Production mensuelle pour les trois scénarios
L’Office fédéral de l’énergie (OFEN) a publié cet été une étude, rédigée sur mandat par Basler & Hofmann AG à Zurich (B&H), sous le titre «“Studie Winterstrom” – Was kann die heimische Photovoltaik beitragen?», soit littéralement «Étude courant d’hiver en Suisse – Que peut apporter le photovoltaïque domestique?».
Elle part du constat que, durant ces dix dernières années, la consommation nationale brute d’électricité (y compris les inévitables pertes dues au réseau) a été de 62,9 TWh/an (milliards de kWh par an), et, en moyenne, de 34,5 TWh en hiver et de 28,4 TWh en été, la part hivernale représentant 55% du total et celle d’été 45%. La différence de 10% est importante.
Si l’on considère le photovoltaïque (PV) comme source d’électricité renouvelable, selon un rapport du PSI (« Potentials, costs and environmental assessment of electricity generation technologies – An update of potentials and electricity generation costs », C. Bauer, et al. ed., PSI, 2019), le potentiel technique du PV en Suisse serait de 67 TWh/an, soit 50 TWh/an sur des toits et 17 TWh/an sur des façades. L’étude de B&H admet qu’on en réaliserait environ une petite moitié, soit 30 TWh/an.
Si l’on n’optimise rien, mais continue d’installer le PV comme actuellement à l’initiative individuelle non coordonnée, il faudrait installer 30,8 GWc (milliards de watts-crête, avec un facteur de charge de 11,1%) pour un coût de 38,8 GCHF (milliards de francs). Il est évident que la production PV est plus abondante en été qu’en hiver, les parts étant de 73,7% en été et 26,3% en hiver, soit 7,9 TWh en hiver.
L’étude envisage deux variantes d’optimisation pour élever la part hivernale : une optimisation modérée hivernale qui élèverait la part hivernale à 34,3%, soit 10,3 TWh, et une variante avec une optimisation extrême hivernale à 47,7% (et non pas 52% comme indiqué par erreur dans le résumé de l’étude), soit 14,3 TWh ; mais, pour arriver à cette dernière, il faudrait aussi élever la puissance installée à 36 GWc pour assurer toujours sur l’année les 30 TWh (avec un facteur de charge de 9,5%).
Le coût de la variante modérée serait de 41,3 GCHF et celui de la variante extrême de 49,8 GCHF. L’optimisation se ferait de deux façons principales : en installant des modules PV plutôt en altitude (au-dessus de 800 m), principalement de façon bien orientée au sud et avec un angle plus pentu pour faire face au maximum au soleil hivernal, et aussi en utilisant bien davantage de modules en façade sud, ce qui entraîne l’importante hausse des coûts.
Ces coûts ne comprennent que ceux d’installation auxquels il faut encore ajouter les indispensables solutions de stockage journalier (par exemple, batteries pour assurer la consommation lorsque le soleil ne luit pas), soit assez facilement un doublement des coûts présentés dans l’étude.
Sans vouloir polémiquer, il est intéressant de rappeler que, pour 39 à 50 GCHF, on pourrait installer 4 à 5 réacteurs nucléaires EPR (à 1,65 GWe chacun et avec un facteur de charge de 90%), capables de produire entre 52 et 65 TWh/an, dont au moins 55% en hiver, soit entre 29 et 36 TWh, et cela de façon continue et garantie et sans besoin de stockage.
Christophe de Reyff
