MR’s Energy — Mix électrique suisse

Analyses paramétriques — La part du nucléaire ou celle des ENR dans le mix

Variation des valeurs calculées selon que la part du nucléaire varie de 0 à 100 % (celle des ENR étant un paramètre modifiable) ou selon que la part des ENR varie de 0 à 100 % (celle du nucléaire étant un paramètre modifiable)

Que se passe-t-il si l’on change le dosage du mix ?

Le calculateur compare quatre scénarios figés. Cette page fait varier le dosage en continu, de 0 à 100 %, et trace les courbes. Deux balayages, au choix par les deux boutons ci-dessous :

Chaque point de chaque courbe est une simulation complète des 43 824 heures observées de 2021 à 2025 — pas une interpolation. Trois choses à regarder :

Il faut produire plus d’électricité qu’on n’en livre. La demande retenue, 90 TWh/an par défaut, est la consommation nette des clients finaux, relevée à leur compteur. S’y ajoutent les pertes de réseau (6,8 TWh/an à 7,5 %), les pertes de stockage et l’électricité écrêtée : la production brute s’établit entre 98 et 108 TWh/an selon le point de balayage. La colonne Écart / conso. nette du tableau 8 mesure cette surconstruction, de 8 à 18 TWh/an. L’explication est sous ce tableau.

L’axe horizontal de tous les graphiques est la part du nucléaire dans le gap non-hydraulique. Les curseurs ci-dessous fixent le reste des hypothèses ; les valeurs par défaut sont celles du calculateur. Le gaz n’est plus un paramètre : sa puissance et son énergie sortent du résidu horaire (demande − hydro − nucléaire − ENR, après stockage), simulé heure par heure sur les 43 824 heures 2021–2025.
Demande et hydraulique
Nucléaire
Renouvelables
Stockage
STEP existantes (4 GW / 100 GWh) incluses automatiquement, dispatchées en priorité. Le BESS additionnel ci-dessus vient en complément ; son dimensionnement optimal n’est plus calculé en amont — la simulation horaire montre directement ce qu’il permet ou pas d’éviter comme gaz/écrêtement.
Finance
Export des images
Chargement du profil horaire (43 824 heures, 2021–2025)…
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Puissance de pointe gaz requise (GW)
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Équivalent en centrales de Leibstadt
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Énergie gaz (TWh/an)
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Heures de dispatch gaz/an
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Excédent écrêté (TWh/an)
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Investissement, VAN 60 ans (mia CHF)
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Coût du MWh produit en Suisse
1. Gaz d’appoint — énergie et puissance de pointe (résidu horaire)
Le gaz est ce que l’hydraulique, le nucléaire, les ENR et le stockage ne couvrent pas, heure par heure sur les 43 824 heures 2021–2025 — pas seulement en hiver. La puissance de pointe est dominée par les épisodes de type Dunkelflaute (vent et soleil quasi nuls simultanément) ; l’énergie annuelle reflète la totalité des heures où le gaz tourne, même hors hiver.
Trois repères, qui ne dépendent pas de la part nucléaire et ne sont donc pas tracés : le plus fort flux d’importation jamais mesuré est de 6,1 GW (novembre 2021), niveau auquel Swissgrid signale déjà des limites de stabilité ; 9 × Leibstadt représentent 11,2 GW ; et la situation actuelle — 60 TWh/a avec le parc existant — correspond à —.
Fait notable : la puissance de pointe requise varie peu avec la part ENR à nucléaire fixée — construire plus de PV/éolien réduit fortement l’énergie gaz annuelle, mais presque pas la pointe, parce que l’heure la plus dure (vent et soleil quasi nuls) produit à peu près zéro quelle que soit la capacité installée. Seuls le stockage et une capacité pilotable réduisent la pointe.
Aucune configuration ne se passe entièrement d’appoint, et il faut le dire : même à 100 % de nucléaire couvrant le gap, un résidu subsiste (le profil saisonnier du nucléaire n’est jamais parfaitement plat).
2. Excédent écrêté (l’« Überglanz ») — la puissance à exporter ou à effacer
Aux heures de forte production (typique : PV de midi en été), une fois le stockage plein, l’excédent doit être exporté ou effacé. Ces chiffres sortent directement de la simulation horaire — ce n’est plus une approximation basée sur le pic de midi seul.
À gauche, l’énergie écrêtée cumulée sur l’année (TWh/an) ; à droite, la puissance écrêtée maximale instantanée (GW) — les deux après remplissage complet des STEP existantes et du BESS additionnel. Comme au graphique 1, TWh et GW ne mesurent pas la même chose : un pic très bref peut peser lourd en GW sans peser en TWh.
À 100 % de nucléaire, la part ENR n’a plus d’effet. En balayage « part nucléaire », c’est l’extrémité droite du graphique qui devient insensible au curseur « Part ENR du reste » ; en balayage « part ENR », c’est l’inverse — si le curseur « Part nucléaire du gap » est fixé à 100 %, toute la courbe est plate (voir l’avertissement en haut de page). Dans les deux cas, la raison est la même : le nucléaire épuise alors tout le gap non-hydraulique, il ne reste rien à répartir entre ENR et gaz.
La courbe de gauche est ventilée par technologie, au pro-rata de la production de chaque heure d’excédent : la somme des aires empilées redonne exactement le total. La part attribuée à l’hydraulique de réservoir n’est pas une perte — c’est de l’eau qu’on ne lâche pas, et elle reste derrière le barrage.
Le bilan annuel impose une identité exacte, en énergie : production brute − excédent écrêté − pertes de stockage = demande. Plus on construit d’ENR au-delà du nécessaire pour l’équilibre annuel, plus l’écrêtement estival croît sans réduire la pointe hivernale — c’est le même phénomène que la note du graphique 1, vu depuis l’été.
3. Besoins d’investissement sur 60 ans
Valeur actuelle nette au taux d’actualisation retenu, cycles de remplacement inclus (PV et éolien 25 ans, stockage 20 ans, gaz 30 ans, nucléaire 60 ans). L’hydraulique est un actif existant, donc à capex nul. La capacité gaz (GW) qui entre dans ce calcul est désormais la pointe horaire réelle, pas une approximation saisonnière.
4. Coût du MWh produit en Suisse
Coût complet du courant produit sur le territoire : le gaz, qui tient lieu d’importation dans le modèle, est retiré du numérateur comme du dénominateur. La courbe grise donne, pour comparaison, le coût moyen de l’ensemble de l’approvisionnement, importation comprise.
Ces courbes ne correspondent ni au scénario 1 ni au scénario 2 du calculateur : elles balayent le scénario 4 (Mix), soit de 0 à 100 % de nucléaire à part ENR fixée par curseur, soit de 0 à 100 % d’ENR à part nucléaire fixée par curseur, selon le mode de balayage choisi en haut de la page.
L’importation est valorisée au prix du gaz défini dans les paramètres (curseur Prix du gaz / de l’importation, 50 CHF/MWh par défaut). C’est une hypothèse optimiste : elle suppose un marché fournisseur détendu, alors que les heures où la Suisse doit importer sont précisément celles d’une pénurie générale sur le continent. En janvier 2025 le prix moyen de gros suisse se situait à environ 102 EUR/MWh, et les pointes de pénurie dépassent plusieurs centaines. Monter le curseur montre l’effet.
C’est aussi pourquoi le coût moyen tous postes confondus apparaît plus bas que le coût domestique lorsque la part importée est élevée : le modèle suppose l’importation disponible à prix fixe. C’est l’hypothèse que le graphique 1 met en question.
5. Sensibilité au coût d’investissement du nucléaire
Les mêmes courbes calculées à trois hypothèses de capex : 3 000 CHF/kW (Barakah, quatre tranches de 1,4 GW achevées en 2024, sur base contractuelle), 6 000 (valeur par défaut de ce calculateur) et 8 000 (hypothèse haute, tenant compte des surcoûts d’un premier exemplaire national).
L’écart entre les trois faisceaux mesure le poids d’une seule hypothèse. Toute étude qui retient une valeur unique sans la déclarer produit un classement des scénarios, pas un résultat. Le curseur de capex va jusqu’à 14 000 CHF/kW pour qui veut essayer, mais des valeurs de cet ordre reflètent des projets de reconstitution de filière et non un coût de construction représentatif.
6. Puissance installée et empreinte territoriale
Pour la même énergie annuelle, la puissance à installer dépend du facteur de charge. L’emprise au sol suit les ordres de grandeur de la méthodologie du calculateur : environ 12,5 km² par GW de PV, 2,5 km² par éolienne de 3 MW, 0,19 km² par GW nucléaire.
L’emprise éolienne est l’espace de parc — espacement, reculs de bruit et de sécurité — et non la surface bétonnée, qui est de l’ordre de 0,01 km² par machine. Échelle logarithmique.
7. Émissions de CO₂ — selon l’origine de l’appoint
Le calculateur attribue l’appoint au gaz, à 340 g CO₂/kWh. Mais si cet appoint est importé, son contenu carbone est celui du pays fournisseur — et l’écart est considérable. Les trois courbes appliquent au même volume d’appoint trois origines différentes.
Facteurs retenus : gaz 340 g/kWh (valeur du calculateur), charbon 900 g/kWh (houille et lignite allemandes ou polonaises, ordre de grandeur), nucléaire français 12 g/kWh. La production suisse est identique dans les trois cas ; seul change l’appoint.
Cette dispersion est la réponse à l’argument selon lequel la Suisse serait décarbonée quelle que soit sa dépendance aux importations : le bilan CO₂ d’un système importateur dépend de qui produit à l’autre bout de la ligne, ce que ni le pays importateur ni la comptabilité territoriale ne contrôlent. En pratique, l’électricité disponible à l’exportation lors d’une pénurie hivernale européenne est rarement la plus propre du parc.
8. Tableau des valeurs
Pourquoi les colonnes ne totalisent pas la demande. En additionnant hydraulique (constant, fixé par curseur), nucléaire, PV+éolien et gaz, on obtient la colonne Prod. brute — supérieure de 8 à 18 TWh/an à la consommation nette selon le point de balayage. Ce n’est pas une erreur de bilan : la demande est celle du client final, et trois postes viennent par-dessus. Les pertes de réseau, 6,8 TWh/an au taux de 7,5 % retenu par défaut. Les pertes de stockage, de 0,04 à 1,0 TWh/an, chaque aller-retour de pompage ou de batterie laissant de 8 à 20 % de ce qu’il reprend. Et l’électricité écrêtée, de 0,9 à 10,7 TWh/an, produite à des heures où personne n’en veut : le gaz ne joue que dans un sens, il comble les heures de manque mais ne peut pas effacer les heures de trop-plein, où il est déjà à zéro, tandis qu’un réacteur ou un champ de panneaux produit quand la physique le veut, pas quand le réseau le demande. Il faut donc produire plus que la demande pour la couvrir heure par heure, et l’identité exacte est prod. brute − écrêté − pertes de stockage − pertes de réseau = consommation nette. La colonne Écart / conso. nette mesure cette surconstruction : dans le balayage du nucléaire elle est minimale vers 65 % et remonte aux deux extrêmes, dans celui des renouvelables elle croît avec leur part. Voir §6 de la Méthodologie du calculateur.
Toutes les valeurs proviennent du moteur horaire commun (résidu heure par heure sur 2021–2025), scénario 4 (Mix). En balayage « part nucléaire » (part ENR fixée par curseur), le résultat coïncide avec le scénario 3 (Intermittent) à 0 % et le scénario 2 (Continuation) à 100 %. En balayage « part ENR » (part nucléaire fixée par curseur), voir le curseur « Part nucléaire du gap » pour la valeur retenue. Les hypothèses, formules et sources sont décrites dans l’onglet Méthodologie du calculateur.