Auteur: nzz.ch

Mode rédactionnel: CLARUS_ANALYSIS Recommandation d'index: INDEX Langue/Rôle: FULL_ANALYSIS Date de vérification des faits: 24.03.2026

Résumé exécutif

La Suisse fait face à une crise critique d'approvisionnement énergétique en hiver. Une étude complète du groupe énergétique Axpo le montre : sans mesures substantielles, des pénuries d'électricité massives menacent avec des conséquences économiques et sociales considérables. L'étude présente deux scénarios de solutions – soit la construction de grandes centrales à gaz centralisées, soit un revirement sur la sortie de l'énergie nucléaire. L'expansion de la photovoltaïque sur les toits seule est insuffisante et économiquement inefficace.

Personnes

Thèmes

  • Approvisionnement en électricité hivernale et pénuries d'électricité
  • Énergies renouvelables par rapport à l'énergie nucléaire
  • Centrales à gaz comme solution de transition
  • Transition énergétique et décarbonisation
  • Dépendance aux importations d'électricité de la Suisse

Clarus Lead

La Suisse a un besoin urgent de nouvelles capacités pour l'approvisionnement en électricité hivernale – c'est ce que montre une étude du groupe énergétique Axpo. Le problème fondamental : avec la sortie progressive de l'énergie nucléaire, 40 pour cent de la production hivernale disparaissent, tandis que la demande augmente pendant les mois froids et les énergies renouvelables ne produisent principalement que l'été. L'étude, élaborée par 50 experts spécialisés en collaboration avec des scientifiques de l'ETH Zurich et de l'Institut Paul Scherrer, propose deux scénarios concrets pour combler la lacune énergétique qui en résulte.

Résumé détaillé

Le problème fondamental de l'approvisionnement hivernal

La Suisse importe déjà en hiver presque autant d'électricité que pendant les hivers de crise 2022/23. La raison réside dans l'asymétrie saisonnière : tandis que la photovoltaïque et l'hydroélectricité fournissent de l'électricité principalement en été, la consommation d'électricité est nettement plus élevée en hiver. Avec la sortie planifiée de l'énergie nucléaire, cet écart s'aggrave dramatiquement. Selon l'étude, l'hydroélectricité n'offre qu'un potentiel d'expansion limité, car les capacités de stockage sont déjà presque épuisées.

L'énergie éolienne comme porteur d'espoir

L'étude Axpo évalue surprenamment positivement l'énergie éolienne. Elle fournit deux tiers de sa production annuelle pendant la période hivernale et est peu coûteuse par rapport à d'autres technologies (seulement 6 centimes/kWh de soutien). Une expansion accélérée est vivement recommandée. Cependant, les procédures d'autorisation restent un obstacle majeur – actuellement, les projets éoliens prennent en moyenne plus de dix ans. L'étude demande une mise en œuvre cohérente du décret d'accélération, des zones de compétence supplémentaires et l'abandon des vetos communaux.

L'énergie solaire : économiquement inefficace pour l'électricité hivernale

L'étude évalue de manière étonnamment critique la photovoltaïque sur les toits. Bien que populaire socialement, elle ne produit que 8 pour cent de sa production annuelle en hiver (décembre–février). Un scénario d'expansion basé principalement sur le solaire sur les toits rendrait la transition énergétique massivement plus chère. Le besoin de soutien pour l'électricité hivernale est ici quatre à cinq fois plus élevé que pour l'énergie nucléaire (35 contre 8 centimes/kWh). L'étude identifie également une « subvention cachée » : les propriétaires d'installations solaires ne paient pas de frais de réseau pour l'autoconsommation, ce qui transfère injustement les coûts sur les autres clients de l'électricité.

Scénario 1 : Les centrales à gaz comme solution de transition flexible

Le premier scénario combine l'énergie solaire et éolienne avec de grandes centrales à gaz centralisées qui participent activement au marché de l'électricité. Cette flexibilité permet un complément optimal à la production renouvelable fluctuante. Les centrales à gaz actives sur le marché sont considérablement moins chères que les centrales de réserve pures et génèrent continuellement des revenus du marché de l'électricité. Un fonctionnement à partir de 2035 est techniquement possible, mais nécessite un cadre réglementaire rapide pour le soutien, la taxe sur le CO₂ et la valorisation de la chaleur résiduelle. Point critique : initialement fonctionnant au gaz naturel, pas à des alternatives à faible émission de CO₂. Les émissions de gaz à effet de serre augmentent initialement, mais pourraient être compensées à long terme par une électrification accélérée.

Scénario 2 : L'énergie nucléaire comme facteur de stabilisation

Le deuxième scénario mise sur une reconsidération de la sortie de l'énergie nucléaire. Les centrales nucléaires fournissent de manière fiable de grandes quantités d'électricité en hiver et réduisent la dépendance aux importations. Un fonctionnement plus long des centrales nucléaires existantes est l'option économiquement la moins chère. Une construction neuve (Leibstadt/Gösgen) coûterait 8,6–12,5 milliards de francs, avec des subventions de l'État de 20–60 pour cent de la somme d'investissement. Une construction neuve serait un effort sans précédent – jusqu'à 10 000 personnes simultanément sur le chantier (à titre de comparaison : la construction de la nouvelle traversée des Alpes avec un maximum de 4 000 personnes). La réalisation jusqu'à 2050 nécessite l'abrogation de l'interdiction de construction neuve, des autorisations accélérées, des instruments de soutien et des modèles de financement innovants (par ex. le système britannique avec participation aux coûts de l'utilisateur pendant la phase de construction).

Principaux messages

  • Urgence: Sans mesures substantielles, des pénuries d'électricité hivernale considérables menacent avec des conséquences économiques massives
  • Insuffisance du solaire seul: La photovoltaïque sur les toits ne peut pas combler la lacune énergétique et est quatre à cinq fois plus chère que l'énergie nucléaire pour la production d'électricité hivernale
  • Deux options réalistes: Soit de grandes centrales à gaz (possibles à partir de 2035), soit un revirement sur la sortie de l'énergie nucléaire (construction neuve jusqu'à 2050)
  • Énergie éolienne prioritaire: La valeur hivernale et l'efficacité des coûts font de l'expansion accélérée de l'énergie éolienne un élément indispensable des deux scénarios
  • Nécessité réglementaire: Les deux solutions nécessitent des décisions politiques rapides et des cadres législatifs

Questions critiques

  1. Qualité des données des prévisions: Quelles marges d'incertitude et analyses de sensibilité sous-tendent les scénarios de dépendance aux importations et de demande ? Quelle est la robustesse des hypothèses en cas de modification des taux d'électrification (par ex. pompes à chaleur, mobilité électrique) ?

  2. Conflits d'intérêts chez Axpo: Dans quelle mesure l'activité électrique indépendante d'Axpo (production, négoce, approvisionnement) influence-t-elle les résultats de l'étude ? Quels incitations économiques le groupe a-t-il pour favoriser l'énergie nucléaire ou les centrales à gaz par rapport à d'autres technologies ?

  3. Scénarios alternatifs: Des solutions hybrides (par ex. grands stockages, gestion de la demande, interconnexions avec l'UE) ont-elles été analysées avec la même profondeur ? Pourquoi ne sont-elles pas présentées dans le résumé comme des options équivalentes ?

  4. Risques de mise en œuvre des centrales à gaz: Quel est le réalisme d'un démarrage opérationnel en 2035 compte tenu des obstacles réglementaires actuels et des résistances politiques contre les infrastructures fossiles ? Quels coûts de scénario surviennent en cas de retards ?

  5. Modèles de financement pour les constructions nucléaires neuves: Le modèle de financement britannique est-il transférable à la structure du marché de l'électricité suisse ? Quels risques surviennent pour les investisseurs privés en cas de dépassements de coûts et de retards de construction ?

  6. Bilan climatique des centrales à gaz: Comment l'équivalent de gaz à effet de serre accumulé pendant une phase de transition de 20–30 ans au gaz naturel est-il évalué ? À quel taux de captage et de stockage du CO₂ le bilan climatique bascule-t-il vraiment positivement ?

Bibliographie

Source primaire: Neue Zürcher Zeitung – "Laut der Axpo muss sich die Schweiz entscheiden: Entweder sie baut grosse Gaskraftwerke oder neue Kernkraftwerke" – 24.03.2026

Références complémentaires de l'article:

  • Étude Axpo (50 experts spécialisés, soutenue par l'ETH Zurich et l'Institut Paul Scherrer)
  • Interview Martin Neukom (Directeur de l'énergie du canton de Zurich) – 19.03.2026
  • Commentaire David Vonplon: "La Suisse se détache de l'illusion d'un avenir sans centrales nucléaires" – 13.03.2026
  • Interview Jürg Grossen – 07.03.2026

Statut de vérification: ✓ 24.03.2026

Ce texte a été créé avec l'aide d'un modèle d'IA. Responsabilité rédactionnelle: clarus.news | Vérification des faits: 24.03.2026