La ZHAW (School of Management and Law), en collaboration avec Consentec et la Haute école de Lucerne, a réalisé une étude sur les besoins futurs en stockage d’énergie en Suisse pour les années 2035 et 2050, à la demande de l’Office fédéral de l’énergie (OFEN). Cette étude examine en particulier comment garantir l’approvisionnement en électricité et en chaleur. Le Club Suisse de l’Energie commente cette étude de manière critique.
Cadre très restrictif de l’étude
L’étude repose sur un modèle technico-économique qui examine différents scénarios pour une infrastructure énergétique rentable et robuste. Il est toutefois important de comprendre que ce modèle s’inscrit dans un cadre très restrictif. Il en résulte un « monologue d’apparente certitude » qui étouffe dans l’œuf la concurrence des meilleures idées.
Les objectifs de la stratégie énergétique 2050 et le scénario « ZERO Basis » des perspectives énergétiques 2050+ sont considérés comme des faits immuables. Les objectifs d’expansion du photovoltaïque, le parc de centrales électriques existant ainsi que les prix des combustibles et des certificats CO2 ont également été repris tels quels des études existantes. Les seules variables du modèle sont l’ajout de capacités de stockage supplémentaires, la planification de l’utilisation du couplage sectoriel et les besoins d’extension du réseau qui en résultent.
Points problématiques de cette étude
Le problème non résolu du stockage saisonnier
Dans les débats actuels sur la politique énergétique européenne, un obstacle central se dessine : le stockage saisonnier. Toute l’Europe est confrontée au défi d’utiliser de manière judicieuse les excédents massifs d’électricité en été afin de compenser le manque d’énergie éolienne et solaire en hiver. À ce jour, aucune solution commercialisable n’est disponible, et aucune n’est en vue.
Selon les estimations d’une autre étude (Öko-Institut), le marché de l’électricité pourrait connaître des prix négatifs pendant 40 % des heures de l’année 2045. L’électricité devra donc souvent être éliminée. Le prix négatif correspond à la taxe d’élimination.
En hiver, il faut importer de l’électricité
Nous dépendons de plus en plus des importations d’électricité. D’une part, cette approche manque de solidarité, ce qui a déjà suscité de vives réactions diplomatiques de la part de la Scandinavie à l’égard de l’Allemagne. D’un point de vue écologique, cette voie est contre-productive en raison de l’intensité souvent élevée en CO2 de l’électricité importée. De plus, il pèse lourdement sur l’économie nationale, car les achats supplémentaires ont inévitablement lieu lorsque l’offre est rare et les prix les plus élevés. Au final, l’incertitude demeure : en cas de véritable pénurie, aucun pays voisin ne sera disposé ou en mesure d’exporter sa propre électricité.
De nombreuses idées prometteuses visant à résoudre le problème croissant de la pénurie d’électricité en hiver ont déjà échoué dans la pratique. On peut citer ici des projets tels que Desertec (électricité solaire provenant du désert), Energy Vault (systèmes de stockage à l’aide de blocs de béton), Skysails (énergie éolienne à l’aide de cerfs-volants) et bien d’autres technologies « disruptives ». Les approches présentées à la télévision suisse, telles que le stockage dans des fûts de minerai de fer, les « batteries miracles » des Grisons ou les batteries à sable, n’ont pas non plus fait leur grande percée.
La recherche dans ces domaines est tout à fait pertinente et bienvenue. La critique est toutefois de mise lorsque des essais préliminaires et des vagues idées sont présentées comme des solutions commercialisables. Si l’on appliquait cette logique, on pourrait affirmer que nos problèmes énergétiques sont déjà résolus grâce à la fusion nucléaire.
Accent mis sur la stabilité du réseau et le stockage à court terme
Comme la plupart des études consacrées au stockage, cette enquête se concentre sur les problèmes résolubles liés à la stabilité à moyen et court terme du réseau électrique. En effet, un réseau électrique avec une part croissante de producteurs volatiles – le photovoltaïque et l’énergie éolienne – est soumis à des fluctuations de tension et de fréquence nettement plus importantes qu’un réseau avec de grandes masses en rotation (centrales hydroélectriques et nucléaires). Le terme « flexibilités » utilisé dans l’étude confond stockage saisonnier et stockage à court terme.
Les défis techniques qui en résultent doivent impérativement être relevés compte tenu du développement massif des énergies renouvelables fluctuants mis en œuvre en Europe. Il ne fait aucun doute que cela est techniquement faisable. La stabilité du réseau est peu abordée dans les médias et la sphère politique. On a l’impression que des questions critiques telles que les coûts associés, les calendriers ambitieux et les impacts écologiques de telles mesures sont délibérément écartées afin d’éviter les questions délicates. Le rapport final de l’ENTSO-E sur la panne d’électricité à grande échelle qui a touché la péninsule ibérique n’est pas encore disponible, mais de nombreuses mesures urgentes ont déjà été formulées pour assurer la stabilité du réseau. Ces efforts de stabilisation du réseau doivent s’accompagner du développement des énergies renouvelables, sinon la situation deviendra dangereuse.
Ordres de grandeur
Au total, l’étude définit les besoins de stockage nécessaires à 500 GWh. Rien qu’en février 2026, la Suisse a importé 6400 GWh. Pour la couverture saisonnière, l’étude s’appuie presque exclusivement sur l’énergie hydraulique existante, les importations d’électricité et, en cas de crise, les réserves de mazout.
Base de coûts
L’étude utilise le LCOE (Levelized Cost of Energy) pour comparer les capacités de production et de stockage. Elle ne tient toutefois pas compte des coûts système, tels le développement du réseau et du stockage indispensables pour stabiliser les sources renouvelables volatiles. Les coûts externes liés aux dommages sociaux causés par les émissions, les risques pour la santé et les événements majeurs potentiels ne sont pas non plus pris en compte. Les coûts dits « Levelized Cost of Load Coverage » (LCOLC) sont certes plus difficiles à déterminer, mais la différence entre lLCOE et LCOLC est très importante dans le cas de l’électricité fluctuante. En les ignorant, le rapport considère que réseaux et stockage ne coûteront rien – une position irréaliste.
Réserves obligatoires de pétrole
Dans le domaine du stockage et de l’utilisation de l’hydrogène, un grand désenchantement s’installe. L’étude mise sur le mazout et les réserves obligatoires correspondantes. En cas d’urgence, la production d’électricité doit également être assurée par des centrales dites « bicombustibles », qui peuvent également fonctionner au pétrole si nécessaire. Les réservoirs d’hydrogène sont écartés pour des raisons économiques, tout comme les batteries domestiques.
Le dilemme de l’espace
La question de la faisabilité spatiale reste un obstacle majeur à la mise en œuvre pratique des idées présentées dans l’étude. L’étude estime les besoins pour des accumulateurs de chaleur à bassin de terre économiquement optimaux à environ 70 hectares, soit une superficie équivalente à environ 98 terrains de football. Les auteurs admettent que la disponibilité concrète des surfaces n’a pas été étudiée dans le cadre de l’étude. Dans un pays densément peuplé comme la Suisse, où les conflits liés à l’utilisation des sols et les longues procédures d’autorisation sont monnaie courante, la recommandation d’une technologie dont la faisabilité réelle n’est absolument pas claire reste un exercice purement théorique sans vérification pratique.
Sécurité d’approvisionnement
L’étude mise sur des importations massives d’électricité et se montre déjà satisfaite lorsque, dans certains scénarios, les limites maximales d’importation fixées par l’ElCom ne sont pas dépassées. Cependant, elle néglige le fait qu’il s’agit là d’une limite maximale absolue. De plus, il est très problématique que, selon l’étude, cette limite maximale d’importation ne doive être respectée que dans 10 % des cas.
Vous trouverez l’étude ici : lien.
