L'avenir de l'approvisionnement énergétique

Dans le cadre du lancement de la plateforme web www.sonnendach.ch, l'OFEN a estimé le potentiel d'électricité solaire exploitable des bâtiments suisses à environ 67 térawattheures (TWh) par an (50 TWh sur les toits, 17 TWh sur les façades). Une analyse affinée réalisée en 2022 par la ZHAW a révélé un potentiel exploitable de 54 TWh sur les toits. 

Une analyse des potentiels en dehors des bâtiments réalisée par Meteotest (2019) sur mandat de Swissolar a révélé un potentiel supplémentaire de 10,5 TWh sur les parkings et les talus d'autoroute ainsi que 16,4 TWh sur les surfaces alpines pré-exploitées en dehors des zones protégées.  

Le potentiel total exploitable pour la production annuelle d'électricité solaire en Suisse est donc de près de 100 TWh. 

Parmi les critiques adressées à l'énergie solaire, on évoque souvent sa production fluctuante. Mais on ignore souvent que la panne d'une centrale nucléaire entraîne des fluctuations de la production d'électricité beaucoup plus importantes et généralement imprévisibles, contrairement aux énergies solaire et éolienne. C’était le cas par exemple pour la panne de Leibstadt, la plus grande centrale nucléaire de Suisse, pendant environ 5 mois en 2021.  

La Suisse est en outre prédestinée à une part élevée d'électricité solaire en raison de ses centrales hydroélectriques à accumulation. Celles-ci fournissent de l'électricité lorsque le soleil ne brille pas ou peu, notamment en hiver. Pour équilibrer la production au cours de la journée et de la semaine, outre les importantes centrales de pompage-turbinage, on disposera à l'avenir, grâce à l'électromobilité, de batteries de stockage en quantité énorme, dont le prix ne cesse de baisser. Pour déplacer les excédents de production estivaux vers l'hiver, il convient d'utiliser l'énergie hydraulique existante et d'augmenter les capacités de stockage dans les lacs de retenue existants et nouveaux. En outre, la technologie « power to x to power » doit être développée encore davantage, car elle pourra à l'avenir compléter l'approvisionnement énergétique de la Suisse, notamment en hiver.  

Enfin, la Suisse se trouve au centre du réseau électrique européen et nous pouvons donc déjà profiter de l'augmentation massive de l'énergie éolienne et solaire en Europe. Un futur accord sur le marché de l'électricité avec l'UE est impératif. Sans un tel accord et sans intégration durablement assurée dans le réseau électrique européen, l'approvisionnement en électricité de la Suisse connaîtra de graves difficultés. Chaque jour, nous importons et exportons en moyenne la moitié de l'électricité que nous consommons quotidiennement en Suisse. Ce sont des quantités énormes que nous ne pouvons pas gérer durablement sans contrats à long terme si elles continuent à augmenter, sans en payer le prix très élevé et sans devoir faire des compromis quant à la sécurité d'approvisionnement. 

Swissolar estime que la trajectoire de développement du photovoltaïque présentée dans la Stratégie énergétique 2050+ est trop lente. Elle entraînerait inévitablement une nette augmentation des besoins en importation d'électricité dans les années 2030, ce qu’ s’agit d’éviter, notamment pour des raisons de sécurité d'approvisionnement. À l'inverse, il faut tenir compte de l'accélération du développement qui est compatible avec la disponibilité de la main-d'œuvre et la garantie d'une qualité élevée. Le scénario présenté ici se base notamment sur les hypothèses suivantes :  

• désaffectation de toutes les centrales nucléaires d'ici 2035 
• mise en œuvre/promotion renforcée de l'efficacité énergétique  
• mise en œuvre/promotion renforcée de la production « power to gas » 
• développement nettement plus rapide de l’électromobilité que ne le prévoient les Perspectives énergétiques 2050+ et Axpo (base : le scénario optimiste Swiss eMobility) 
• développement rapide du couplage chaleur-force (CCF) pour couvrir les pics de consommation hivernaux. Le biogaz ou le gaz de synthèse utilisé à cet effet doit rapidement remplacer le gaz naturel.  
• développement de l'énergie éolienne et hydraulique selon les Perspectives énergétiques 2050+ 

Les 50 gigawatts (GW) de puissance PV installée que nous proposons correspondent à environ cinq fois la pointe de puissance actuelle du réseau électrique suisse. Bien que les installations PV n'atteignent jamais toutes leur production maximale en même temps, il y aura des excédents de production qui pourront être stockés temporairement. Il faut distinguer entre différentes durées de stockage :  

• Lors du stockage saisonnier, de l'hydrogène est produit par électrolyse. Celui-ci peut être stocké directement ou après d'autres étapes de transformation sous forme de méthane ou de carburant liquide. On parle de « power to x » ainsi que de gaz ou de carburants synthétiques. Ces derniers peuvent être utilisés en hiver, par exemple pour faire fonctionner des installations de couplage chaleur-force ou pour faire rouler des véhicules lourds comme des camions ou des engins de chantier. La gestion des centrales hydroélectriques à accumulation (y compris le rehaussement des barrages et la construction de nouveaux lacs de retenue) contribue également de manière importante au stockage saisonnier. Puisque l'électricité solaire couvre une grande partie des besoins estivaux, les réserves d'eau des barrages peuvent être préservées.  

• Pour le stockage journalier et hebdomadaire, outre l'optimisation de la consommation propre des voitures électriques et des pompes à chaleur, les batteries de stockage stationnaires (de préférence en tant qu'exploitation de seconde vie à partir de voitures électriques) sont au premier plan. C'est sous la forme d'accumulateurs de quartier qu'ils sont les plus utiles et qu'ils contribuent en même temps à décharger les réseaux électriques. Grâce à la charge bidirectionnelle, les batteries des voitures électriques gagneront rapidement en importance. Les centrales de pompage-turbinage peuvent également être utilisées pour exploiter les surplus de production (par exemple à midi).  

• En cas de manque de capacité de la ligne, l'ultime solution est la régulation dynamique des pics de production PV au point de raccordement du bâtiment. 

Dans le scénario Swissolar, ce besoin d'importation résulte des hypothèses suivantes :  

• Mise hors service de toutes les centrales nucléaires suisses d'ici 2035 
• Les modifications législatives nécessaires pour renforcer les incitations pour les investisseurs et les adaptations dans la pratique d'autorisation n’interviendront vraisemblablement pas avant 2025. 
• Un développement encore plus fortement accéléré du photovoltaïque pourrait être retardé par des goulots d'étranglement sur le marché du travail. 

Dans d'autres scénarios, la sortie du nucléaire est fixée à 2045, ce qui réduit prétendument le problème des importations. On oublie cependant que, compte tenu de leur âge avancé, il faut s'attendre à des pannes de plus en plus fréquentes des centrales nucléaires suisses, ce qui aura une influence négative sur la sécurité d'approvisionnement.  

La dépendance de la Suisse vis-à-vis des importations en hiver a varié entre 1 et 10 TWh au cours des 20 dernières années. En revanche, dans le bilan annuel, les exportations ont généralement été excédentaires. Les Perspectives énergétiques 2050+ (scénario « Zero Basis ») de l'OFEN prévoient une dépendance d’importations dans le bilan annuel de 7,5 TWh (2030) et 12,7 TWh (2035). Selon la même source, la dépendance d’importations en hiver serait de 15 TWh (2035) et de 9 TWh (2050), soit plus qu'auparavant. Dans le scénario de Swissolar, le besoin annuel d'importation est d'environ 3 TWh (2035).  

Dans le contexte paneuropéen, une légère augmentation temporaire de la dépendance de la Suisse vis-à-vis des importations n'est en principe pas problématique au vu des plans de développement massif de l'énergie éolienne et solaire dans l'UE et, en particulier, des projets du gouvernement allemand. Le plus grand obstacle à la sécurité de l'approvisionnement en électricité réside toutefois dans l'absence d'accord sur le marché de l'électricité entre la Suisse et l'UE ; il convient d'agir rapidement dans ce domaine.  

Pour se prémunir contre des pénuries extrêmes durant cette période, le développement d'installations de couplage chaleur-force (CCF) selon le modèle d'assurance Powerloop (en allemand) est une mesure qui mérite d'être examinée.  

L'électricité produite par les nouvelles centrales nucléaires n'est pas compétitive par rapport à l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables, d'autant plus si les accidents nucléaires devaient être entièrement assurés. Le stockage définitif n'est toujours pas résolu et ne se reflète pas non plus entièrement dans les coûts de l'électricité. Une nouvelle centrale pourrait être mise en service au plus tôt dans 30 ans, et probablement bien plus tard encore si de nouveaux concepts, qui n'existent pour l'instant que sur le papier, doivent être mis en œuvre. Ce sera trop tard pour apporter une contribution déterminante à la décarbonisation. Pour ces raisons, les propositions de nouvelles centrales nucléaires n'augmentent pas la sécurité d'approvisionnement ; au contraire, elles retardent le développement des énergies renouvelables. 

L'influence la plus forte sur l'écobilan des modules PV est leur production principale en Chine, avec une part encore élevée d'électricité produite par des centrales à charbon. Malgré cet inconvénient, une installation solaire nouvellement construite en Suisse produit aujourd'hui 43 grammes d'équivalents CO₂ par kilowattheure (CO ₂eq/kWh), ce qui est trois fois moins que l'impact sur l'effet de serre du mix de consommation d'électricité en Suisse. La durée de remboursement énergétique d'une installation solaire en Suisse est d'environ 15 mois. Durant cette période, l'énergie nécessaire à la fabrication est compensée par la production de l'installation (comparaison au niveau de l'énergie primaire). Source : Treeze 2020, Factsheet PV electricity. Sur une durée de vie d'environ 30 ans, une installation photovoltaïque produit donc environ 20 fois plus d'énergie qu'il n'en a fallu pour la fabriquer.  

Avec le développement d'une industrie solaire en Europe sur l'ensemble de la chaîne de valeur, ces valeurs peuvent encore nettement s’améliorer. Parallèlement, les procédés de fabrication sont optimisés en permanence (moins de matériaux et d'énergie), ce qui produit le même effet.  

Le recyclage des modules photovoltaïques en fin de vie est financé grâce à une taxe anticipée de recyclage prélevée sur une base volontaire. Il est prévu que cette taxe devienne obligatoire à partir de 2024. D'un point de vue technique, le recyclage ne pose pas de problème puisque 90 % du matériau utilisé est du verre, qui est par exemple transformé en matériau d'isolation. Les modules en silicium, utilisés presque exclusivement en Suisse, ne contiennent pratiquement pas de matériaux toxiques ou rares. Les modules à couches minces, un peu plus délicats à cet égard, ne sont utilisés presque nulle part. 

• Si la politique donne un signal clair en faveur du développement de l'énergie solaire, davantage de personnes chercheront à travailler dans ce domaine, que ce soit en tant que personnes venant d'autres branches ou en tant qu'apprentis dans le nouvel apprentissage d'installateur/d’installatrice solaire qui sera proposé à partir de 2024.  

• Il n'existe actuellement pas de données précises sur le nombre de travailleurs dans le secteur solaire suisse. Swissolar estime à 12 000 l'effectif actuel des équivalents temps plein (ETP). Selon notre scénario, ce nombre sera d'environ 25 000 ETP dès 2030. Le secteur de l'énergie solaire deviendra donc un employeur encore plus important. Pour cela, différentes qualifications sont nécessaires ; au premier plan figurent la planification et le montage des installations. 

Aujourd'hui, plus des deux tiers des modules solaires installés en Suisse proviennent de Chine. Cette situation de quasi-monopole est problématique à plusieurs égards : les prix des modules augmentent actuellement en raison de goulets d'étranglement dans la production et le transport. De plus, le bouquet électrique utilisé en Chine présente un bilan écologique moins bon que celui de l'Europe et des reproches concernant les droits de l'homme n'ont pas encore été réfutés. Pour ces raisons, il est très important pour le développement rapide du photovoltaïque en Europe et en Suisse que des capacités de production soient mises en place sur l'ensemble de la chaîne d'approvisionnement en Europe également. Le programme « Next Generation EU », doté de 750 milliards d'euros et destiné à promouvoir l'économie après la pandémie, qui met fortement l'accent sur les énergies renouvelables, ainsi que la « Renewable Energy Directive » qui vise à atteindre une part de 32 % d'énergies renouvelables d'ici 2030, offrent notamment des opportunités en ce sens. L'intention du nouveau gouvernement allemand de promouvoir la production industrielle durable dans son propre pays est également significative. Avec ses instituts universitaires et ses fabricants de modules innovants, la Suisse dispose d'une excellente situation de départ pour y participer... malheureusement encore limitée par l'absence d'accord-cadre avec l'UE.  

Sur le marché libre de l'électricité, il n'y a guère d'incitation à construire de nouvelles capacités de production, quelle que soit la technologie. Actuellement, les prix sur le marché « day ahead » sont certes généralement supérieurs à 10 centimes le kilowattheure (ct./kWh), mais pendant de nombreuses années, ils se situaient entre 4 et 6 ct./kWh. Il est peu probable que le niveau élevé actuel soit maintenu longtemps après la disparition des effets spéciaux dus à la guerre. En Suisse, il n'est pas possible de construire de grandes centrales photovoltaïques comme en Allemagne, qui produisent à moins de 5 centimes d'euro par kilowattheure. Nos très grandes installations PV sur des bâtiments produisent à 6-8 centimes et à environ 15 centimes le kWh sur les maisons individuelles. De plus, la rétribution de reprise des gestionnaires de réseau de distribution ne couvre généralement pas les coûts de production de l'électricité solaire vendue (voir également la mesure 5). C'est pourquoi des incitations supplémentaires sont nécessaires pour les investisseurs.  

Les moyens disponibles pour la rétribution unique ne permettent qu'une augmentation annuelle maximale du photovoltaïque d'environ 1500 MW. Cette limitation est due, d'une part, au supplément réseau limité à 2,3 centimes/kWh et, d'autre part, aux différentes autres technologies qui sont encouragées avec les moyens du supplément réseau. L'encouragement séparé des grandes installations alpines sollicite également des moyens supplémentaires.  
Selon Swissolar, une augmentation du supplément réseau de 0,5 ct./kWh est suffisante pour augmenter la construction annuelle d'installations photovoltaïques. La possibilité de surendettement du fonds du supplément réseau permettra d’éviter qu'un « stop and go » comme celui de 2018, dû aux listes d'attente, se reproduise. 

La reprise et la rétribution de l'électricité produite à partir d'énergies renouvelables sont régies par l'art. 15 de la LEne. La formulation peu précise du montant de la rétribution d’achat (ou rétribution de reprise) a pour conséquence que ce tarif varie très fortement au sein de la Suisse : entre 3 et plus de 20 ct./kWh (voir www.pvtarif.ch). Pour les installations avec consommation propre, la rétribution de reprise est déterminante pour la rentabilité, compte tenu du faible soutien de la RU (30 % au maximum).  

Une décision de l’ElCom du mois de mai 2021 (en allemand) stipule que « pour le calcul des coûts évités pour l'acquisition d'énergie équivalente au sens de l'art. 15, al. 3, let. 1, LEne, il convient de prendre en compte aussi bien les coûts d'achat d'électricité auprès de tiers que les coûts de revient des propres installations de production ». Un recours contre cette décision a été déposé auprès du Tribunal administratif fédéral. De son côté, BKW adapte chaque trimestre sa rétribution d'achat aux prix du marché et a payé 22,86 ct./kWh au 4e trimestre 2021 (5,93 ct. au 1er trimestre 2021).  

Du point de vue de Swissolar, il faut en principe saluer le fait que les forces du marché entrent en jeu. Avec un prix du marché calculé sur une base trimestrielle, des fluctuations saisonnières apparaissent, ce qui peut inciter à une production accrue d'électricité en hiver, par exemple avec des installations en façade. Toutefois, il faudrait en même temps introduire des tarifs d'été et d'hiver différents pour les consommateurs.  

En parallèle, les investisseurs ont besoin de s'assurer que le tarif d'achat ne tombera jamais en dessous d'un seuil à fixer dans le règlement. Le passé a montré que les prix du marché de l'électricité peuvent être soumis à des fluctuations extrêmes qui n'ont qu'un rapport limité avec la demande. C'est pourquoi Swissolar propose, pour les installations avec consommation propre, un prix minimal qui se base sur le prix de l'énergie du produit électrique standard de l'approvisionnement de base. Cette réglementation pourrait être maintenue même après une libéralisation complète du marché de l'électricité. 

Dans le cadre de la mise en œuvre du MoPEC 2014, de nombreux cantons ont introduit une obligation de consommation propre pour les bâtiments neufs. Cela semble être accepté sans problème par la plupart des maîtres d'ouvrage : la possibilité d'une taxe de remplacement n'est guère utilisée, car dans de nombreux cas, une installation solaire est également un investissement rentable. Malheureusement, de nombreux maîtres d'ouvrage et architectes l'ignorent encore. Une obligation permettrait de combler cette lacune et d'encourager les innovations.  

Le potentiel est encore peu exploité lors des transformations. Une rénovation de toit sans installation solaire signifie qu'un tel toit est perdu pour la production d'électricité pendant au moins 20 ans. Si l'on y renonce aujourd'hui, on ne refera généralement rien sur le toit ou la façade avant au moins 20 à 30 ans, ce qui sera trop tard pour atteindre les objectifs dans les délais. Si l'on dispose déjà de l'échafaudage et des spécialistes sur place lors de la construction ou de la transformation, une installation solaire coûtera bien moins que si elle est montée ultérieurement. Nous ne pourrons donc pas éviter d'introduire une obligation de consommation propre dans tous les cantons et également pour les bâtiments existants (du moins en cas de transformation). D'autant plus qu'à l'avenir, les bâtiments auront besoin de plus d'électricité pour la mobilité électrique et le fonctionnement des pompes à chaleur. Ainsi, la production d'électricité propre au moyen d'une installation photovoltaïque devient de plus en plus intéressante sur le plan économique. 

La procédure d'annonce introduite en 2014 pour les installations solaires « suffisamment adaptées » (art. 18a LAT) a simplifié pour beaucoup la procédure d'autorisation de construire pour les installations solaires sur les bâtiments. La situation reste insatisfaisante pour les installations sur les façades et sur les objets protégés ou dans le domaine de la protection des sites. Pour ces derniers, les différentes interprétations de la formulation selon laquelle ces objets ne doivent « pas être affectés de manière significative » conduisent à une incertitude juridique. Dans un cadre limité, les installations photovoltaïques combinées à des cultures agricoles (agri-PV) sont également autorisées depuis juillet 2022, ainsi que les grandes installations alpines depuis octobre 2022.  

Outre les permis de construire communaux, il existe différentes obligations pour la construction d'installations photovoltaïques. Les prescriptions de raccordement des gestionnaires de réseau de distribution locaux sont au centre de ces contraintes. Malheureusement, ces obligations génèrent encore souvent des coûts supplémentaires inutiles, comme c'est le cas actuellement avec le document de la branche de l'AES « Raccordement au réseau à basse tension des installations de production d’énergie », qui exige un appareil supplémentaire coûteux, inutile ou même impactant la sécurité, dont les fonctions sont déjà couvertes par l'onduleur. D'autres organisations comme l'AEAI, l'ESTI, l'Association des locataires ou la Suva ont également, dans certains cas, introduit ou influencé politiquement des dispositions ou des recommandations qui entravent inutilement la construction d'installations solaires.  

Le traitement fiscal non uniforme des installations photovoltaïques par les cantons est également insatisfaisant. Avec l'initiative parlementaire 21.529 « Harmoniser la fiscalité applicable aux rétributions de reprise de l'électricité produite par les installations photovoltaïques », le président de Swissolar et conseiller national Jürg Grossen demande l'application uniforme du principe de la valeur nette (imposition de l'électricité fournie après déduction de l'électricité achetée) ainsi que l'introduction d'une limite de minimis. Le traitement fiscal de la rétribution unique n'est pas non plus clair. Elle constitue une réduction des dépenses et est considérée comme un paiement de compensation des coûts et ne représente donc pas, du point de vue de Swissolar, un revenu imposable.  

Dans presque tous les cantons, les particuliers peuvent déduire l'investissement dans l'installation PV sur des bâtiments existants en tant qu'entretien du bien immobilier dans leur déclaration d'impôts. Swissolar propose que cela soit également possible pour les nouvelles constructions.  

Au niveau communal, des taxes trop élevées pour les déclarations de construction d'installations solaires peuvent constituer un obstacle. 

Swissolar salue l'introduction de communautés électriques locales (CEL) proposée par le Parlement.

Les installations PV ne fournissent leur puissance nominale que pendant quelques heures par an. Dans les zones rurales en particulier, une adaptation des capacités des lignes à cette production de pointe aurait des conséquences financières importantes. C'est pourquoi il faut renforcer les efforts visant à utiliser l'électricité excédentaire de manière aussi décentralisée que possible, que ce soit pour charger des batteries (dans des véhicules électriques ou stationnaires) ou pour produire des gaz et des carburants synthétiques (« power to x »).  

Pour pallier à cette situation, il doit être possible de réduire les pics de puissance au point de raccordement au réseau. Cela permet d'installer davantage de puissance PV qu'aujourd'hui sur le réseau existant, dans les cas où la consommation locale est trop faible. Swissolar accorde la priorité à la régulation dynamique de la puissance : dans ce cas, l'exploitant de l'installation veille lui-même, en répartissant les charges, à ce que la puissance d'injection maximale convenue ne soit pas dépassée au point de raccordement au réseau. La mesure 9 (communautés énergétiques locales) montre comment ce réglage dynamique de la puissance pourrait se faire en intégrant des quartiers entiers. Il est également envisageable que, dans les régions où les capacités du réseau sont limitées, la puissance d'injection maximale au point de raccordement au réseau (où il n'existe pas de commande ou de batterie correspondante sur l'onduleur) soit limitée de manière fixe à 70 % de la puissance nominale. La perte de production qui en résulte n'est que de 1 à 3 % selon l'orientation de l'installation et ne devrait pas être indemnisée. Il est important de noter que la flexibilité appartient au producteur et doit être rémunérée. Malgré toutes ces mesures, des extensions ponctuelles du réseau seront malgré tout nécessaires, surtout dans le secteur agricole.

Les batteries stationnaires peuvent contribuer de manière décisive à l'utilisation efficace des réseaux existants, en particulier si elles sont gérées de manière à desservir non seulement des bâtiments individuels, mais aussi des quartiers entiers situés à des points appropriés du réseau. Aujourd'hui, les gestionnaires de réseau ne sont guère incités à construire des accumulateurs de quartier ou des stations « power to gas », car ceux-ci ne sont pas exonérés de la taxe d'utilisation du réseau, contrairement aux réservoirs de pompage. Les gestionnaires de réseau pourraient toutefois déjà verser une indemnité aux propriétaires privés de batteries de stockage pour qu'ils gèrent leur stockage de manière à ce qu'il soit utile au réseau.  

L'électrification du transport de personnes progresse rapidement. De ce fait, de plus en plus de batteries de stockage mobiles sont disponibles. Aujourd'hui, elles sont généralement monodirectionnelles et ne peuvent donc utiliser que les pics de production des installations solaires. Mais la charge bidirectionnelle devrait bientôt devenir la norme, ce qui permettrait à ces accumulateurs¹ de contribuer de manière significative à la sécurité de l'approvisionnement (compensation jour-nuit). Il faut toutefois disposer d'une infrastructure de recharge nettement plus importante qu'aujourd'hui pour que cette capacité de stockage décentralisée puisse servir à exploiter les surplus de production d'énergie solaire.  

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¹ Estimation de Swiss eMobility : 2 millions de voitures électriques d'ici 2035, ce qui correspond environ à une capacité de stockage de 14,5 TWh, 22 GW 

Une étude réalisée par Energie Zukunft Schweiz à la demande de l'Association suisse des constructeurs de systèmes de sécurité (SES) et de Swissolar a montré qu'une augmentation des tarifs de puissance accompagnée d'une baisse des tarifs de travail peut nuire à la rentabilité des mesures d'efficacité énergétique et de l'autoproduction. Une grande prudence est donc de mise dans ce domaine. La mesure 9 permettrait à de nombreux exploitants d'installations d'augmenter leur consommation et de mieux adapter celle-ci à la production.