Jan Flückiger, directeur des affaires publiques et de la communication de Swisspower SA
«La Suisse va manquer d’électricité», titrait récemment la NZZ am Sonntag, se référant à une étude de l’Empa. À moyen terme, il manquerait ainsi à la Suisse environ 22 TWh d’électricité pendant le semestre hivernal. Il est incontestable qu’avec la sortie du nucléaire, l’électrification de la mobilité et de la chaleur, et malgré des efforts d’efficience et un développement important des énergies renouvelables, la Suisse connaîtra à l’avenir un déficit de production croissant en hiver. Il y a un an environ, le département compétent déclarait que ce déficit pouvait sans problème être comblé par des importations d’électricité. Mais le vent a tourné. Car nos pays voisins font face à des problèmes semblables. Le président sortant de l’ElCom Carlo Schmid parle d’une quantité «raisonnable» d’importations à peu près au niveau actuel – soit environ 4 TWh.
D’où proviendra donc le solde? Il existe différentes possibilités: la construction accélérée d’installations photovoltaïques dans les Alpes, de nouvelles technologies de stockage saisonnier – p.ex. power-to-X et accumulateurs thermiques –, l’éolien, la géothermie, les centrales à gaz à cycle combiné (CCC) ou les installations CCF. Il s’agira probablement d’une combinaison de différentes options, certaines étant plus réalistes que d’autres. L’acceptation publique des installations éoliennes à grande échelle devrait demeurer faible. Les forages en profondeur, nécessaires pour exploiter le potentiel de la géothermie, se heurtent également à de la résistance. Les CCC ont elles aussi une position difficile en Suisse: afin de limiter leurs émissions de CO2 à un niveau acceptable en termes sociétaux et politiques, elles ne devraient pouvoir opérer qu’en cas de besoin, ce qui renchérirait encore leur construction et leur exploitation. Afin de faire avancer la construction d’installations photovoltaïques optimisées pour les conditions hivernales, il faut mettre en place des incitations adaptées. On pourrait envisager des appels d’offres ciblés visant des installations à grande échelle ou des subsides pour installations de petite taille dont le montant serait lié au rendement hivernal réalisé ou attendu.
En matière de stockage saisonnier, il faut éliminer des obstacles réglementaires afin de mettre sur un pied d’égalité différentes technologies, dont p.ex. le power-to-gas. Les dispositifs de stockage qui contribuent à la décarbonisation du système énergétique global devraient bénéficier du même traitement que les centrales à pompage-turbinage, c’est-à-dire que leur consommation d’électricité devrait être exonérée de redevance de réseau – du moins lorsqu’ils utilisent de l’électricité renouvelable excédentaire. Enfin, les installations CCF pourraient contribuer de manière significative à un approvisionnement hivernal efficient en chaleur et en électricité. Mais il faut là aussi adapter la réglementation: en ce qui concerne leur part à la production d’électricité, les petites installations CCF doivent elles aussi être exemptées de la taxe sur le CO2 – comme c’est le cas pour les plus grandes. Et dans le cadre du MoPEC ou d’éventuelles valeurs limite de CO2 pour les bâtiments, il faut autoriser des solutions de périmètre resp. des valeurs moyennes pour le calcul des émissions de CO2. À moyen terme, les installations CCF forment le complément idéal aux installations power-to-gas: l’excédent estival est transformé en gaz renouvelable, qui est utilisé en hiver pour produire de manière neutre en CO2 de la chaleur et de l’électricité.
Il faut en outre accélérer le développement de la production d’électricité renouvelable indigène sur toute l’année et assurer le maintien de la grande hydraulique existante. Dans le cadre de la révision de la LApEl, il est donc indispensable d’ancrer dans la loi un dispositif qui garantisse des investissements dans le développement des énergies renouvelables à la mesure des objectifs de la Stratégie énergétique 2050.