d’un cas sur trois. Il ne faut pas lire ces coûts comme un palmarès : ils disent que ces voies sont du même ordre de grandeur, entre 80 et 110 CHF/MWh selon les hypothèses, et rien de plus. Prétendre les départager au franc près serait une illusion de précision — celle-là même que ce calculateur reproche aux travaux qui n’exposent pas leurs hypothèses.

Ce qui, en revanche, ne bouge pas. Quatre résultats sortent de la physique et des données observées, non des conventions comptables ; ils sont insensibles aux 18 paramètres économiques :

C’est là que se joue la faisabilité, et c’est ce que ce calculateur peut affirmer avec fermeté. Un pays peut débattre du prix du MWh pendant vingt ans ; il ne peut pas débattre de la question de savoir s’il a douze gigawatts à démarrer un soir de janvier sans vent, ou s’il compte sur des voisins qui en manqueront au même moment.

Méthode du test : tirage uniforme indépendant de nucCx, rf1, nfr, nucOM, nucFu, nucDc, lfNUC, lifeNuc, pvCx, wdCx, lfPV, lfWD, lifePV, bessCe, bessCp, gasV, gasCx, hydV et disc dans leurs fourchettes plausibles, paramètres physiques et parts du mix maintenus à leurs valeurs par défaut, indicateur retenu : coût du mix additionnel.

Les graphiques « Déroulé horaire » de la page Synthèse n’introduisent aucune donnée nouvelle : ils exposent, pour le scénario défini par les curseurs en cours, le même calcul horaire qui alimente déjà tous les totaux annuels du calculateur (43 824 heures, 2021–2025) — simplement sans l’agréger. Le moteur (simulateHourly) accepte un paramètre optionnel detailWindow (une paire d’indices horaires [i0, i1)) et, pour ces seules heures, conserve le détail par poste au lieu de ne renvoyer que les sommes annuelles. Le dispatch lui-même (lac d’accumulation, STEP, BESS, gaz, écrêtage) n’est pas modifié : on observe, on n’intervient pas. Coût nul pour le reste du calculateur, puisque ce paramètre n’est fourni que pour ces graphiques.

Fenêtres figées. Deux jeux de semaines, chacun montré en hiver et en été pour permettre la comparaison directe entre saisons :

Les graphiques « Journée » reprennent un mercredi de la semaine correspondante (17 janvier 2024, 19 juin 2024, 25 janvier 2023, 4 juin 2025), simple convention de représentativité interne au milieu de semaine.

Sélection des semaines Extrême. Sur les cinq années d’historique disponibles (2021–2026), pour chaque semaine calendaire complète (lundi–dimanche) : calcul de la moyenne horaire du vent et du solaire (grandeurs normalisées du profil, avant application des paramètres du scénario), puis score = somme des z-scores du vent et du solaire par rapport à leur moyenne saisonnière (DJF pour l’hiver, JJA pour l’été) :

Ce ne sont donc pas des choix arbitraires : sur le critère vent+solaire combiné, ce sont les deux semaines réellement les plus extrêmes de tout l’historique disponible — Dunkelflaute désignant la conjonction d’un manque de vent et de soleil, Überglanz son opposé estival. Elles ne sont pas représentatives d’une saison ordinaire : ce rôle reste celui du mode Courant. La conversion date locale (Europe/Zurich) → indice horaire du profil utilise l’heure suisse réelle, pas l’UTC brut : le fuseau et le passage heure d’été/hiver décaleraient sinon les graphiques d’une heure par endroits.

Construction du graphique — deux cadres. Chaque scénario affiché (Sc1 à Sc4) occupe deux graphiques empilés verticalement, même axe des temps :

Ordre d’empilement fixe du cadre du haut, de bas en haut : ruban (nucléaire + fil de l’eau, #3b6e8f), PV (#f4c542), éolien (#c9932a), hydro d’accumulation (#5aa46a), gaz (#2e7d32), puis en couche la plus haute le turbinage STEP+BESS (#8f7fc4, partie ≥ 0 du net signé) — même ordre et mêmes couleurs à chaque scénario et à chaque fenêtre, pour que l’œil compare directement. Le turbinage est traité comme une production à part entière : c’est du stockage restitué qui couvre réellement de la demande à cette heure-là, et la ligne de demande ne rejoint le sommet de l’empilement que si on l’y compte. Le cadre du bas ne contient que le pompage STEP+BESS (#6a5f9e, partie ≤ 0 du même net signé, même teinte plus soutenue que le turbinage pour garder le lien visuel entre les deux), empilé le plus près de zéro, puis l’écrêtage (#b8452e) au-delà. La hauteur totale du creux à une heure donnée mesure tout le surplus instantané non consommé par la demande ; la couleur dit son sort — violet : récupérable via le stockage, rouge : perdu à l’écrêtage.

Cette répartition n’est pas arbitraire : seule la partie négative du stockage (le pompage) pose un problème de lecture si on la mélange à la production. Une version intermédiaire avait empilé le stockage signé en entier (turbinage et pompage) directement dans la production, au milieu de couches déjà très positives (PV et éolien peuvent dépasser 20 000 MW au pic) : le pompage (valeurs négatives, jusqu’à −4 000 MW) y créait une encoche qui restait très au-dessus de zéro et de la ligne de demande — visuellement indiscernable d’une bande ajoutée au surplus, alors qu’elle en est retranchée. Le turbinage, lui, n’a jamais ce problème : valeur positive parmi des couches positives, il se lit comme n’importe quelle autre source. Vérification sur les données brutes : zéro heure, dans les 4 scénarios × les 2 semaines Extrême, où le stockage turbine en même temps qu’il y a de l’écrêtage — le moteur pompe bien pendant le surplus, seul le tracé d’une version intermédiaire était trompeur.

Export : chaque figure se télécharge en image (PNG), copyright et date d’export inclus en bas d’image. Pas d’export CSV des données horaires sous-jacentes : un tableau de chiffres bruts hors contexte serait une source d’incompréhension pour qui n’est pas familier de la méthode, alors que l’image reste auto-suffisante avec sa légende. Pas de sélecteur de date libre : les quatre fenêtres ci-dessus sont figées — les objections sur la représentativité d’une semaine précise relèvent de la méthode exposée ici, pas d’une option supplémentaire dans l’interface.

Les données energy-charts.info constituent la référence primaire du modèle : profils horaires hydro/PV/éolien/demande 2021–2025 alimentés directement dans la simulation horaire (§5), et facteurs de charge annuels moyens PV/éolien (§3). Les CSV du dossier permettent de vérifier et d’affiner ces paramètres.

Ce bloc ne fait pas partie de la méthode : il situe l’état actuel du calculateur par rapport à ses étapes antérieures.

Origine — 2022. Étude MR-2022 : bilan saisonnier statique sous hypothèse d’autarcie décarbonée. L’hydraulique y servait de variable d’ajustement et le stockage se limitait au pompage-turbinage.

1 — juillet 2026. Mise en ligne du calculateur. Le bilan saisonnier cède la place à la simulation des 43 824 heures observées ; le gaz — ou l’importation — remplace l’hypothèse d’autarcie et devient le résidu de chaque heure ; les batteries s’ajoutent aux STEP ; coûts complets et VAN sur l’horizon de comparaison.

2 — septembre 2026. Le bilan est rendu explicite : l’écrêtage est ventilé par technologie, et l’écart entre la somme des productions et la demande est chiffré au lieu d’être subi. Le calcul de scénario devient une définition unique, partagée par le calculateur et les analyses paramétriques.

3 — septembre 2026. La demande désigne la consommation nette au compteur du client ; les pertes de réseau deviennent un paramètre, couvert par de la production brute. L’hydraulique est séparée en fil de l’eau et accumulation, cette dernière dotée d’un budget mensuel d’apports naturels et non plus employée à lisser les intermittences journalières. Le facteur de charge du nucléaire est calibré sur le parc en service.

4 — septembre 2026 (état actuel). Les graphiques « Déroulé horaire » s’ajoutent à la page Synthèse : pour chacun des quatre scénarios, une semaine et une journée type en hiver et en été (mode Courant), doublées de deux semaines extrêmes sélectionnées sur cinq ans d’historique (mode Extrême, « Dunkelflaute »/« Überglanz ») — voir §11. La production s’empile dans un premier cadre, le pompage STEP+BESS et l’écrêtage dans un second, tous deux à échelle zéro et partagée entre les quatre scénarios et les quatre fenêtres affichées, pour rendre les comparaisons visuelles fiables. Le PDF de synthèse passe de deux à dix pages pour inclure ces graphiques (Courant puis Extrême, une page par période), en images compressées ; chaque période reste téléchargeable individuellement en PNG pleine résolution.