Débâcle de l’industrie électrique suisse et transition énergétique allemande.

Plusieurs producteurs suisses d’électricité sont en difficulté financière depuis 2 ans à cause des prix bas du courant sur le marché européen, qui est de l’ordre de 4ct/kWh et souvent en-dessous de 2 cts. L’Allemagne est souvent montrée du doigt. Certains critiquent son usage immodéré du charbon, alors que d’autres accusent les énergies renouvelables excédentaires. Une analyse plus détaillée parait donc nécessaire pour y voir plus clair.

Il faut aussi relever la responsabilité de certains opérateurs suisses. Notre industrie électrique pourrait ne pas survivre si la politique ne reprend pas les choses en main. La situation présente oblige aussi à mettre en question certains aspects de la stratégie énergétique de la Confédération.

Les arguments donnés dans le résumé qui suit sont justifiés dans les deux sections suivantes. Les quantités d’énergie électrique sont données en Tera-Watt-heures (TWh). 1 TWh = 1 milliard de kWh. La Suisse produit et consomme approximativement 63 TWh/an.

1. Resumé

1.1 En Allemagne

La production d’électricité par les énergies renouvelables intermittentes (photovoltaïque et éolien, notées ERI plus bas) a surpassé la baisse du nucléaire en 2014.  Mais la production électrique d’origine fossile n’a pas diminué pour autant. Elle est supérieure à celle de l’an 2000 (Fig.1b). Et l’Allemagne produit deux fois plus de CO2 par habitant que la Suisse (Fig.2b).

Les ERI produisent 19.5% du courant électrique allemand en 2015, mais seul 11.5% (60% de 19.5%) sont consommés dans le pays. Les exportations nettes de courant ont fortement augmenté, de nulles en l’an 2000 à 50 TWh en 2015. Et leur variation en fonction des années montre qu’elles sont clairement proportionnelles à la montée  des ERI( Fig.1d).

Le pays ne peut donc pas gérer en interne la production aléatoire des ERI au-delà de 11.5% de sa consommation. Et la stabilité du réseau est assurée par des centrales à lignite et à charbon.

Totalement subventionné, l’excédent de production est vendu sans frein sur le marché européen (Fig.3a). Il fait chuter le prix de gros du courant à un niveau inférieur au prix de production toutes les sources, même le charbon (Fig.5)

Cette politique coûte très cher aux allemands, et met en danger l’industrie électrique de ses voisins.

1.2 En Suisse

Depuis quelques années, les producteurs suisses d’électricité sont obligés de vendre l’énergie électrique à perte, c’est-à-dire au prix de gros moyen européen. L’évolution des échanges de courant avec nos voisins montrent une augmentation spectaculaire des échanges commerciaux avec l’Allemagne depuis 2010 (Fig.3a). Là aussi, la corrélation est très claire avec l’excédent de production mentionné plus haut.

Les difficultés des producteurs suisses est due en partie à la libéralisation du marché européen, et en particulier au marché EPEX-SPOT crée par l’Autriche, l’Allemagne , la France et la Suisse en 2008. Les distorsions de concurrence (gros excédents hautement subventionnés et garantis d’achat par l’Allemagne) dans ce marché libre expliquent une partie du problème. Le reste est imputable aux distributeurs suisses non-producteurs. Les chiffres montrent que deux-tiers de notre production est exportée, et compensée par autant d’importations par les distributeurs qui n’achètent pratiquement plus de courant indigène (Fig.4). Le tout à prix cassé dans les deux sens.

Il apparait donc que la plupart des distributeurs agissent contre l’intérêt public alors que ce sont sont principalement des entreprises publiques ou para-publiques. De plus, elles sont souvent actionnaires des sociétés de production, et travaillent aujourd’hui à la perte de ces dernières. Tout cela sans même faire bénéficier financièrement leur clients captifs du prix presque nul du courant qu’elles achètent.

A court terme, la politique devrait donc reprendre le contrôle pour assurer la survie de l’industrie de production électrique. La décision récente du parlement d’accorder une subvention de 1ct/kWh au gros hydraulique ne suffira pas. Ni la décision du DETEC de reporter la libéralisation totale du marché électrique.

Il faudra plus et mieux pour sauver nos barrages. Et garantir l’approvisionnement et la stabilité du réseau à long terme. Une issue possible consiste à prioriser la production nationale. En cas de dumping de fait mettant en danger un domaine d’importance vitale pour le pays, les règles de l’OMC le permettent explicitement et simplement. On peut voir un projet de loi dans ce sens dans [10].

La politique de transition énergétique allemande est une fuite en avant ruineuse pour ses consommateurs et pour son industrie électrique. Elle fait aussi du pays un des cancres du continent en matière climatique.

Curieusement, c’est le modèle que le DETEC veut imposer à notre pays avec la Stratégie Energétique 2050 (SE2050). On peut estimer le coût de cette dernière à environs 4 milliards CHF/an, soit 140 milliards d’ici à 2050. A population égale, ce chiffre n’est pas très différent du prix de l’Energiewende allemande qui coûte aujourd’hui 30 milliards d’Euros/an.

Là aussi, la politique devrait reprendre la main. Et demander au DETEC de revoir sa copie en profondeur à la lumière de la situation présente.

2. Production électrique allemande

Les données officielles allemandes  publiés dans [1] sont résumées dans la Figure 1. On voit (Fig.1a) que la source fossile domine la production électrique à niveau presque constant depuis 1990. Mais (Fig.1b) indique que le charbon a perdu en importance. L’usage de la lignite a diminué entre 1990 et et 1999 consécutivement à la réunification du pays. D’anciennes centrales peu efficaces d’Allemagne de l’Est ont été remplacées à cette époque par de meilleures unités. Mais son usage a ré-augmenté de 14% entre 1999 et 2015.  Le piètre bilan carbone de la lignite se reflète dans la production de CO2 du pays [2]. La Figure 2a montre que la production de CO2 d’origine électrique est presque constante depuis 25 ans, alors que le reste de la consommation fossile du pays a diminué. Mais depuis 2009, la production de CO2 par habitant a légèrement augmenté (Fig.2b) [2,3] . Et  la Suisse fait mieux [4,5], presque deux fois moins d’émissions en valeur absolue, et -21% en tendance depuis 2000 pour seulement -10% pour l’Allemagne. Donc, si l’argument d’une augmentation massive de l’usage d’agents fossiles pour la production électrique n’est pas correct, l’image d’une Allemagne respectueuse du climat grâce à l’usage d’énergies renouvelables est grossièrement erronée.

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2.1 Pourquoi une forte augmentation des exportations allemandes ?

La production d’électricité d’origine renouvelable a dépassé celle des centrales nucléaires en 2010 (Fig.1a). Le dépassement par les énergies renouvelables intermittentes (photovoltaïque et éolien, notées ERI plus bas) est intervenu en 2014 (Fig.1c). Et ces productions dépassent la baisse du nucléaire. En parallèle de a cette augmentation, les exportations nettes de courant ont fortement augmenté, de nulles en 2000 à 50 TWh en 2015 (Fig.1c).

Le très bas prix du kWh sur le marché européen n’incite pas à une sur-production électrique, alors que l’excédent ne peut qu’être exporté et presque toujours à perte, puisque même le prix de la production des sources fossiles est souvent supérieure au prix du marché international. Pourquoi l’Allemagne s’obstine-t-elle donc à maintenir sa production fossile à niveau élevé?

On trouve la réponse avec la Figure 1d. Si l’on excepte un gros creux d’exportation en 2010, consécutif à l’arrêt de plusieurs centrales nucléaires (voir les dents-de scie descendantes de la ligne noire de la figure), l’énergie  exportée (courbe rouge) est pratiquement égale à 40% de la production des ERI (courbe bleue pointillée) et ce depuis 2003.  Cette corrélation ne doit rien au hasard. L’intermittence peu prévisible des ERI oblige à maintenir un niveau élevé de production contrôlable (hydraulique de barrages et/ou centrales à gaz) et en ruban (hydraulique au fil de l’eau, nucléaire ou charbon). Et l’Allemagne n’a, comme le reste du monde, pas de moyens de stockage massifs de l’énergie électrique qui permettraient d’absorber la production aléatoire.

On voit donc que l’Allemagne est forcée de maintenir sa production fossile à un niveau (350 TWh/an au lieu de 300 TWh/an en 2015) plus élevé que nécessaire à sa consommation. Ceci à cause de sa production à base d’ERI, dont le rachat total est garanti, et à son prix de revient. Et l’excédent doit être exporté à perte, en saturant erratiquement le marché européen pour le malheur de ses voisins.

 

La production électrique d’ERI est 126 TWh en 2015, soit 19.5% de la production électrique totale. Mais seulement 60% (11.5% du total) est gérable et consommé dans le pays. Les 40% restants (50 TWh) doivent être exportés pour éviter des fluctuations ingérables du réseau. On doit donc s’inquiéter en Suisse. Si l’Allemagne continue d’augmenter sa production éolienne et photovoltaïque, le supplément sera certainement intégralement exporté.

Les excédents exportés ne sont donc ni ceux de la lignite ni ceux des ERI à strictement parler, mais dûs globalement à une politique énergétique un peu aveugle et absurde, qui consiste à produire une électricité très chère qui ne peut qu’être partiellement consommée dans le pays. Elle coûte 30 milliards de francs par an aux allemands, et fait du pays un des cancres du continent en matière climatique.

Par contraste avec le cas allemand, la France qui exporte beaucoup aussi ne pose aucun problème à ses voisins. Ses exportations physiques vers la Suisse sont stables depuis 15 ans et à niveau assez élevé, 10TWh/an (voir Fig. 3e), sans incidences notables ou négatives sur la formation des prix.

2.2 La crise financière et économique de 2008

Il faut encore noter un point. Il est souvent écrit que le bas prix du courant sur le marché de gros européen est dû à des surcapacités de production consécutives à la crise économique et financières de 2008. La figure 5a [12] montre que ce n’est pas le cas. Le prix du MWh est toujours resté au dessus de 50€ depuis 2005 en France. La baisse de prix s’amorce en France et en Allemagne en 2012 pour ne plus s’interrompre (Fig.5b). Même le tarif régulé français (ARENH) a cédé en novembre 2014. La baisse  est encore plus forte en Allemagne. Et le prix français a touché la limite des 25€ en février 2016 [13]. Là encore, la corrélation des baisses de prix (Fig.5b) est très marquée avec les exports et la production d’ERI allemands (Fig.1d), ainsi qu’avec les échanges commerciaux de courant Allemagne/Suisse (Fig3a, voir plus bas).

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3. Le marché électrique suisse

Depuis quelques années, les producteurs suisses d’électricité sont obligés de vendre l’énergie électrique à perte, c’est-à-dire au prix moyen européen qui est plus bas que le prix de revient de n’importe quelle production. La Figure 3 [7] nous montre la source du problème. Les Figures 3a,b,c donnent les quantités commerciales d’énergie électrique échangées avec nos voisins allemands, français et italiens. Les quantités sont régulières depuis 15 ans avec la France et l’Italie, sans dommages connus pour notre industrie électrique. Mais on voit une augmentation spectaculaire des échanges commerciaux avec l’Allemagne depuis 2010, alors que les échanges physiques de courant sont stables (Fig. 3d). Cette augmentation est donc artificielle. Et elle coïncide parfaitement avec la courbe pointillée de la Figure 1d. D’ailleurs, elle disparait en 2013, quand l’OFEN n’a plus retenu pour sa statistique que les échanges de courant hors transit à travers le pays et liés à des achats physiques. Ce phénomème illustre bien le fonctionnement d’un marché artificiellement excédentaire. La production circule commercialement dans tout l’Europe, mais virtuellement, jusqu’à trouver un acheteur à prix presque nul. Et ceci principalement à cause de la production allemande.

Mais pour qu’en Suisse les producteurs ne puissent plus vendre leur courant à prix raisonnable, il faut que les acheteurs locaux ne se servent plus chez eux. Les échanges physiques totaux avec l’extérieur (tous pays confondus) pour 2015 sont donnés dans la Table 1 (source: [7], voir aussi l’article de C. de Reyff [8]). On voit que la Suisse importe, et exporte, 43 TWh/an, pour une consommation directe de la production indigène de 20 TWh, la production et la consommation étant de 63 TWh/an. Donc, les deux-tiers de notre production disparait dans le “mix” européen à prix cassé, duquel on importe deux-tiers de notre consommation. Qui achète ce mix européen ? Et pourquoi ? Les nécessités saisonnières (voir Table 1, dernière ligne) ne peuvent expliquer qu’une petite fraction de ce phénomène.

Les CFF auto-produisent 5 TWh et ne contribuent pas à l’export/import. En 2014, 9TWh (sur 19 TWh potentiels) étaient achetés sur le marché libéralisé pour les gros consommateurs [9]. Cette ouverture a été instaurée en 2009. Reste 49TWh, qui pour l’essentiel transitent par les sociétés de distributions. Ces sociétés achètent donc 34 TWh du ‘mix’ européen et seulement 15 TWh de la production suisse (voir Fig. 4). Cela est rendu possible par une autre libéralisation, introduite de manière assez discrète en 2008. Quatre pays (A,D,F et CH) ont crée la bourse EPEX-SPOT où chacun des pays membres peut acheter et vendre du courant sans limitation, avec comme but de faire baisser les prix le plus possible [15].  Ce qui pourrait se révéler positif  à long terme dans un vrai marché non-biasé (bien que l’électricité, non-stockable, ne s’y prête pas nécessairement),  ne peut pas fonctionner avec de grosses quantités de courant totalement subventionné avec garantie d’écoulement et produits de façon aléatoire (voir plus haut avec l’exemple allemand). Les producteurs de courant de base à gros investissements immobilisés sont nécessairement perdants. Et les distributeurs ont vu leur avantage à se désolidariser des producteurs.

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Dans notre pays certains distributeurs sont aussi producteurs (BKW produit 10 TWh/an) et vendent leur production à leurs clients captifs. Les sociétés purement distributrices n’achètent donc pratiquement plus la production suisse (Fig.4). La deuxième composante du problème des producteurs est donc là. On doit s’ étonner que beaucoup de distributeurs agissent contre l’intérêt public alors que ce sont sont principalement des entreprises publiques ou para-publiques. De plus, ils sont souvent actionnaires des sociétés de production, et de fait travaillent aujourd’hui à la perte de ces dernières. Tout cela sans même faire bénéficier financièrement leur clients captifs du prix presque nul du courant qu’elles achètent.

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4. Demain

Aujourd’hui en Suisse le marché de l’électricité est libéralisé de fait, puisque les distributeurs affranchis de la production sont libres de s’approvisionner sur le marché européen, même si leur clients captifs n’en profitent pas. Et le marché européen est complément faussé, parce que sa libéralisation cohabite avec une production d’ERI subventionnée avec garantie d’achat. A court terme, la politique devrait donc reprendre le contrôle pour assurer la survie de l’industrie de production électrique. La décision récente du parlement d’accorder une subvention de 1ct/kWh au gros hydraulique ne suffira pas [18]. Ni la décision du DETEC de reporter la libéralisation totale du marché électrique [16].

Il faudra plus et mieux pour sauver nos barrages. Et garantir l’approvisionnement et la stabilité du réseau à long terme. Une issue possible consiste a prioriser la production nationale. En cas de dumping de fait mettant en danger un domaine d’importance vitale pour le pays, les règles de l’OMC le permettent explicitement et simplement. On peut voir un projet de loi dans ce sens dans [10].

5. Après-demain

La politique de production électrique allemande fait baisser le prix de gros du marché européen à presque rien mais fait payer le kWh près de 40ct. à ses habitants. Elle s’apparente à une fuite en avant incontrôlée, qui ne contrôle même pas un de ses but premiers, l’amélioration climatique par la diminution de production de gaz carbonique.

Curieusement, c’est le modèle que le DETEC veut imposer à notre pays avec la Stratégie Energétique 2050 (SE2050). On peut estimer le coût de cette dernière à environs 4 milliards CHF/an, soit 140 milliards d’ici à 2050. A population égale, ce chiffre n’est pas très différent du prix de l’Energiewende allemande qui coûte aujourd’hui 30 milliards d’Euros/an.

Mais la situation sera plus difficile pour la Suisse qui ne pourra pas exporter aussi facilement que la présentement puissante Allemagne ses surplus d’ERI. La SE2050 prévoit de 23% à 29% d’ERI dans la production électrique suivant le scénario choisi. Ceci alors que l’Allemagne avec 20% doit en exporter presque la moitié. Et notre pays n’a ni charbon ni lignite. Les compléments fossiles seront nettement plus cher pour nous.

De plus, le DETEC pense que les économies d’énergies prévues ( de -30% à 42% selon le scénario choisi) maintiendrons la facture au niveau donné ci-dessus. Mais les prévisions de croissance de population utilisées (9 million d’habitants en 2050,  +11%) ne sont pas réalistes . Dans son scénario médian, l’Office Fédéral de la Statistique prévoit 10 million d’habitants en 2045 (+22%) [17]. Les besoins d’énergie pour les habitations et infrastructures supplémentaires rendront ces niveaux d’économies illusoires. Et le bilan CO2 global du pays augmentera, et sa taxe avec, même si la consommation individuelle n’augmente pas. La facture pourrait donc être hors de contrôle.

Là aussi, la politique devrait reprendre la main. Et demander au DETEC de revoir sa copie en profondeur à la lumière de la situation présente.

Reférences

[1] http://www.ag-energiebilanzen.de

pour télécharger, choisir :  Stromerzeugung nach Energieträgern 1990 – 2015 (Stand 28.01.2016)

[2] http://www.umweltbundesamt.de/daten/klimawandel/treibhausgas-emissionen-in-deutschland

[3] http://perspective.usherbrooke.ca/bilan/tend/DEU/fr/SP.POP.TOTL.html

[4] http://www.bafu.admin.ch/klima/13879/13880/14487/index.html?lang=fr

[5] http://www.bafu.admin.ch/umwelt/indikatoren/08557/08562/index.html?lang=fr

[6] http://www.bfe.admin.ch/themen/00526/00541/00542/00630/?lang=fr&dossier_id=00769

[7] http://www.bfe.admin.ch/themen/00526/00541/00542/00630/index.html?lang=fr&dossier_id=00765

[8] https://clubenergie2051.ch/2016/04/08/lallemagne-montre-une-fois-encore-un-bilan-energetique-avec-795-dagents-fossiles-mais-grace-aux-subventions-elle-pratique-des-prix-de-%EF%BB%BFdumping-pour-lelectricite-exportee/#more-2005

[9] http://www.letemps.ch/economie/2014/06/12/prix-bas-accelerent-ouverture-marche-electrique-suisse

[10] https://clubenergie2051.ch/2016/04/28/debacle-de-la-production-electrique-suisse/

[11] Perspectives énergétiques 2050, OFEN , 2013,  http://www.bfe.admin.ch/themen/00526/00527/06431/index.html?lang=fr&dossier_id=06420

[12] Baisse des prix de gros de l’électricité, causes, perspectives et conséquences, J. Teddé, mars 2015, http://www.energie2007.fr/images/upload/opera_energie_prix_electricite_analyse_julien_tedde.pdf

[13] http://opera-energie.com/prix-de-gros-de-lelectricite-baissent-factures-consommateur/

[15] http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/bourse-de-l-electricite-marche-europeen

[16] https://www.letemps.ch/economie/2016/05/09/marche-dont-plus-personne-ne-veut

[17] http://www.bfs.admin.ch/bfs/portal/fr/index/themen/01/22/publ.Document.194812.pdf

[18] https://www.parlament.ch/fr/services/news/Pages/20160531110725298194158159041_bsf057.aspx

 

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17 commentaires pour Débâcle de l’industrie électrique suisse et transition énergétique allemande.

  1. Permettez-moi de suggérer de vérifier d’abord
    – si la production d’électricité par un mix éoliennes/ photovoltaïque/ hydraulique est physiquement faisable … Trouver dans le blog « Toutes les énergies » la démonstration de 2014 par l’article «Remplacer Mühleberg nucléaire ? Exclu ! » … que ce n’est pas le cas ! Pour les Suisses, cela signifiera massivement des importations (gaz ou électricité).
    – à quel point la législation contre la concurrence déloyale suisse (et de l’OMC) est violée – et combien l’Etat n’a rien fait pour s’y opposer … Ce sont TOUS les producteurs suisses d’électricité qui vont être ruinés par cette pagaille. Ma proposition: lire l’article «COPNATEN, …» de 2016

  2. Ping : SE2050 : 21 mai + 8 , le retour sur terre. | clubenergie2051.ch

  3. Ping : ClubEnergie2051.ch recommande de voter non à la Stratégie 2051 le 21 mai 2017. Les arguments en bref. | clubenergie2051.ch

  4. J-Bernard Jeanneret dit :

    Commentaire d’Isabel balitzer du23.11.2016 :

    ——————————————————————————-
    Bonjour,
    ma question s’adresse je pense à M. Jeanneret qui signe l’intéressant article de juillet 2016 sur la débacle de électricité suisse. J’ai entendu dire que nos barrages hydrauliques ne « tournaient » pas à 100 % de leur capacité (turbinage compris). En effet, comme ces barrages occasionnent des pertes, le propriétaire majoritaire se contenterait de produire une quantité d’électricité considérée comme « acceptable ». Passé ce seuil, le trou des déficits deviendrait insupportable (si cela ne l’est déjà, puisque nos barrages sont à vendre !). J’aimerais savoir
    – si cela est exact ?
    – quelle est la capacité maximale de production de nos barrages suisses (avec le stockage de l’électricité, actuel ou futur (développement en cours))
    – combien cette capacité maximale représenterait de % par rapport à la consommation suisse
    Mon commentaire : l’électricité de nos fantastiques barrages (que la planète entière nous envient, soit dit en passant), couplé à l’hydroélectrique au fil de l’eau, devrait, à plein rendement, (avec stockage) être la 1ère source de notre électricité, la seconde étant les panneaux solaires. Je suis plus dubitative sur les éoliennes industrielles, à 9 millions par machine, et un écobilan négatif sur plusieurs plan (construction, santé, paysage, voire production, etc…).
    Je vous remercie d’ores et déjà de m’éclairer sur ce sujet complexe (je ne néglige pas les contraintes internationales) et vous adresse mes cordiales salutations.
    isabel balitzer
    ——————————————————————————-

    Commentaire :

    D’abord les questions
    ———
    “Les barrages qui ne tourneraient pas à 100%” :

    La statistique de production depuis l’an 2000 (ci-dessous) montre qu’ils tournent certainement au maximum.
    Il faut tenir compte des fluctuations de pluviométrie et de fonte des neiges, mais les années récentes sont les meilleures depuis 2001.

    Production hydro-électrique en TWh (voir plus bas pour la définition) :
    2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
    37.9 42.3 36.5 36.4 35.1 32.8 32.6 36.4 37.6 37.1 37.5 33.8 39.9 39.6 39.3
    (source : Statistique suisse de l’électricité 2014, OFEN)

    Pour le pompage-turbinage c’est plus compliqué. Le processus de pompage occasionne des pertes (frottement dans les conduites, pertes dans les moteurs électriques). De même au turbinage. L’exploitant doit acheter 1.25 kWh pour pomper et en restitue 1kWh au réseau lors du turbinage. Les distributeurs achetant presque tout au prix du marché européen (voir le rapport), l’exploitant perdra de l’argent s’il doit turbiner à un prix du marché inférieur de 25% à son prix d’achat (sans compter les frais d’exploitation).

    Les constructions d’installation de pompage-turbinage ont été fortement encouragées par le DETEC. Mais après le début des constructions, le même DETEC a décidé de s’associer au marché de gros européen, qui libéralise complètement, mais tout en donnant la garantie d’écoulement aux renouvelables totalement subventionnés. Les conséquences sont sévères pour les investisseurs. On ne peut pas leur demander de pomper à perte sans compensation.

    ———
    Pour la capacité de production , en absolu (unité : 1TWh = 1 Tera-Watt-heure = 1000 millions de kWh comme dirait le capitaine Haddock), et en fraction :

    Production totale du pays en 2014 : 69.6 TWh
    dont :
    hydro 39.3 TWh 56 % (fil de l’eau : 17.2 TWh, barrages accumulation : 22.1 TWh)
    nucléaire 26.3 TWh 38 %
    autres 4.0 TWh 6 %
    total 69.6 TWh 100 %

    Potentiel d’augmentation hydroélectrique :
    – selon DETEC : 2 à 3 TWh
    – selon Association Suisse d’Aménagement des Eaux : au mieux, 4 à 5 TWh
    https://www.swv.ch/fr/Documents/Fiche-d-information-28Download-Ordner29/Fiche-d-information_Potentiel-force-hydraulique_ASAE-2012.pdf

    L’hydroélectricité est bien notre première source de courant.
    Mais on voit que le potentiel d’augmentation est modéré.

    Dans la stratégie énergétique 2050 (SE2050), la production photovoltaïque (PV) : 11 TWh et Eolienne : 4 TWh , Total 15 TWh, ne compenseront pas la production nucléaire actuelle. Et le parlement a réduit le total des deux à 11 TWh. A consommation constante, il manquera 15 TWh. Le DETEC pense à une baisse de consommation. Mais l’Office Federal de la Statistique prévoit une augmentation de population de 22% . Et le DETEC veut réduire la consommation de combustible et carburants fossile de 50% (engagement COP21). Ce qui exigera des pompes à chaleur (chauffage des immeubles) et des voitures électriques.

    De fait, le nucléaire sera remplacé surtout par des centrales à gaz. Et tant pis pour le climat.

    ———
    Commentaire:

    Donc, oui , les pauvres 3-4 TWh des éoliennes n’aideront pas à grand-chose. Il faudrait installer 800 machines de 3 MW. Le Plateau n’est pas assez venté. Seul le Jura a un potentiel à peu près adéquat sur 120 km de long et 20km de large. Ce qui donne une machine par pièce de 3km2 de terrain. Elle ne peuvent pas être serrée à plus de une machine par km2. On en verrait donc en vue directe à proximité partout. C’est tout simplement impensable. Même sans considérer les coûts élevés (rachat RPC garanti à 20ct/kWh, sans compter le renforcement nécessaire du réseau, alors que l’hydraulique est environs 6-9cts).

    La SE2050 est un très mauvais projet. Et très cher. Il serait bon de reprendre le problème a zéro, en se donnant dix ans de réflection et d’étude calmes. Avec, à mon point de vue, l’objectif climatique et l’extinction des réserves fossiles comme priorités.

  5. Marc M dit :

    Merci pour cette article de qualité même s’il transpire le pro-nucléaire et anti-le-reste.
    Cependant il me semble qu’il souffre de 2 sous-estimation dont les conséquences ne sont pas négligeable.
    La première est de considérer les pays (par exemple l’Allemagne) comme responsable des moyens de productions mis en œuvre, comme si c’était la chancelière qui décidait au jour le jour si on active ou pas un centrale au lignite. Ce n’est pas le cas, chaque pays décide du cadre, de bonus/malus, mais ensuite ce sont les distributeurs qui font leur choix d’achat. Il n’y a pas donc d’Allemagne qui a décidé de produire avec du charbon mais plutôt l’Allemagne n’a pas mis de taxe pollution sur l’électricité à base de charbon/lignite… et la Suisse non plus.
    La deuxième c’est de se méprendre sur l’ordre des mise en route des moyens de production. Il est à la fois juste et faux de dire que les Enr ont une priorité d’accès au réseau. En réalité, le système fonctionne sur base du coût marginal croissant : une fois toutes les centrales électrique construite, utiliser l’énergie éoliennes/PV ne coûte quasi rien de + comparé à ne pas l’utiliser (un peu d’usure, un peu d’entretien), elles sont donc utilisée en premier. Ensuite le charbon/lignite (coût du charbon faible) le nucléaire (faible coût du combustible), puis seulement le gaz (combustible un peu + cher).
    Ces deux points mis ensemble, cela explique bien mieux pourquoi la part du charbon/lignite n’a pas baissé en Allemagne alors que les EnR ont augmenté : tout simplement parce qu’il existe d’autres moyens de production qui « rapportent » plus à être mis temporairement à l’arrêt (le gaz par exemple vu son coût de combustible supérieur). Si le coût marginal du charbon/lignite était plus élevé (par exemple taxe non symbolique sur la pollution), chaque jour ensoleillé diminuerait d’autant la consommation de charbon.
    Il reste une question en suspens : pourquoi des barrages vieux de 10aines d’années ont ils un coût de production aussi élevé ? y a-t-il des frais d’entretien si important ? ou sont-ils comme on le lit parfois aussi victime du niveau de taxation de certains cantons ? ou d’un fort endettement des sociétés concernés qui ont préférés (ou à qui le politique à imposé) de distribuer des dividendes au lieu d’amortir les emprunts historiques ?
    Avant de rendre l’Allemagne responsable des maux de ses voisins, il serrait bon de se poser la question. Surtout que l’article laisse clairement conclure que si les société distributrices suisses avaient l’économie locale et non le prix d’achat en premier critère, la Suisse n’aurait aucun problème avec les prix bas internationaux, elle en tirerait même profit avec le pompage. Bref, deux problèmes interne à résoudre.

  6. J-M Chapallaz dit :

    En complément de cette discussion, il faudrait aussi parler du coût du stockage de l’électricité via le pompage-turbinage hydraulique existant ou à réaliser. Dans le calcul du prix il faut considérer:
    a) le coût financier (intérêts – amortissement de l’investissement) et d’exploitation de l’usine de pompage turbinage, qui peut être estimé à environ 8cts/kWh
    b) Il faut ajouter les frais de transport HT entre les parcs éoliens et la centrale de pompage-turbinage, (utilisation réseau Swissgrid), estimés à 1.5 cts/kWh

    Ceci donne un total estimatif de environ 9.5cts/kWh

    c) les pertes énergétiques pour le pompage d’une part et le turbinage d’autre part, comprenant pertes de charges de la conduite forcée, rendement turbine et rendement générateur. Le rendement global « aller-retour » sera de l’ordre de 75%, soient 25% de pertes, ce qui conduit à une augmentation du prix du courant utilisé pour le pompage d’un facteur 1.33 à sa réinjection.

    Si le prix du kWh éolien reste à 20cts/kWh (tarif RPC), le prix de l’électricité réinjectée après stockage sera de 26.5cts /kWh

    Si par miracle le prix de revient éolien atteint 7cts /kWh (prédictions D. Brélaz), le prix après stockage sera de env. 9.5cts/kWh

    Au total, le prix de revient de l’électricité éolienne au départ usine pompage – turbinage après stockage hydraulique sera donc

    • au tarif RPC actuel de 20cts/kWh: 9.5 + 26.5 = 36 cts/kWh
    • au tarif miracle dit « tarif éolien Brélaz » de 7cts/kWh: 9.5 + 9.5 = 19cts/kWh

    Ces prix de production seront à comparer avec le prix du marché de l’ordre 4-5cts/kWh, ou au prix de production hydraulique suisse de environ 8cts/kWh

    Qui payera la différence ?
    Le citoyen bêta via une taxe supplémentaire spéciale sur le stockage, de type RPC-stockage, pour que le prix de cette électricité soit ramenée au prix du marché ou bien les milieux économiques et aussi écologistes accepteront-ils de payer le vrai prix de l’électricité, et non pas le prix d’un marché « libéralisé » faussé par moult subventions ?

    J-M Chapallaz
    Ingénieur EPFL/SIA

    • Marc M dit :

      Vous supposez un prix d’une installation de pompage-turbinage égale au prix d’une installation de turbinage. Hors soit on crée des barrages dédié au pompage-turbinage et le prix serrait supérieur. Soit on rajoute du pompage à une installation de turbinage et le prix en est une fraction (le pompage n’augmentant pas le prix « fixe » de l’installation de turbinage déjà amortie via sa production actuelle).
      Vu la faible part de barrage effectuant du pompage, il serrait logique de commencer par l’ajout là où c’est possible et donc le prix à retenir me semble être une fraction de 8cts/kWh… disons 4cts/kWh pour être pessimiste.
      Vous supposez un prix du courant constant, hors le pompage-turbinage est par essence même basé sur une différence de prix entre les heures de pointes et creuses. Par conséquent il serrait plus juste de calculer ainsi :
      Coût d’investissement : 4cts/kWh
      prix transport HT 1.5cts/kWh (même si je ne suis à nouveau pas d’accord, une utilisation supplémentaire du réseau en heure creuse ne « coûte » rien de plus que l’existant… l’existant étant déjà payé, soit son prix diminue, soit l’ajout coûte 0.)
      Prix du courant acheté en heure creuse de surproduction EnR ~0… disons 1cts/kWh (on a même vu des prix négatif en Allemagne). Ma supposition mériterait d’être comparée avec 10% de prix minimaux que paye les grosses industries en heure creuse.
      Prix du courant produit par turbinage en comptant les pertes du au pompage : 1 x 1.33 = 1.33cts/kWh
      le prix de l’électricité réinjectée en heure de pointe est donc de 4+1.5+1.33 = 6.83cts/kWh
      Ce prix n’est pas à comparer avec un prix moyen du marché de 5cts/kWh mais avec le prix moyen des heures de pointe. C’est d’ailleurs ainsi que la Suisse à une balance commerciale très positive pour l’électricité (import en heure creuse, export en heure de pointe)
      De même comparer avec le prix de revient passé ou futur de l’éolien en moyenne annuelle n’a aucune importance vu que le pompage ne fonctionne pas en permanence.

  7. Pascale Hoffmeyer dit :

    Bonjour et grand merci pour ces explications. C’est très important de pouvoir bénéficier des compétences de tout le monde dans le milieu opaque de l’énergie. Au bout du compte le citoyen est un pantin que l’on essaie d’écarter du débat.Je suis tout-de-même sidérée par le manque de sérieux de nos parlementaires sur les aspects techniques de la transition énergétique. Tout comme leur incapacité à revoir le système de la RPC d’ailleurs qui n’est pas optimal et qui mériterait un débat en profondeur. Pour moi, défendre des nouveaux centre de production d’énergie au détriment de la nature, déjà largement mise à contribution par le monde industriel, sans remettre en question notre fonctionnement global, n’a aucun sens. Tout comme agir sans tenir compte des populations impactées sous prétexte d’intérêt général. Rien ne sera jamais optimal et correct dans ces conditions. Les sympathisants de l’énergie du vent ne valent pas mieux que les autres sur ce terrain-là et ils se permettent de se déclarer « évolutionnaires », on n’évolue pas en méprisant les autres. Un paramètre que semble négliger M. Brélaz, les verts ont cette tendance de se positionner au-dessus de tous sous prétexte de propreté et de renouvelable! Pff…

  8. J-Bernard Jeanneret dit :

    A : P. Hoffmeyer

    Tout d’abord concernant cette nouvelle obligation allemande de stockage au pied de l’éolienne. Curieusement je n’ai rien trouvé. Mais j’ai fait des recherches avec des mots-clés anglais et français seulement, je maîtrise trop mal l’allemand. Donc, le doute reste. Mais j’ai trouvé un exemple de tel stockage à Feldheim, où existe un parc eolien de 42 machines pour 81 MW installés. Un bâtiment contient des batteries Li-ion pour une puissance de 10 MW et une capacité de stockage de 10 MWh , voir :
    http://cleantechnica.com/2015/09/21/new-10-mw-storage-plant-opened-feldheim-germany-europes-largest/.

    Le parc produit annuellement plus de 140 GWh. Avec 100 cycles/an, les batteries peuvent gérer 1 GWh, donc 1% du tout. Soit un très léger ecrétage. L’installation a coûté 14 MCHF (subventionné à 40%). Avec une durée de vie effective de 10 ans, un rendement de stockage de 85% et un doublement du prix pour amortissement, intérêts et entretien, le kWh stocké revient à 33ct. A ajouter aux 20ct/kWh de l’éolien Suisse. C’est coûte cher et ça ne résout presque rien concernant l’intermittence, juste un peu de lissage à court terme pour le réseau. Il vaudrait certainement mieux stopper les machines en cas d’excédent. Des batteries sulfure de sodium (NaS) ont une durée de vie un peu meilleure (15 ans) mais doivent être maintenues à 350 degrés continûment.

    La vraie question est celle du stockage saisonnier.

    Aujourd’hui, la Suisse consomme en gros 65 TWh électriques. Produits comme suit:
    Hydro fil de l’eau 16 TWh 25%
    Hydro barrages 21 TWh 32%
    Nucléaire 25 TWh 38%
    Selon M. Brélaz, le nucléaire sera remplacé par du photovoltaïque et de l’éolien (plus bas ERI, énergies renouvelables intermittentes), à quelques détails près. Selon la SE2050, scénarios médians, la consommation restera celle d’aujourd’hui.

    En hiver, on consomme 3 TWh de plus que la moyenne annuelle , je les repartis 50/50 hydro et ERI, donc 1.5 chacun.
    Le nucléaire produit en hiver 1.25 TWh de plus que la moyenne.
    Avec trois fois plus de PV que d’éolien (proportion SE20150), la compensation entre eux est faible et il reste un déficit hivernal de -2.5 TWh.

    Donc , 1.5+1.25+2.5 = 5.25, arrondis à 6 TWH à stocker en été pour l’hiver. C’est une estimation minimale, voir :
    https://clubenergie2051.ch/2016/04/05/stockage-de-lelectricite/#more-1989

    Stockage batterie:
    6TWh/10MWh = 600 000 Feldheim, soit 840 milliards de francs = 840 GCHF.
    Considérons 50 ans d’amortissement et un facteur 0.33 de baisse de prix pour progrès technique.
    Oublions les coûts financiers et l’entretien.
    Le coût annuel sera de 60 GCHF/an et donc un coût unitaire de 10F/kWh.
    Donc, on oublie. C’est pour cette raison que les supposés experts français prétendent que le stockage est inutile.

    Stockage hydro :

    Le pompage-turbinage est un stockage entre deux petits lacs, pour des cycles courts de quelques jours. Sinon, ce serait trop cher.

    • Merci à J-Bernard Jeanneret pour ses excellentes précisions techniques chiffrées concernant le stockage sur batteries à Feldheim (D). C’est une démonstration exhaustive et un travail comparatif pour la Suisse que tous les pro-éoliens devraient connaître, MM. Daniel Brélaz et René Longet en priorité ! Ce domaine du stockage va venir de plus en plus actuel pour tenter de gommer la nature intermittante de cette forme de production d’électricité et ce genre d’information est très importante, déjà pour les coûts de mise en oeuvre.

    • Marc M dit :

      Votre comparaison est intéressante mais trop dépendante de vos suppositions de travail.
      Avec des batteries Lion, 100 cycles/jour est très pessimiste, on peux lisser beaucoup plus avec un algorithme du genre « si production > à x% de la moyenne des minutes précédentes, on stocke la moitié, si < à x% on déstocke la moitié (si quelqu'un a des chiffres d'une production réelle d'une éolienne toutes les minutes, je veux bien faire la simulation).
      De même le "amortissement+intérêts+entretien" qui double le coût de revient des batteries, c'est aussi très discutable (l’amortissement du prix d'achat est déjà pris en compte par le prix d'achat, 3% d'intérêts cumulés sur 10 ans font 34%. l'entretient d'une batterie lion sur 10 ans est proche de 0)
      Ceci dit cela ne change rien au coût du stockage par batterie qui calculé en prix batterie par cycle de durée de vie reste pour l'instant non compétitif vu la faible différence de prix de l'électricité entre l'heure creuse et l'heure de pointe.
      stockage hydro : on peux stocker sans pompage, il suffit de reporter le turbinage. tant que le barrage n’atteint pas sa capacité maximale existante, le coût nul (hormis l'intérêt sur le report de revenu) voir se transforme en bénéfice (déplacement du turbinage des heures à bas prix vers les heures à prix plus élevés). Un simple panneau PV diminue la consommation l'été, si on décidait d'utiliser l'hydro comme ajustement, il y aurait moins de turbinage l'été, plus de turbinage possible l’hiver à précipitation inchangée.

  9. Christine Lavanchy dit :

    Quand on sait que des membres du conseil d’administration de Alpiq ne connaissent pas la difference qu’il y a entre des watts et des watts-heures, il y a de quoi être inquiet, si ce n’est en colère!
    http://www.hebdo.ch/les-blogs/longet-rené-la-suisse-et-le-monde/diaboliques-éoliennes

  10. Merci à Pascale Hoffmeyer pour ses questions intéressantes. Cette histoire de stockage du courant produit par les éoliennes sur des batteries au pied de leur mât nécessite des techniques très coûteuses et complexes vu la nature du courant produit (alternatif 50 Hz ?), redressé en courant continu, puis à nouveau retransformé en alternatif (onduleurs-transducteurs) avec pertes inhérentes à ces opérations pour injection sur le réseau européen interconnecté, sans parler ici des bacs de protection sous les batteries, limiteurs de charge, etc.,, etc. Les pro-éoliens essaient de faire passer cette forme de courant aléatoire et intermittant au moyen du stockage…Or, le meilleur stockage sûr est encore celui de l’eau de nos barrages avant turbinage. Ces batteries de nouvelle génération augmentent encore le prix du kWh éolien produit, non rentable sans les énormes subsides que reçoit cette forme d’énergie…
    Suis-je dans le vrai avec ces arguments ? Je le souhaite en tant qu’opposant convaincu de l’éolien en Suisse, dévastateur de paysages et générateur de nuisances permanentes, une forme d’énergie qui ne remplacera pas en quelques années le 37.9% de notre production nucléaire, même si cette dernière est exportée avec profit et que l’on couvre la Suisse (et surtout le Canton de Vaud et celui de Neuchâtel) avec ces immenses hélices industrielles….

    • Marc M dit :

      Je suis d’accord avec vous sur « le meilleur stockage sûr est encore celui de l’eau de nos barrages avant turbinage. ». Alors pourquoi ne pas l’appliquer aux Enr ?
      En augmentant la production d’EnR, nous pourrions tout simplement consommer moins d’hydraulique à accumulation à chaque fois qu’il y a production de EnR. Potentiellement on peux donc consommer 22Twh d’EnR sans rien changer aux infrastructures existantes (à condition qu’on sache quoi faire lorsque la production serra excédentaire). Le vrai problème est que ces différents éléments sont dans des sociétés différentes. Les producteurs hydrauliques à accumulation n’ont à ce jour aucun intérêt à se mettre « en pause » lorsque les EnR tournent à plein régime. Le problème selon moi est que le courant n’est pas facturé à un prix vérité au client finaux : la nuit et lorsque les EnR tournent à plein régime, l’offre supérieur à la demande, le prix devrait être proche de ~0. En heure de pointe par contre, le prix devrait être un multiple de l’actuel. Dans ces conditions, les barrages pourraient utilement se mettre en pause en heure creuse pour se réserver aux heures plus rémunératrices. les avantages du pompage-turbinage sans les coûts associés.
      Par ailleurs le besoin de remplacer les 38% d’électricité d’origine nucléaire sont une vision de l’esprit : en simplifiant, en 2014, la Suisse a exporté 43TWh (un peu moins, il faudrait déduire le courant purement en transit) principalement en heure de pointe pour une production nucléaire en ruban de 26TWh, elle peux donc couper ces centrales nucléaires à la seconde où celui qui exporte accepte de le faire un peu moins et celui qui produit nucléaire accepte d’être remplacé par un peu d’import en heure creuse… 2 décisions que les sociétés concernés n’ont à ce jour aucune raison de prendre en l’absence, leur critère étant (erronément pour les sociétés publique) uniquement la rentabilité et non l’intérêt général.

  11. Pascale Hoffmeyer dit :

    Merci pour ces éclaircissements. Cependant quelque chose m’échappe. Daniel Brélaz prétend que le stockage de l’énergie éolienne en Allemagne est maintenant possible et qu’en Suisse grâce aux barrages ce sera aussi faisable. Voici exactement ses mots: « Le mixte du futur se compose de solaire, d’éolien, d’hydraulique et de géothermie (pompes à chaleur pour le chauffage). La dernière génération d’éoliennes allemandes, encouragée par l’Etat, comprend l’obligation de stockage par batterie au pied de l’éolienne. La Suisse est bien placée car le stockage est moins utile vu la présence de nos barrages qui peuvent tenir ce rôle. (…) il y a lieu de préciser que l’Allemagne a un programme sur 40 ans. En phase 1, jusqu’en 2022, on arrête les centrales nucléaires (il en reste 8), puis on diminue la part du charbon (aujourd’hui 42.5% de l’électricité) au profit du renouvelable. Des experts français estiment qu’une combinaison solaire-éolien sur l’Europe pourrait produire l’essentiel de l’électricité sans stockage. Mais bien sûr l’hydraulique existe et jouera un rôle »
    Pouvez-vous me dire ce que valent ces affirmations? D’avance je vous en remercie

    • Andreas Karl dit :

      Je serais aussi intéressé par des commentaires sur ces affirmations; merci beaucoup pour un article et des commentaires pertinents.

      • J-Bernard Jeanneret dit :

        Le commentaire porte sur le paragraphe :
        « Plusieurs producteurs suisses d’électricité sont en difficulté financière depuis 2 ans à cause des prix bas du courant sur … »

        Je ne suis pas spécialiste de finance, et ne suis donc pas entré dans une étude détaillée de ce point.
        Un élément rapide de réponse est donnée dans cet article :

        http://www.bilan.ch/bilan/energie-romands-pris-tourmente

        Alpiq, qui n’est pas seule dans ce mauvais pas, a perdu 902 millions de francs suisses (902 MCHF) en 2014. Ces pertes sont données comme liées essentiellement à la production hydraulique.

        Ci-dessous l’effet sur certains de ses actionnaires :

        Ajustement de valeur Perte nette en
        lié à Alpiq en MCHF MCHF
         
        Romande Energie          147                                          190
        Groupe E                       159                                          139
        Services industriels
        de Genève                     131                                          161 
         
        Les résultats 2015 ne sont pas très différents.

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