Département fédéral de l'environnement, des transports, de l'énergie et de la communication DETEC

Office fédéral de l'énergie OFEN

24 novembre 2021

Scénario-cadre 2030/2040 pour la planification du réseau électrique

Date: 24 novembre 2021

Mandataire: Office fédéral de l’énergie OFEN CH-3003 Berne www.bfe.admin.ch

Service responsable du projet: Division Économie, section Réseaux

Renseignements concernant la procédure de consultation

Le présent projet de scénario-cadre comprend trois scénarios servant de base à la planification des réseaux électriques au niveau du réseau de transport d’électricité (380/220 kV, niveau de réseau 1) et des réseaux de distribution suprarégionaux (tension supérieure à 36 kV mais inférieure à 220 kV, niveau de réseau 3).

Après un tour d’horizon comprenant un exposé des scénarios et des indicateurs principaux, le présent rapport décrit notamment le contexte, la façon dont le scénario-cadre s’inscrit dans la planification du réseau, les différents scénarios ainsi que le détail de leurs indicateurs.

Les Perspectives énergétiques 2050+ constituent une base de données essentielle pour les scénarios. Leurs premiers résultats ont été publiés dans un rapport succinct et un résumé en novembre 2020. Les résultats détaillés et une documentation complète des travaux seront publiés fin 2021.

Le présent projet de scénario-cadre fera l’objet d’une procédure de consultation publique. Ensuite, une fois approuvés par le Conseil fédéral, les scénarios et leurs indicateurs deviendront contraignants pour les autorités compétentes en matière de réseaux électriques.

Office fédéral de l’énergie OFEN Pulverstrasse 13, CH-3063 Ittigen; adresse postale: CH-3003 Berne Tél. +41 58 462 56 11 ꞏ Fax +41 58 463 25 00 ꞏ contact@bfe.admin.ch ꞏ www.bfe.admin.ch

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Résumé

Le scénario-cadre d’économie énergétique (SC CH) représente pour les gestionnaires du réseau de transport (380/220 kV, niveau de réseau 1) et du réseau de distribution suprarégional (tension supérieure à 36 kV mais inférieure à 220 kV, niveau de réseau 3) une base essentielle pour l’élaboration ou l’actualisation de leur planification de réseau. Ce nouvel instrument, élaboré pour la première fois, a été introduit dans le cadre de la loi fédérale sur la transformation et l’extension des réseaux électriques (Stratégie Réseaux électriques). Ses prescriptions seront ensuite reprises dans les plans pluriannuels périodiques des gestionnaires de réseau. Tous les quatre ans, le SC CH sera vérifié et actualisé.

Lors de l’élaboration du SC CH, l’Office fédéral de l’énergie (OFEN) doit s’appuyer sur les objectifs de politique énergétique de la Confédération ainsi que sur les données de référence macroéconomiques, tout en tenant compte du contexte international. Le SC CH est soumis à l’approbation du Conseil fédéral; il est contraignant pour les autorités concernant les questions liées aux réseaux électriques. Le SC CH définit trois scénarios illustrant la gamme des développements probables dans le secteur de l’énergie. Chacun d’entre eux se fonde, pour les hypothèses concernant la Suisse, sur l’un des scénarios définis pour le secteur de l’énergie dans les Perspectives énergétiques 2050+ (PE2050+) de l’OFEN ainsi que, pour les hypothèses concernant l’étranger, sur un scénario du Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité et de gaz (European Network of Transmission System Operators for Electricity/Gas, ENTSO-E/ENTSO-G). Au vu de la longueur des cycles de planification, d’autorisation et de réalisation des réseaux de transport et des réseaux de distribution suprarégionaux, il convient de prendre en compte une large palette d’évolutions possibles. Les années cibles pour le premier SC CH sont les années 2030 et 2040. Tous les scénarios visent la neutralité climatique de la Suisse d’ici à 2050.

Le scénario 1 est le scénario «Référence» (scénario directeur) dont il faut tenir compte en priorité dans la planification du réseau conformément à la loi sur l’approvisionnement en électricité (LApEl). Très exigeant pour les réseaux électriques, le scénario 2 «Divergence» peut être considéré comme un scénario de sollicitation accrue. À l’inverse des deux premiers scénarios, le scénario 3 «Couplage des secteurs» est un scénario de sollicitation réduite du point de vue des réseaux électriques.

Figure 1: Aperçu des trois scénarios du SC CH

Le scénario 1 «Référence» repose sur le scénario «ZÉRO Base» des PE2050+ combiné avec la variante stratégique production d’électricité «Bilan annuel équilibré en 2050». L’augmentation rapide de la production indigène issue d’énergies renouvelables se traduit généralement par un excédent d’électricité pendant le semestre d’été. Pendant le semestre d’hiver, l’importation d’électricité demeure nécessaire, même si le développement accru des énergies renouvelables contribue à couvrir la consommation d’électricité. Le développement important des nouvelles énergies renouvelables, en particulier du photovoltaïque, dans la perspective d’atteindre un bilan annuel équilibré en Suisse à l’horizon 2050, place le réseau électrique face à différents défis en ce qui concerne l’intégration de ces énergies. Pour le développement en Europe, on se base sur le scénario «Distributed Energy» d’ENTSO. En Europe, la décentralisation croissante de la production conduit tendanciellement à une réduction de la portée des flux de charge. 3/38

Le scénario 2 «Divergence» se fonde sur le scénario «ZÉRO A» des PE2050+, avec une vaste électrification du système énergétique combinée à une production de l’électricité selon la variante stratégique «Conditions-cadres actuelles». La forte demande d’électricité associée à une augmentation limitée de la production impose aux réseaux électriques des exigences élevées. Pour l’Europe, on se réfère au scénario «Global Ambition» d’ENTSO, qui prévoit davantage de grandes installations de production centralisées. L’augmentation de la portée des flux de charge qui en résulte met à l’épreuve les réseaux électriques, en particulier le réseau de transport.

Le scénario 3 «Couplage des secteurs» part de l’hypothèse d’une évolution dans le cadre de laquelle le biogaz et les gaz synthétiques (p. ex. l’hydrogène) joueront un rôle plus important dans le système énergétique. Cela correspond au scénario «ZÉRO B» des PE2050+ combiné avec la variante stratégique production d’électricité «Bilan annuel équilibré en 2050». En comparaison avec les scénarios 1 et 2, l’augmentation modérée de la consommation intérieure d’électricité associée à la construction de turbines à gaz fonctionnant à l’hydrogène devrait permettre de décharger les réseaux électriques. Les hypothèses concernant l’évolution en Europe se fondent sur le scénario «Distributed Energy» d’ENTSO. La production de plus en plus décentralisée en Europe tend à réduire la portée des flux de charge.

Indicateurs des scénarios Le tableau 1 ci-dessous donne un aperçu des principaux indicateurs pour les années cibles 2030 et 2040. Les trois scénarios ne diffèrent guère en ce qui concerne les indicateurs pour 2030. Ce n’est que pour 2040 que l’on constate des différences marquées au niveau de la production et de la consommation d’électricité. Année 2019 2030 2040

Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Production d’électricité – puissance installée [MW] Centrales hydroélectriques 15 350 17 110 17 110 17 110 19 260 19 260 19 260 Centrales nucléaires 3 330 1 220 1 220 1 220 - - - Centrales thermiques1 920 990 980 1 250 970 950 3 650 Géothermie - 10 10 10 90 20 90 Photovoltaïque 2 520 9 770 7 650 9 730 24 070 10 100 18 610 Éolien 100 310 180 310 1 150 180 1 040 Somme* 22 220 29 400 27 140 29 630 45 540 30 490 42 650 Installations de stockage – puissance de pompage ou de charge [MW] Pompes des CHPT2 2 620 3 790 3 790 3 790 5 450 5 450 5 450 Batteries décentralisées - 1 220 690 1 220 5 550 2 330 4 290 Consommation d’électricité – quantité d’énergie [TWh] Consommation d’électricité nette3 57,89 60,35 60,79 58,74 67,15 68,59 61,86 Électrification – nombre [milliers] Véhicules électriques, y.c. hybrides 40 930 930 870 2 940 2 950 2 520 rechargeables * Pompes à chaleur, y.c. grosses pompes à 290 680 700 610 1 010 1 090 860 chaleur * Tableau 1: Aperçu des indicateurs 2030/2040 pour les scénarios 1 à 3 * somme arrondie des valeurs individuelles exactes

Données de référence en matière d’économie énergétique Le SC CH prescrit les données de référence en matière d’économie énergétique que les gestionnaires de réseau doivent prendre en compte dans leurs simulations. Sont concernées les prévisions basées sur des scénarios tels que le «World Energy Outlook» relatif à l’évolution des prix des matières premières et des prix du CO2 de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), ainsi que les données

1 Comprend: usines d’incinération des ordures ménagères, stations d’épuration des eaux usées, centrales au biogaz, centrales à biomasse et autres centrales thermiques 2 CHPT = centrales hydroélectriques à pompage-turbinage 3 Consommation d’électricité nette = consommation d’électricité brute sans les pompes des CHPT et les pertes sur le réseau, mais avec les pompes d’alimentation. 4/38

climatiques et météorologiques servant de base à l’établissement des profils d’injection dans le domaine de l’énergie photovoltaïque et de l’énergie éolienne. Hypothèses pour l’étranger Les hypothèses relatives aux développements dans le secteur de l’énergie en Europe sont tirées, d’une part, des PE2050+, et, d’autre part, des scénarios du Plan décennal de développement du réseau («Ten-Year Network Development Plan») TYNDP 2020 d’ENTSO. Les scénarios 1 et 3 du SC CH se réfèrent au scénario «Distributed Energy», qui prévoit davantage d’installations de production décentralisées et une forte croissance de l’énergie photovoltaïque, du biogaz et du «Power- to-Gas». Pour le scénario 2, l’évolution dans l’Union européenne (UE) est basée sur le scénario «Global Ambition», qui prévoit une augmentation du nombre d’installations de production centralisées telle que les éoliennes en mer dans le nord et les grandes installations photovoltaïques dans le sud de l’Europe. Accord sur l’électricité L’absence d’accord sur l’électricité ne constitue pas en soi un scénario. Néanmoins, le fait qu’aucun accord sur l’électricité avec l’UE ne soit envisageable jusqu’à nouvel avis peut avoir des répercussions négatives sur le fonctionnement du système de réseaux électriques, sur les possibilités d’importation de la Suisse et sur l’économie nationale. Sans accord sur l’électricité, il faut concevoir pour la Suisse des réglementations distinctes de celles de l’UE ou des accords entre les gestionnaires de réseau de transport en ce qui concerne la sécurité de l’exploitation des réseaux électriques notamment. Des investissements supplémentaires dans le réseau suisse de transport peuvent alors être nécessaires afin de préserver la stabilité du réseau électrique suisse, de le protéger contre une surcharge provenant de l’étranger et d’assurer une sécurité d’approvisionnement élevée. Les éventuelles possibilités d’exportation restreintes des pays voisins et, par conséquence des possibilités d’importation limitées de la Suisse, doivent être incluses dans les réflexions sur la sécurité de l’approvisionnement en électricité (notamment selon les études sur l’adéquation du système [System Adequacy]). Capacités transfrontalières Le SC CH présente les valeurs cibles en ce qui concerne les capacités transfrontalières en 2020 et 2025 sur le réseau complet au moyen de la capacité de transfert nette (Net Transfer Capacity, NTC)4 pour chaque frontière et dans chaque direction (voir tableau 2). Ces valeurs doivent être prises en compte dans la définition des réseaux dans le cadre de la planification des réseaux électriques. Les valeurs NTC pour 2025 tiennent compte du réseau de transport européen actuel et des projets de développement du réseau dont mise en service est prévues d’ici à 2025. Les prescriptions quantitatives pour la définition des réseaux électriques dans le cadre de la planification du réseau doivent se faire indépendamment des restrictions possibles des possibilités d’importation à certaines heures pendant l’année. Sinon, l’importation d’électricité se trouverait réduite de façon permanente, y compris pendant les périodes de l’année où les pays voisins de la Suisse seraient en mesure d’exporter. Année 2020 2025 Capacités transfrontalières (NTC) Source: Swissgrid / réseau de référence Capacité [MW] TYNDP 2020 AT -> CH (importation) 1 200 1 400 DE -> CH (importation) 2 000 3 000 FR -> CH (importation) 3 700 3 700 IT -> CH (importation) 1 910 1 910 CH -> AT (exportation) 1 200 1 200 CH -> DE (exportation) 4 000 4 200 CH -> FR (exportation) 1 400 1 700 CH -> IT (exportation) 4 800 5 000 Tableau 2: Valeurs NTC 2020 et valeurs NTC 2025 par frontière et par direction sur le réseau complet

4 La capacité de transfert nette (NTC) désigne la capacité de transport maximale pouvant être utilisée commercialement sur une frontière sans mettre en danger la sécurité du réseau. 5/38

Coordination de la planification du réseau La coordination au sein de réseaux électriques interconnectés revêt une importance particulière. C’est pourquoi le législateur a réglé, à l’art. 9c LApEl, l’échange d’informations entre gestionnaires de tous les niveaux de réseau. Une obligation de transmission réciproque et gratuite de renseignements est ainsi établie. Cet échange d’informations concerne les projets prévus de transformation ou d’extension des réseaux électriques et les prévisions en matière de production et de consommation. La coordination et l’échange de données entre les niveaux de réseau 1 et 3 en particulier sont essentiels pour le développement du réseau. Régionalisation Le SC CH, que le Conseil fédéral devra approuver, se borne à prescrire des indicateurs nationaux. Pour compléter le SC CH, et afin de soutenir les gestionnaires de réseau, l’OFEN met à disposition, au niveau de l’office, un guide relatif aux méthodes de régionalisation, qui propose des méthodes pour ventiler les indicateurs du SC CH sur les secteurs de réseau, puis sur les nœuds du réseau. Le guide de l’OFEN n’est pas un élément constitutif du SC CH et n’est pas contraignant juridiquement. L’aménagement de la régionalisation en tant que telle demeure de la compétence et du ressort des gestionnaires de réseau concernés.

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Table des matières 1 Contexte ........................................................................................................................................ 8 1.1 Le scénario-cadre: un nouvel instrument .......................................................................... 8 1.2 Mandat relatif à l’élaboration du scénario-cadre ............................................................... 9 1.3 Conséquences de l’introduction du scénario-cadre .......................................................... 9 1.4 Étude sur le scénario-cadre .............................................................................................. 9 1.5 Planification du réseau de transport d’électricité .............................................................. 9 1.6 Développement du réseau de distribution suprarégional................................................ 10 1.7 Planification du réseau dans les États voisins ................................................................ 10 1.8 Études sur l’adéquation du système (System Adequacy)............................................... 10 1.9 Délimitation par rapport au réseau de courant de traction .............................................. 10 2 Planification du réseau et scénario-cadre ............................................................................... 12 2.1 Le scénario-cadre: une première étape dans la planification du réseau ........................ 12 2.2 Prise en compte des scénarios dans la planification du réseau ..................................... 13 2.3 Horizon temporel du scénario-cadre ............................................................................... 13 3 Description des scénarios ........................................................................................................ 14 3.1 Scénario 1 «Référence» ................................................................................................. 15 3.2 Scénario 2 «Divergence» ................................................................................................ 16 3.3 Scénario 3 «Couplage des secteurs» ............................................................................. 16 3.4 Scénarios et variantes des Perspectives énergétiques 2050+ ....................................... 17 3.5 Scénarios du Plan décennal de développement du réseau 2020 .................................. 18 4 Production d’électricité ............................................................................................................. 19 4.1 Force hydraulique............................................................................................................ 19 4.2 Énergie nucléaire ............................................................................................................ 20 4.3 Centrales thermiques ...................................................................................................... 20 4.4 Géothermie ...................................................................................................................... 21 4.5 Photovoltaïque ................................................................................................................ 21 4.6 Éolien............................................................................................................................... 21 5 Consommation d’électricité ...................................................................................................... 23 5.1 Consommation d’électricité conventionnelle ................................................................... 23 5.2 Mobilité électrique ........................................................................................................... 24 5.3 Pompes à chaleur ........................................................................................................... 24 5.4 Consommation d’électricité supplémentaire ................................................................... 25 6 Flexibilité ..................................................................................................................................... 26 7 Étranger....................................................................................................................................... 29 7.1 Développement dans le secteur de l’énergie .................................................................. 29 7.2 Représentation des capacités transfrontalières .............................................................. 29 7.3 Conséquences pour les réseaux électriques d’une absence d’accord sur l’électricité ... 30 8 Autres directives ........................................................................................................................ 32 8.1 Prix des matières premières et du CO2 ........................................................................... 32 8.2 Données de référence macroéconomiques .................................................................... 32 8.3 Climats et données météorologiques .............................................................................. 32 9 Régionalisation .......................................................................................................................... 33 10 Annexe ........................................................................................................................................ 34 10.1 Informations supplémentaires sur la mobilité électrique et les pompes à chaleur.......... 34 10.2 Indicateurs des scénarios du plan décennal de développement du réseau 2020 .......... 35

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1 Contexte

1.1 Le scénario-cadre: un nouvel instrument

Le scénario-cadre d’économie énergétique (SC CH) est un nouvel instrument introduit dans le cadre de la loi fédérale sur la transformation et l’extension des réseaux électriques (Stratégie Réseaux électriques). Il constitue une base essentielle pour la planification du réseau de transport (380/220 kV, niveau de réseau 1, NR1) et des réseaux de distribution suprarégionaux (tension supérieure à 36 kV mais inférieure à 220 kV, niveau de réseau 3, NR3), permettant de déduire les besoins relatifs au développement du réseau et d’élaborer ou d’actualiser les plans pluriannuels.

Jusqu’à présent, les besoins concernant de nouveaux projets de lignes étaient évalués dans le cadre de la procédure de plan sectoriel (plan sectoriel des lignes de transport d’électricité, PSE). Avec la Stratégie Réseaux électriques, une procédure d’identification et d’évaluation préalables des besoins a désormais été introduite pour les projets sur le NR1. Ceci dans le but de décharger les procédures d’autorisation pour les lignes électriques de la question du besoin. L’élaboration d’un scénario-cadre d’économie énergétique constitue le fondement pour l’identification et l’évaluation des besoins. Tous les quatre ans, le SC CH est vérifié et actualisé. Ses instruments seront alors repris dans les plans pluriannuels des gestionnaires de réseau. La coordination au niveau territorial intervient ensuite dans le cadre de la procédure du PSE. Cette dernière permet de garantir que les projets de développement de Swissgrid font l’objet d’une harmonisation avec les autres intérêts en présence et que le choix se porte sur le corridor le plus approprié. Les étapes suivantes dans le processus de développement du réseau sont l’approbation des projets (procédure d’approbation des plans, PAP), leur réalisation ainsi que l’évaluation du rapport coût-efficacité (cf. figure 2 ci-dessous).

Figure 2: Représentation schématique du processus de développement du réseau

Dans la perspective de la transformation du système énergétique européen, il est important d’adapter les réseaux électriques suisses aux nouvelles réalités. Cela concerne les flux de charge modifiés dans le réseau de transport ainsi que les injections de courant provenant des réseaux de distribution, qui ont pour conséquence une répartition différente des importations/exportations par rapport à aujourd'hui (par exemple, situation d'exportation vers le nord). En outre, du fait de la mise hors service des centrales nucléaires suisses, l’infrastructure de réseau doit pouvoir assurer le transport d’électricité à l’intérieur de la Suisse, du sud vers le nord, de façon suffisante. En la matière, le scénario-cadre doit fournir des indications pour permettre un développement du réseau à même de garantir le transport de l’électricité dans le cadre des différents scénarios esquissés pour le secteur de l’énergie.

En raison de la situation géographique centrale de la Suisse et de ses importantes capacités de réseau physiques installées, les exigences auxquelles son réseau de transport doit faire face sont influencées par l’évolution du secteur de l’énergie en Europe. Ainsi, outre les hypothèses relatives au système énergétique suisse, l’évolution de la production et de la consommation d’électricité ainsi que

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le développement de la régulation dans les États voisins et l’intégration de la Suisse dans le réseau d’électricité européen entrent également en ligne de compte dans la planification du réseau.

1.2 Mandat relatif à l’élaboration du scénario-cadre

Conformément à l’art. 9a de la loi sur l’approvisionnement en électricité (LApEl), il appartient à l’Office fédéral de l’énergie (OFEN) d’établir un scénario-cadre d’économie énergétique pour la Suisse (SC CH). Pour ce faire, il s’appuie sur les objectifs de politique énergétique de la Confédération et sur les données de référence macroéconomiques, tout en tenant compte du contexte international. Le SC CH est soumis à l’approbation du Conseil fédéral. Il est contraignant pour les autorités concernant les questions liées aux réseaux électriques des NR1 et NR3. Afin d’élaborer le projet destiné à la consultation, l’OFEN a mis sur pied un groupe d’accompagnement formé, entre autres, de représentants des cantons (Conférence des directeurs cantonaux de l’énergie EnDK), de la société nationale responsable du réseau de transport de l’électricité (Swissgrid), des autres gestionnaires de réseau (Association des entreprises électriques suisses AES, Swisspower), des exploitants de centrales hydroélectriques (Association suisse pour l’aménagement des eaux ASAE), des Chemins de fer fédéraux (CFF), des associations actives dans le domaine de l’environnement (Fondation suisse de l’énergie/Alliance-Environnement), du secteur des énergies renouvelables (AEE Suisse), de l’industrie gazière (Association suisse de l’industrie gazière ASIG) et de la Commission fédérale de l’électricité (ElCom).

1.3 Conséquences de l’introduction du scénario-cadre

Dans le message du 13 avril 2016 relatif à la stratégie Réseaux électriques (loi fédérale sur la transformation et l’extension des réseaux électriques; FF 2016 3679), les conséquences des nouveaux instruments pour la Confédération, les cantons et les communes, pour l’économie nationale et pour d’autres secteurs ont déjà été présentées. Avec l’introduction du scénario-cadre en tant que nouvel instrument constituant la base de la planification du réseau, aucun transfert de compétences de planification n’est prévu. Le scénario-cadre, en combinaison avec l’examen préalable des besoins et l’examen des plans pluriannuels du NR 1, doit offrir une plus grande sécurité de planification aux acteurs et décharger les procédures d’approbation en aval du traitement de la question des besoins. Les coûts pour la transformation et le développement des réseaux électriques en Suisse sont à la charge des gestionnaires de réseau. Ceux-ci peuvent répercuter les coûts d’exploitation et les coûts de capital, dans la mesure où ces coûts sont imputables en vertu de la LApEl, sur les consommateurs finaux par le biais de la rémunération pour l’utilisation du réseau (tarifs d’utilisation du réseau). L’ElCom vérifie d’office la rémunération pour l’utilisation du réseau et peut ordonner une réduction ou interdire une augmentation. Le scénario-cadre, en combinaison avec les nouvelles dispositions relatives à la planification du réseau électrique découlant de la stratégie Réseaux électriques, peut contribuer à une baisse des coûts: des principes uniformes pour la planification du réseau, une meilleure coordination entre les gestionnaires de réseau et l’examen préalable des besoins auxquels répondent les projets relevant du réseau de transport ainsi que l’examen des projets eux-mêmes peuvent aider à éviter les surcapacités sur le réseau.

1.4 Étude sur le scénario-cadre

En 2013, l’OFEN a confié à l’agence allemande de l’énergie (Deutsche Energie-Agentur [dena]) le mandat de clarifier les exigences auxquelles devait répondre un scénario-cadre destiné à la planification du réseau en Suisse [1]. Les résultats de l’étude ont été intégrés au concept détaillé de la Stratégie Réseaux électriques. La définition d’un processus clairement structuré, ainsi que des recommandations pour la fixation des exigences auxquelles doit répondre un scénario-cadre d’économie énergétique, figuraient au premier plan.

1.5 Planification du réseau de transport d’électricité

En 2015, Swissgrid a élaboré sa planification stratégique du réseau 2025 pour le réseau de transport. À cette occasion, elle a documenté des scénarios pour le secteur de l’énergie à l’horizon 2025/2035. Le «Rapport sur le réseau stratégique 2025» présente les mesures nécessaires à l’extension du réseau ainsi que la planification des investissements jusqu’en 2025 [2]. Dans la lignée de la 9/38

planification stratégique du réseau 2025, Swissgrid a lancé un projet intitulé «Réseau stratégique 2040» avec pour objectif de remanier la planification actuelle du réseau. Les besoins relatifs au développement du réseau seront calculés et évalués sur la base des scénarios du SC CH et des données actuelles concernant la charge et la consommation pour chaque nœud du réseau de transport. Afin d’améliorer la coordination au niveau de la planification du réseau, Swissgrid a mis sur pied en 2012 quatre groupes de travail pour la coordination régionale du développement du réseau (GT CRDR). En outre, en 2020, elle a lancé, en collaboration avec les gestionnaires de réseau du NR3, les travaux en vue de l’élaboration des processus pour la mise à disposition des données et la régionalisation.

1.6 Développement du réseau de distribution suprarégional

Avec une tension supérieure à 36 kV mais inférieure à 220 kV, le réseau de distribution suprarégional est considéré comme relevant du NR3. Il fait le lien entre le NR1 et les réseaux de distribution des niveaux 5 et 7. La planification du NR2 est intégrée à la planification du NR3, laquelle tient par ailleurs compte des exigences formulées dans la recommandation de la branche «Distribution Code Suisse»5, des principes définis pour la planification du réseau des gestionnaires de réseaux de distribution, ainsi que de l’évolution globale de la consommation et de la production au niveau des raccordements au réseau. La base de données de l’entreprise Pronovo AG6 constitue une source d’informations pour l’enregistrement des installations de production d’énergie (IPE) de même que pour les demandes de raccordement au réseau ou pour les demandes préalables de raccordement de nouveaux consommateurs ou de centrales électriques.

1.7 Planification du réseau dans les États voisins

En Europe, le système d’approvisionnement en électricité est étroitement lié aux capacités de transport existantes entre les différents pays. La directive UE 2009/72/CE du 13 juillet 2009 a établi la nécessité de coordonner les mesures de développement du réseau sur le réseau européen d’électricité interconnecté. Les gestionnaires de réseau de transport sont contraints de soumettre chaque année à l’autorité de régulation et après consultation un plan décennal de développement du réseau (TYNDP). Dans le cadre de celui-ci, la planification du réseau européen repose sur des hypothèses adéquates concernant l’évolution de la production, de la consommation et des échanges d’électricité avec d’autres pays. À cette fin, les gestionnaires de réseaux d’électricité et de gaz européens (ENTSO-E et ENTSO-G) élaborent tous les deux ans des scénarios pour le secteur de l’énergie avec la participation de Swissgrid. En juillet 2020, ENTSO a publié les scénarios européens [3] relatifs à l’électricité et au gaz pour le TYNDP 2020.

1.8 Études sur l’adéquation du système (System Adequacy)

Dans les études sur l’adéquation du système suisse réalisées par l’OFEN et l’ElCom, des simulations relatives à l’offre et à la demande en électricité ont été réalisées sous la forme de modèles. Certaines situations potentielles de pénurie d’approvisionnement en électricité ont été identifiées. Bien que ces études se fondent sur des bases de données similaires, leur objectif est différent de celui du SC CH. Tandis que les premières se penchent sur la situation de l’approvisionnement à long terme sous l’angle de la capacité du système à couvrir la demande nationale en électricité au moyen de la production nationale et internationale, le SC CH présente la gamme des développements possibles dans le secteur de l’énergie pour servir de base au développement des réseaux électriques.

1.9 Délimitation par rapport au réseau de courant de traction

Le réseau de courant de traction7 fait partie intégrante de l’infrastructure des chemins de fer. C’est la raison pour laquelle sa planification, sa construction, son exploitation et l’entretien de ses

5 Le Distribution Code Suisse (DC-CH) définit les principes techniques et les exigences minimales pour le raccordement à un réseau de distribution, ainsi que pour l’exploitation et l’utilisation des réseaux de distribution en Suisse. 6 L’entreprise Pronovo AG est l’organe de certification accrédité pour l’enregistrement des certificats d’origine et pour la conduite des programmes d’encouragement des énergies renouvelables de la Confédération. 7 Parallèlement au réseau électrique à 50 Hz, il existe en Suisse un réseau à 16,7 Hz pour l’approvisionnement des chemins de fer en courant de traction avec des lignes de transport à 132 kV ou 66 kV ainsi que des sous-stations pour les installations de lignes de contact à 15 kV ou 11 kV. En outre, les CFF respectivement les RhB exploitent des 10/38

installations sont réglementés dans la législation sur les chemins de fer. Les Chemins de fer fédéraux (CFF), qui détiennent la maîtrise du système à 16,7 Hertz (Hz), ont pour mandat d’alimenter en courant de traction tous les gestionnaires d’infrastructures ferroviaires à 16,7 Hz (à l’exception des Chemins de fer rhétiques [RhB]). Outre le développement des infrastructures décidé par le Parlement, d’autres facteurs, tels que des avancées technologiques ou de nouveaux concepts d’horaires, peuvent se traduire par une évolution des besoins. Les CFF et les RhB indiquent à l’Office fédéral des transports (OFT) les projets de construction de ligne nécessaires pour assurer l’approvisionnement en courant de traction. Le réseau de courant de traction à 16,7 Hz, d’une portée stratégique, est présenté dans la partie «Infrastructure rail» du plan sectoriel des transports (SIS). Les lignes de transport des chemins de fer ne doivent pas être coordonnées avec le plan sectoriel des lignes de transport d’électricité (PSE). Les lignes communes composées de lignes de transport des CFF à 132 kV et de lignes appartenant au NR1 font figure d’exceptions et doivent figurer dans le plan sectoriel.

centrales électriques à 16,7 Hz et le réseau de courant de traction est raccordé au réseau électrique à 50 Hz via plusieurs convertisseurs de fréquence. 11/38

2 Planification du réseau et scénario-cadre

2.1 Le scénario-cadre: une première étape dans la planification du réseau

Les gestionnaires de réseau des NR1 et NR3 élaborent la planification de leur réseau et déterminent les besoins futurs en matière de développement du réseau électrique sur la base du SC CH et en fonction des besoins supplémentaires. On entend par «besoins supplémentaires» des projets de rénovation ou de remplacement ainsi que des projets régionaux et locaux pour le raccordement des installations de production et des consommateurs finaux dont le gestionnaire de réseau a connaissance et qui ne sont pas décrits dans le SC CH. Du côté des consommateurs, cela concerne notamment le démantèlement d’installations industrielles (p. ex. usines de cartons) ou leur agrandissement (p. ex. centres de calcul ou usines chimiques). Du côté des producteurs, il s’agit par exemple de la transformation ou de l’agrandissement de centrales hydroélectriques existantes ou de nouvelles installations destinées à la production d’électricité. En conséquence, les besoins régionaux peuvent en pratique dépasser les hypothèses émises dans le cadre du SC CH; ainsi, le gestionnaire du réseau doit pondérer davantage ces facteurs concrets dans le cadre du développement du réseau.

La ventilation de la production et de la charge entre les secteurs de réseau, les régions de desserte et les nœuds de réseau (régionalisation), ainsi que l’estimation des besoins spécifiques en matière de renouvellement et de remplacement des installations de réseau existantes relèvent de la responsabilité des gestionnaires de réseau.

La coordination au sein de réseaux électriques interconnectés revêt une importance particulière. C’est pourquoi le législateur a réglé, à l’art. 9c LApEl, l’échange d’informations entre gestionnaires de réseau de tous les niveaux de réseau. Une obligation de transmission réciproque et gratuite de renseignements est ainsi établie. Cet échange d’informations concerne les projets prévus de transformation ou d’extension des réseaux électriques et les prévisions en matière de production et de consommation. La coordination et l’échange de données entre les niveaux de réseau 1 et 3 en particulier sont essentiels pour le développement du réseau. Swissgrid et les gestionnaires de réseaux de distribution du NR3 sont en outre tenus de documenter la planification de leur réseau à l’aide de plans pluriannuels. L’ElCom examine le plan pluriannuel de Swissgrid à la lumière des prescriptions de la loi et de l’ordonnance. Ce faisant, elle confirme l’existence du besoin pour les projets portant sur le réseau de transport d’électricité.

Figure 3: Le scénario-cadre dans la planification du réseau 12/38

2.2 Prise en compte des scénarios dans la planification du réseau

Conformément à l’art. 9d, al. 1, LApEl8, le scénario-cadre doit être considéré dans son ensemble lors de la planification du réseau. En ce sens, tous les scénarios prédéfinis doivent être intégrés de manière adéquate dans les planifications, l’accent étant mis sur le scénario directeur. Les dispositions de l’art. 9d, al. 2, let. a, LApEl sont importantes pour la phase de mise en œuvre: le plan pluriannuel doit indiquer dans quelle mesure les projets prévus sont efficaces et appropriés d’un point de vue technique et économique. Par conséquent, tous les projets nécessaires à assurer un fonctionnement sans goulets d’étranglement dans chacun des scénarios ne sont pas automatiquement inclus dans le plan pluriannuel. Il s’agit surtout des projets réellement nécessaires d’un point de vue technique et économique. Une analyse complète du rapport entre les coûts et les avantages est prévue pour les projets du NR1. À l’avenir, l’interprétation plus poussée des dispositions légales relatives à l’art. 9d LApEl incomberont à l’ElCom dans le cadre de la mise en œuvre de la LApEl.

2.3 Horizon temporel du scénario-cadre

Les années cibles du SC CH (horizon temporel) sont 2030 et 2040. L’écart de dix ans entre les années cibles est conforme aux prescriptions de la LApEl et constitue une pratique courante dans les pays voisins (ENTSO), ce qui facilite la coordination de la planification du réseau et la comparaison des scénarios entre eux. Dans l’optique de la Stratégie énergétique 2050, il a, dans un premier temps, été envisagé de fixer comme année cible 2035, et ensuite (dix ans plus tard) 2045. Cependant, cela aurait constitué un décalage de cinq ans par rapport aux planifications d’ENTSO, ce qui n’aurait eu guère de sens au regard de l’imbrication importante avec le réseau électrique européen et de la nécessité impérieuse de coordonner les planifications de réseau. En outre, il semble difficile d’extrapoler de manière fiable les données d’ENTSO. Une comparaison des indicateurs serait également limitée. Dans l’ensemble, cela compliquerait la coordination de la planification du réseau avec les pays voisins.

Conformément aux dispositions légales, trois scénarios au maximum doivent être élaborés pour la première année cible. Le scénario le plus probable (scénario directeur) doit par ailleurs être étendu de manière à couvrir une période de dix ans supplémentaires. Étant donné que lorsque le Conseil fédéral approuvera le SC CH, la première date cible (2030) se situant à un horizon temporel inférieur à dix ans, les indicateurs pour l’année 2040 sont également présentés pour chacun des trois scénarios du SC CH.

8 Message du 13 avril 2016 relatif à la loi fédérale sur la transformation et l’extension des réseaux électriques (Modification de la loi sur les installations électriques et de la loi sur l’approvisionnement en électricité), FF 2016 3679 13/38

3 Description des scénarios

Le SC CH représente la gamme des développements probables dans le secteur de l’énergie. Les scénarios présentent une version simplifiée de la réalité et ne constituent en aucun cas des prévisions pour l’avenir. Au vu de la longueur des cycles d’investissement pour les réseaux électriques, en particulier pour les réseaux de transport, il convient de prendre en compte une large palette d’évolutions possibles. Il est également essentiel de faire une distinction suffisante entre les scénarios, de manière à créer une base de planification aussi solide que possible.

Quant à savoir si, et comment, les scénarios se vérifieront à l’avenir, la réponse dépend de plusieurs facteurs. Hormis les incertitudes liées à la vitesse de l’évolution de la technologie, des mesures politiques sont nécessaires, notamment des réglementations légales, pour la mise en œuvre de mesures techniques appropriées. Ces mesures politiques doivent être fixées dans les législations respectives. Elles doivent donc faire l’objet de débats et de décisions dans le cadre des processus démocratiques en Suisse. Néanmoins, les gestionnaires de réseau ont besoin, aujourd’hui déjà, de bases fiables pour planifier l’avenir de leurs réseaux électriques. Celles-ci sont déterminantes au vu des longues phases de planification, d’autorisation et de réalisation des réseaux de transport d’électricité et des réseaux de distribution suprarégionaux.

Les trois scénarios du SC CH tiennent compte des objectifs des PE2050+, qui transforment le système d’approvisionnement en énergie de la Suisse afin d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050 (objectif «zéro émission nette»9), tout en assurant la sécurité de l’approvisionnement en énergie. On admet en outre une durée d’exploitation des centrales nucléaires (CN) en Suisse de 50 ans, afin que les éventuelles mesures nécessaires sur le réseau puissent être planifiées et réalisées en temps utile. Comme le montre la figure suivante, chacun des trois scénarios du SC CH fonde ses hypothèses sur l’un des scénarios des PE2050+ pour la Suisse et sur l’un des scénarios du TYNDP 2020 pour l’étranger.

Le scénario-cadre 2030/2040 pour la planification du réseau électrique définit les scénarios suivants:

1. Scénario 1 «Référence» (scénario directeur)

2. Scénario 2 «Divergence» (scénario de sollicitation accrue)

3. Scénario 3 «Couplage des secteurs» (scénario de sollicitation réduite)

Figure 4: Aperçu des trois scénarios du SC CH

La figure suivante présente qualitativement l’impact des trois scénarios du SC CH sous l’angle du développement du photovoltaïque et de l’éolien, du développement de l’hydraulique, du développement des centrales thermiques, de la consommation d’électricité et du solde importateur (résultat de la modélisation des PE2050+) en tenant compte des indicateurs pour l’année 2040.

9 L’objectif «zéro émission nette» est atteint lorsque le bilan entre les émissions de gaz à effet de serre et la quantité de gaz à effet de serre soustraite de l’atmosphère est tout à fait équilibré. Outre le dioxyde de carbone (CO2), le bilan tient également compte du méthane (CH4), du protoxyde d’azote (N2O) ainsi que de certains gaz à effet de serre synthétiques. 14/38

Figure 5: Impact des trois scénarios du SC CH pour l’année 2040 (présentation schématique; échelles non standardisées)

3.1 Scénario 1 «Référence»

Le scénario directeur du SC CH est le scénario «Référence», qui s’appuie sur le scénario «ZÉRO Base» et sur la variante stratégique «Bilan annuel équilibré en 2050» des PE2050+ pour les développements dans le secteur de l’énergie en Suisse.

Le scénario «ZÉRO Base» et tous les autres scénarios dits «ZÉRO» extrapolent les tendances du développement technologique prévisible aujourd’hui. Ils tablent sur une augmentation de l’efficacité énergétique élevée et la plus précoce possible ainsi que sur une électrification marquée. Dans le scénario «Référence», la consommation d’électricité nette progresse pour atteindre environ 60 TWh en 2030 et environ 67 TWh en 2040. Dans les zones urbaines, les réseaux de chauffage à distance prennent de l’importance. Des systèmes de captage et stockage du carbone (CSC) sont installés dans les usines d’incinération des ordures ménagères et les cimenteries, afin de réduire les émissions de CO2 d’origine fossile. Cela entraîne une augmentation de la consommation d’électricité et de chaleur même si ce facteur ne revêt pas encore une importance majeure pour le réseau électrique d’ici 2040. Les émissions de gaz à effet de serre résiduelles sont compensées par des puits de carbone ou grâce à des technologies d’émission négative (NET) en Suisse ou à l’étranger, avec pour but d’atteindre l’objectif «zéro émission nette» à l’horizon 2050. L’électrification visée dans le secteur des transports et celui de la production de chaleur est complétée par l’utilisation du biogaz et des gaz synthétiques (p. ex. l’hydrogène).

L’augmentation de la production d’électricité d’origine renouvelable progresse rapidement et avec une forte proportion d’énergie photovoltaïque (environ 10 GW en 2030 et environ 24 GW en 2040). S’agissant de la production d’électricité indigène, une voie est envisagée pour le développement des énergies renouvelables assurant un bilan annuel équilibré du solde importateur pour l’électricité en 2050 (variante stratégique «Bilan annuel équilibré en 2050» selon les PE2050+). Toutefois, cet équilibre annuel ne sera pas encore atteint d’ici 2040.

En ce qui concerne l’évolution dans l’UE, le scénario 1 se réfère au scénario «Distributed Energy» du TYNDP 2020 d’ENTSO, qui prévoit davantage d’installations de production décentralisées et une forte croissance du photovoltaïque, du biogaz et du «Power-to-Gas», le photovoltaïque représentant 14% du mix de production en 2030 et 18% en 2040, et l’éolien respectivement 29% et 42% [3]. Les «prosommateurs» figurent au premier plan et prennent activement part au marché de l’énergie. La 15/38

consommation d’électricité augmente dans l’UE pour passer de 3086 TWh en 2015 à 3422 TWh en 2030 et à 4029 TWh en 2040 [3]. L’accroissement de la production décentralisée en Europe permet de partir du principe que la portée des flux de charge sur le réseau de transport européen sera moindre que dans les autres scénarios. Les simulations de marché et de réseau de Swissgrid axées sur le scénario-cadre fourniront des indications plus précises à ce sujet. Le scénario «ZÉRO Base» des PE2050+, qui table sur un développement rapide du photovoltaïque, s’accorde bien avec une évolution européenne correspondant au scénario «Distributed Energy». Ces deux scénarios reposent sur une décarbonisation marquée et une décentralisation de la production d’électricité.

3.2 Scénario 2 «Divergence»

Le scénario «Divergence» repose sur le scénario «ZÉRO A» des PE2050+ avec une électrification étendue du système énergétique, en combinaison avec la variante stratégique «Conditions-cadres actuelles», selon laquelle l’augmentation de la production d’électricité issue de sources renouvelables est différée. La divergence entre la consommation d’électricité et la production se creuse et tend à susciter des attentes élevées envers les réseaux électriques.

L’électrification du secteur des transports et du bâtiment progresse plus fortement que dans le scénario 1. L’électrification accrue se traduit par une hausse de la demande en électricité et partant, par une consommation d’électricité nette plus élevée (environ 61 TWh en 2030 et environ 69 TWh en 2040). Le développement de la production d’électricité issue de sources renouvelables repose sur les conditions actuelles (variante stratégique «Conditions-cadres actuelles» selon les PE2050+), à savoir sur les instruments de la politique énergétique et climatique en vigueur aujourd’hui ainsi que les conditions du marché actuelles et les autres conditions-cadres actuelles du marché de l’électricité (état au 1er janvier 2019). En conséquence, l’augmentation de la production indigène d’électricité et celle de l’énergie photovoltaïque sont nettement moindres que dans le scénario 1 (environ 7,6 GW en 2030 et environ 10,1 GW en 2040). Ces hypothèses relatives à la consommation et à la production impliquent la nécessité d’importer davantage d’électricité. Les simulations de marché et de réseau de Swissgrid axées sur le scénario-cadre fourniront des indications plus précises à ce sujet.

En ce qui concerne l’évolution dans l’UE, le scénario 2 se réfère au scénario «Global Ambition» du TYNDP 2020 d’ENTSO, qui est un scénario descendant (top-down) compatible avec l’objectif de limiter le réchauffement global à 1,5 degré Celsius grâce à des installations de production plus centralisées devenant plus avantageuses grâce aux effets d’échelle. Il s’agit, par exemple, des éoliennes en mer dans le nord et des grandes installations photovoltaïques dans le sud de l’Europe, le photovoltaïque représentant 10% du mix de production en 2030 et 13% en 2040, et l’éolien respectivement 32% et 45% [3]. Globalement, cela entraîne une augmentation des volumes en transit entre les pays européens. La consommation d’électricité au sein de l’UE progresse pour atteindre 3213 TWh en 2030 et 3426 TWh en 2040 [3]. Une évolution conforme à la variante «ZÉRO A» des PE2050+, avec une forte demande intérieure d’électricité combinée à une augmentation moindre de la production d’électricité en Suisse, doit être envisagée concrètement compte tenu du scénario européen «Global Ambition», qui conclut à une augmentation des volumes en transit au sein de l’Europe, en particulier du point de vue des niveaux de réseau 1 et 3 (forte sollicitation).

3.3 Scénario 3 «Couplage des secteurs»

Le scénario «Couplage des secteurs» se fonde sur le scénario «ZÉRO B» et la variante stratégique «Bilan annuel équilibré en 2025» des PE2050+. Il suppose que le biogaz et les gaz synthétiques ainsi que l’hydrogène joueront un rôle plus important dans l’approvisionnement en énergie et traceront ainsi une voie différente vers la neutralité climatique de la Suisse à l’horizon 2050.

De nombreuses évolutions sont identiques au scénario 1, avec toutefois une électrification plus faible du système énergétique. La consommation d’électricité nette n’augmente que modérément pour atteindre environ 59 TWh en 2030 et environ 62 TWh en 2040. La construction de centrales avec turbines à gaz fonctionnant à l’hydrogène, pour une puissance d’environ 2500 MW d’ici 2040 dans la variante «ZÉRO B», garantit davantage de puissance en Suisse. Toutefois, selon les PE2050+, les installations ne fourniront comparativement qu’une moindre contribution à la production d’énergie. 16/38

L’utilisation plus importante de gaz produits avec de l’électricité dans la variante «ZÉRO B» a pour corollaire des importations d’énergie plus importantes par rapport à la variante de base, puisque les possibilités de production d’agents énergétiques basés sur l’électricité à prix avantageux sont restreintes en Suisse.

Ici aussi, l’augmentation de la production d’électricité issue de sources renouvelables fait intervenir une part importante d’énergie photovoltaïque (environ 9,7 GW en 2030 et environ 18,6 GW en 2040). Pour la production indigène d’électricité, on admet une voie de développement pour les énergies renouvelables garantissant à l’horizon 2050 un bilan annuel équilibré du solde importateur d’électricité (variante stratégique «Bilan annuel équilibré en 2050» selon les PE2050+). Il convient toutefois de souligner que cet équilibre du bilan annuel ne sera pas encore atteint en 2040.

En ce qui concerne l’évolution dans l’UE, comme dans le scénario 1, on se réfère au scénario «Distributed Energy» du TYNDP 2020 d’ENTSO (voir à ce sujet les explications au chap. 3.1).

Par rapport aux scénarios 1 et 2, la hausse modérée de la consommation d’électricité en Suisse combinée à une augmentation des turbines à gaz alimentées à l’hydrogène permet de s’attendre à une décharge des réseaux électriques. Ce développement en Suisse s’accorde bien avec une évolution conforme au scénario «Distributed Energy» en Europe.

3.4 Scénarios et variantes des Perspectives énergétiques 2050+

Avec le scénario «Zéro net» et ses variantes, les PE2050+ ont étudié des trajectoires de développement pour le système énergétique suisse [4] permettant d’atteindre l’objectif à long terme de «zéro émission nette» de gaz à effet de serre à l’horizon 2050. Le scénario «Poursuite de la politique actuelle» ne permet pas d’atteindre cet objectif. La Figure 6 présente les différents scénarios, leurs variantes et les variantes production d’électricité (variantes stratégiques), qui servent à la Suisse de bases de données pour les scénarios 1 à 3 du SC CH.

La variante stratégique «Bilan annuel équilibré en 2050» des PE2050+ considère une augmentation permettant de couvrir la consommation d’électricité de la Suisse dans le cadre d’un bilan annuel. En augmentant rapidement la production d’électricité indigène issue de sources renouvelables, on tendrait vers un surplus d’électricité au semestre d’été. Même si l’augmentation accrue de la production contribuerait à couvrir les besoins en électricité durant le semestre d’hiver, il demeurerait nécessaire d’importer de l’électricité à cette période. La variante stratégique «Conditions-cadres actuelles» repose sur les conditions légales et les conditions du marché applicables aujourd’hui, dans lesquelles un report de l’augmentation de la production d’électricité issue de sources renouvelables a tendance à entraîner une augmentation du solde importateur durant le semestre d’hiver.

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Figure 6: Choix des scénarios et des variantes des PE2050+ pour les trois scénarios du SC CH

3.5 Scénarios du Plan décennal de développement du réseau 2020

Les gestionnaires de réseau européens pour l’électricité et le gaz (ENTSO-E et ENTSO-G) ont publié en juillet 2020 les scénarios européens [3] relatifs à l’électricité et au gaz pour le Plan décennal de développement du réseau 2020 (TYNDP 2020).

ENTSO cite deux facteurs décisifs pour le développement de ses scénarios: la décarbonisation et la décentralisation ou la centralisation (autrement dit, dans quelle mesure la production d’électricité est décentralisée ou centralisée dans les scénarios).

Figure 7: Représentation des scénarios européens dans le TYNDP 2020

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4 Production d’électricité

La figure ci-après compare les capacités de production indigène des trois scénarios du SC CH pour l’année 2040. Il convient de noter que la qualité et la quantité d’électricité produite varient en fonction de la technologie utilisée.

Figure 8: Aperçu des capacités de production dans les trois scénarios du SC CH pour 2040

La puissance installée est la puissance raccordée au réseau électrique, déterminée dans le cadre d’une demande de raccordement entre le producteur et le gestionnaire du réseau. La puissance d’une installation photovoltaïque se mesure, en fonction de la puissance de crête nominale, en courant continu, du générateur d’électricité d’origine solaire. La puissance d’une installation de biomasse, éolienne ou géothermique se mesure en fonction de la puissance nominale du générateur électrique. Pour les installations hydroélectriques et les centrales électriques thermiques, c’est généralement aussi la puissance nominale du générateur qui est indiquée.

4.1 Force hydraulique

La production hydroélectrique est répartie entre les centrales au fil de l’eau, les centrales à accumulation et les centrales à pompage-turbinage. Bien que techniquement la petite hydraulique (≤ 10 MW) soit considérée comme une centrale au fil de l’eau, elle est présentée séparément dans le tableau ci-après, qui indique la puissance nominale du générateur électrique pour chaque type de centrales. La puissance de pompage des centrales à pompage-turbinage est présentée au chapitre 0.

Année 2019 2030 2040 Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Production d’électricité Puissance installée [MW] Source: PE2050+ Centrales au fil de l’eau 3 300 3 340 3 340 3 340 3 350 3 350 3 350 Centrales à accumulation 8 180 8 530 8 530 8 530 8 930 8 930 8 930 Centrales à pompage-turbinage 3 090 4 360 4 360 4 360 6 020 6 020 6 020 Petites centrales hydroélectriques 780 870 870 870 960 960 960 Somme* 15 350 17 110 17 110 17 110 19 260 19 260 19 260 Tableau 3: Évolution des capacités de production hydroélectrique Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese» (en allemand uniquement), feuille 03 «Installierte Leistung» (somme uniquement) * Il s’agit de la somme arrondie des valeurs individuelles exactes 19/38

Dans les scénarios 1 à 3, le développement de l’énergie hydraulique se fait dans des conditions d’utilisation optimisées, afin d’atteindre les valeurs indicatives de la loi sur l’énergie (LEne) et les objectifs de développement selon le message du Conseil fédéral relatif au premier paquet de mesures de la Stratégie énergétique 2050 et son message concernant la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables10. L’étude réalisée par l’OFEN en 2019 «Potentiel hydroélectrique de la Suisse» [5] fournit des renseignements sur la réalisation de projets envisagés dans le domaine hydroélectrique. S’agissant de l’estimation de la puissance des installations hydroélectriques, une probabilité de réalisation moyenne est retenue pour différents projets. En outre, on admet, conformément à cette étude, que le débit maximal des eaux intervient environ deux semaines plus tôt à l’orée du semestre d’hiver en raison de l’élévation des températures à l’horizon 2050; cela devrait être pris en compte dans la modélisation des centrales hydroélectriques.

4.2 Énergie nucléaire

Pour le scénario-cadre, on a admis une durée d’exploitation de 50 ans pour les centrales nucléaires suisses, afin que les éventuelles mesures requises sur le réseau puissent être planifiées et réalisées à temps. Cela permet également de comparer les différents scénarios entre eux. Ainsi, pour l’année cible 2030, seule la centrale de Leibstadt sera encore en service et, en 2040, aucune centrale nucléaire ne sera plus exploitée.

Année 2019 2030 2040 Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Production d’électricité Puissance installée [MW] Source: PE2050+ Centrales nucléaires 3 330 1 220 1 220 1 220 - - - Tableau 4: Évolution des capacités de production du nucléaire Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille 03 «Installierte Leistung»

4.3 Centrales thermiques

Les installations qui fonctionnent aujourd’hui à partir de combustibles fossiles seront de plus en plus souvent alimentées par des combustibles biogènes, renouvelables ou neutres pour le climat. Dans le scénario 3, on compte environ 2500 MW de puissance installée supplémentaire provenant des grandes centrales à gaz qui, selon les PE2050+, fonctionneront à long terme avec de l’hydrogène majoritairement importé. Aucun changement majeur n’est à prévoir dans les usines d’incinération des ordures ménagères (UIOM), dans les stations d’épuration des eaux usées (STEP) et centrales électriques à biomasse (bois).

Année 2019 2030 2040 Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Production d’électricité Puissance installée [MW] Source: PE2050+ Incinération des ordures ménagères 420 420 420 420 420 420 420 Autres centrales thermiques 360 340 340 600 200 180 2 830 Biomasse (bois) 70 70 70 70 70 70 70 Centrales au biogaz 30 120 120 130 250 280 300 Stations d’épuration des eaux usées 30 30 30 30 30 30 30 Somme* 920 990 980 1 250 970 950 3 650 Tableau 5: Évolution des capacités de production des centrales thermiques Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille 03 «Installierte Leistung» (incinération des ordures ménagères répartie entre renouvelable/non renouvelable; «Autres centrales thermiques» sous «neue KW fossil/PtG») * Il s’agit de la somme arrondie des valeurs individuelles exactes

10 Message concernant la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables, 2021, https://www.admin.ch/gov/fr/accueil/documentation/communiques.msg-id-84018.html 20/38

4.4 Géothermie

Jusqu’à ce jour, il n’existe en Suisse aucune centrale géothermique produisant de l’électricité. Les scénarios 1 et 3 partent du principe qu’à l’horizon 2040, la puissance installée des centrales géothermiques atteindra environ 90 MW. L’évolution est moindre dans le scénario 2 qui table sur les conditions-cadres actuelles.

Année 2019 2030 2040 Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Production d’électricité Puissance installée [MW] Source: PE2050+ Géothermie - 10 10 10 90 20 90 Tableau 6: Évolution des capacités de production de la géothermie Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille 03 «Installierte Leistung» (sc. 2 selon les conditions-cadres actuelles)

4.5 Photovoltaïque

Tous les scénarios tablent sur un développement important du photovoltaïque; le scénario 1 admettant l’évolution la plus importante, suivi par le scénario 3. L’évolution admise dans le scénario 1 implique une augmentation annuelle moyenne d’environ 690 MWc11 de puissance photovoltaïque entre 2019 et 2030, qui s’accélérera pour passer à 1430 MWc par an en moyenne à compter de 2030. Dans le scénario 2, l’augmentation dès 2030 sera bien plus lente (en raison des conditions-cadres actuelles sous-tendant le scénario), avec en moyenne environ 245 MWc par an. La puissance d’une installation photovoltaïque est mesurée en fonction de la puissance de crête nominale, en courant continu du générateur d’électricité d’origine solaire (watt crête [Wc]). Afin de produire davantage d’électricité durant le semestre hivernal (d’octobre à mars), des mesures incitatives sont déployées pour orienter davantage le photovoltaïque vers la production hivernale, ce qui a un impact sur les heures de pleine charge. La part de la production hivernale augmentera de 25% en 2019 à 26% en 2030 et à 29% en 2040. Cela signifie qu’à l’avenir, les modules photovoltaïques seront conçus de manière à produire davantage durant le semestre d’hiver. La production d’électricité de source photovoltaïque représente donc une part croissante de la production d’électricité hivernale.

La puissance moyenne d’une installation photovoltaïque passe de 22 kWc en 2019 à 24 kWc en 2030 et à 26 kWc en 2040, car les surfaces de toiture existantes sont mieux exploitées.

Année 2019 2030 2040 Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Production d’électricité Puissance de crête nominale en courant continu installée [MWc] Source: PE2050+ Photovoltaïque 2 520 9 770 7 650 9 730 24 070 10 100 18 610 Tableau 7: Évolution des capacités de production du photovoltaïque Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille 03 «Installierte Leistung» (sc. 2 selon les conditions-cadres actuelles)

4.6 Éolien

Le potentiel de développement attendu de l’énergie éolienne en Suisse est nettement inférieur à celui de l’énergie photovoltaïque. Les scénarios 1 et 3 prévoient une augmentation d’environ 1000 MW à l’horizon 2040. Le scénario 2, qui table sur les conditions-cadres actuelles, part du principe que peu de nouvelles centrales éoliennes seront construites. Le développement de l’énergie éolienne est particulièrement utile pour la production d’électricité durant le semestre d’hiver, étant donné que la part de la production hivernale est élevée (environ 60%).

La puissance moyenne d’une éolienne passe de 2,5 MW en 2019 à environ 2,7 MW en 2030 et à 3,0 MW en 2040.

11 Le kilowatt crête (kWc) est l’unité de mesure de la puissance électrique nominale maximale en courant continu, exprimée en watts (W), d’une installation photovoltaïque. L’abréviation kWc est d’usage courant dans le secteur du photovoltaïque. 21/38

Année 2019 2030 2040 Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Production d’électricité Puissance installée [MW] Source: PE2050+ Éolien 100 310 180 310 1 150 180 1 040 Tableau 8: Évolution des capacités de production de l’éolien Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille 03 «Installierte Leistung» (sc. 2 selon les conditions-cadres actuelles)

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5 Consommation d’électricité

Le tableau ci-après présente les quantités d’énergie correspondant à la consommation d’électricité. Pour passer des quantités d’énergie aux courbes de charge, les gestionnaires de réseau peuvent se fonder sur leur expérience dans leur secteur de réseau et sur des profils de charge types en fonction des groupes de consommateurs. Ils peuvent adapter/faire évoluer leur courbe de charge brute actuelle selon l’évolution prévue dans le SC CH. Les PE2050+ prévoient une diminution globale de la consommation conventionnelle. En revanche, de nouveaux consommateurs d’électricité viendront s’ajouter avec la mobilité électrique, les pompes à chaleur, le Power-to-X et le captage du carbone. À titre d’aide à la modélisation, le SC CH fournit des données détaillées concernant les différents types de consommation d’électricité. Il présente toujours uniquement la consommation d’électricité nette. Il ne tient pas compte des pertes sur le réseau ni de la consommation des pompes des centrales à pompage-turbinage, qui sont calculées dans la planification du réseau des gestionnaires de réseau.

Année 2019 2030 2040 Source: PE2050+ Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Consommation d’électricité - quantité d’énergie [TWh] Conventionnelle* 54,66 49,85 50,06 49,66 45,70 46,30 44,34 Mobilité électrique, hybrides rechargeables incl.* 0,10 2,28 2,39 2,10 7,94 8,32 6,83 Pompes à chaleur, grosses pompes à chaleur incl.* 2,44 6,73 6,86 5,50 9,79 10,23 6,96 Power-to-X 0 0,79 0,79 0,79 2,43 2,43 2,43 Captage du carbone 0 0 0 0 0,60 0,60 0,60 Pompes d’alimentation 0,69 0,69 0,69 0,69 0,69 0,69 0,69 Consommation d’électricité nette* 57,89 60,35 60,79 58,74 67,15 68,59 61,86 Électrification - nombre [milliers] Véhicules électriques, hybrides rechargeables incl. 40 930 930 870 2 940 2 950 2 520 Pompes à chaleur, grosses pompes à chaleur incl. 290 680 700 610 1 010 1 090 860 Tableau 9: Aperçu de l’évolution de la consommation d’électricité et de l’électrification Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille 01 «Stromverbrauch» (pompes à chaleur et grosses pompes à chaleur indiquées séparément; Power-to-X correspond à «Elektrolyse»; le Captage du carbone correspond à «Sonstige (inkl. CCS)»); Électrification - nombre: chiffres internes * Il s’agit de la somme arrondie des valeurs individuelles exactes

5.1 Consommation d’électricité conventionnelle

Le SC CH présente la consommation d’électricité conventionnelle par secteur et par année pour les quatre secteurs suivants: ménages, industrie, services (agriculture incl.) et transports. Dans tous les scénarios, la consommation d’électricité conventionnelle recule d’environ 15 à 18% d’ici 2040. Grâce à des mesures d’amélioration de l’efficacité énergétique au niveau de l’éclairage, des appareils électriques et de la technique du bâtiment, ainsi que par le remplacement des chauffages électriques directs et des chauffe-eau électriques, tous les secteurs économiseront de l’électricité. Dans tous les secteurs, les données sont considérées sans la consommation des pompes à chaleur et des véhicules électriques.

Année 2019 2030 2040 Source: PE2050+ Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Consommation d’électricité - quantité d’énergie [TWh] Ménages 17,25 14,60 14,63 14,66 12,99 13,04 13,08 Industrie 17,12 15,56 15,66 15,27 15,03 15,40 13,57 Services, agriculture incl. 17,35 16,13 16,15 16,18 13,99 14,00 14,07 Transports 2,94 3,56 3,61 3,54 3,70 3,87 3,63 Somme* 54,66 49,85 50,06 49,66 45,70 46,30 44,34 Tableau 10: Évolution de la consommation d’électricité conventionnelle Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille 01 «Stromverbrauch» (somme); fichier Excel: «Ergebnissynthese» (en allemand uniquement), feuille 05 «Elektrizität» (ventilation par

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secteurs; consommation des pompes à chaleur et des véhicules électriques déduite) * Il s’agit de la somme arrondie des valeurs individuelles exactes

5.2 Mobilité électrique

La consommation des véhicules électriques peut être ventilée pour chaque année cible dans les catégories VT (véhicules de tourisme), VUL (véhicules utilitaires légers), PL (poids lourds), bus et véhicules hybrides rechargeables (PHEV).

Dans les scénarios 1 et 2, l’évolution des véhicules électriques ne diffère que pour les poids lourds électriques et les bus électriques. Le scénario 2 table sur une augmentation plus marquée du nombre de bus et de poids lourds électriques. Dans le scénario 3, l’évolution globale est quelque peu différée. Outre les véhicules purement électriques et les PHEV, s’ajoutent les véhicules à pile à combustible (FCEV) ainsi que d’autres véhicules qui, à l’avenir, fonctionneront davantage avec des carburants synthétiques.

Le tableau suivant indique la consommation électrique des véhicules à batterie entièrement électriques (BEV) et des véhicules hybrides rechargeables.

Année 2019 2030 2040 Source: PE2050+ Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Quantité d’énergie [GWh] Voitures de tourisme électriques 70 1 380 1 380 1 290 5 600 5 600 4 790 Véhicules utilitaires légers électriques 0 140 140 100 650 650 530 Poids lourds électriques 0 60 100 60 250 400 240 Bus électriques 0 80 130 50 280 440 200 Véhicules hybrides rechargeables 20 620 640 610 1 160 1 250 1 070 Somme* 100 2 280 2 390 2 100 7 940 8 340 6 830 Tableau 11: Évolution de la consommation d’électricité pour la mobilité électrique Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille: 01 «Stromverbrauch» (somme; ventilation sur la base de chiffres externes) * Il s’agit de la somme arrondie des valeurs individuelles exactes

Les hypothèses relatives au nombre de véhicules électriques, aux puissances de charge moyennes et à la capacité des batteries se trouvent à l’annexe 10.1.

5.3 Pompes à chaleur

Le tableau suivant présente la consommation des pompes à chaleur dans les différents secteurs et pour le chauffage à distance. Selon les scénarios 1 et 2, davantage de pompes à chaleur seront utilisées dans les secteurs de l’industrie et des services ainsi que pour le chauffage à distance. Au lieu de cela, le scénario 3 table, quant à lui, sur les gaz biogènes et synthétiques.

Année 2019 2030 2040 Source: PE2050+ Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Quantité d’énergie [GWh] Pompes à chaleur dans le secteur des ménages 1 840 4 610 4 770 4 060 6 920 6 840 5 150 Pompes à chaleur dans le secteur de l’industrie 150 130 130 120 250 280 160 Pompes à chaleur dans le secteur des services 450 1 020 1 010 910 1 210 1 220 1 020 (agriculture incl.) Grosses pompes à chaleur et chauffage à distance 0 980 950 400 2 010 1 910 630 Somme* 2 440 6 730 6 860 5 500 9 790 10 230 6 960 Tableau 12: Évolution de la consommation électrique pour les pompes à chaleur Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille: 01 «Stromverbrauch» (somme et grosses pompes à chaleur présentées séparément); fichier Excel «Ergebnissynthese», feuille

12 «Wärmepumpen» (ventilation sur la base de chiffres internes)

* Il s’agit de la somme arrondie des valeurs individuelles exactes

Les hypothèses concernant le nombre de pompes à chaleur sont présentées à l’annexe 10.1. 24/38

5.4 Consommation d’électricité supplémentaire

La consommation d’électricité restante se compose de la consommation du «Power-to-X» (PtX), des installations de captage et stockage du carbone (CSC) et des pompes d’alimentation des centrales à accumulation et des centrales à pompage-turbinage.

Selon le SC CH, les installations PtX sont des installations alimentées en électricité qui transforment l’eau en hydrogène (H2) par électrolyse. L’hydrogène peut ensuite être utilisé dans d’autres secteurs (p. ex. dans les transports). On parle alors de couplage des secteurs. À l’avenir, l’hydrogène pourra être stocké dans des dépôts idoines ou injecté dans le réseau de gaz, d’où il pourra être utilisé, ultérieurement, pour alimenter les véhicules, produire de la chaleur ou de l’électricité. Dans le SC CH, cette reconversion en électricité est prise en compte sous le paramètre «autres centrales thermiques» («X-to-Power»). En ce qui concerne le réseau électrique, les installations PtX sont en premier lieu considérées comme une consommation d’électricité supplémentaire, qui est en partie flexible. L’intégration des installations PtX tend à décharger le réseau, car leur utilisation permet de réduire la puissance des installations de production sur lesquelles elles sont situées.

Pour atteindre l’objectif de «zéro émission nette», il est nécessaire de recourir à des systèmes de captage et de stockage du carbone. Des installations techniques filtrent et stockent les gaz à effet de serre (principalement du CO2) contenus dans les effluents gazeux d’installations à combustion (p. ex. cimenteries) ou dans l’air ambiant. Le SC CH présente séparément les installations de CSC des UIOM et des grandes centrales à biomasse de celles des cimenteries et autres industries émettant beaucoup de CO2. Les scénarios 1 à 3 admettent un développement des installations PtX et de CSC de même ampleur. Les pompes d’alimentation des centrales à accumulation et des centrales à pompage- turbinage sont également considérées comme une consommation d’électricité supplémentaire.

Année 2019 2030 2040 Source: PE2050+ Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Quantité d’énergie [GWh] Installations Power-to-X 0 790 790 790 2 430 2 430 2 430 Captage du carbone dans les UIOM / biomasse 0 0 0 0 510 510 510 Captage du carbone dans l’industrie / les 0 0 0 0 90 90 90 cimenteries Pompes d’alimentation 690 690 690 690 690 690 690 Tableau 13: Évolution de la quantité d’énergie de la catégorie Consommation d’électricité supplémentaire Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille: 01 «Stromverbrauch» (Power-to-X correspond à «Elektrolyse»; le captage du carbone correspond à «Sonstige (inkl. CCS)»; captage du carbone sur la base de chiffres internes)

S’agissant des installations PtX, on part du principe qu’il s’agit d’installations d’une puissance de 50 MW par site. En 2030, il n’existera donc que quelques installations isolées et, en 2040, elles seront environ deux douzaines. Les installations de CSC dans les UIOM et les centrales à biomasse ont une puissance moyenne de 5 MW, en fonction de la taille de l’installation. Dans l’industrie, les installations de CSC ont une puissance moyenne de 1,5 MW, selon la quantité d’effluents gazeux. En 2040, l’industrie ne comptera que quelques installations, mais environ une douzaine d’UIOM et de grandes centrales à biomasse seront équipées d’installations de CSC.

Année 2019 2030 2040 Source: PE2050+ Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Puissance installée [MW] Installations Power-to-X 0 260 260 260 1 290 1 290 1 290 Captage du carbone dans les UIOM / biomasse 0 0 0 0 60 60 60 Captage du carbone dans l’industrie / les cimenteries 0 0 0 0 10 10 10 Pompes d’alimentation 170 170 170 170 170 170 170 Tableau 14: Évolution de la puissance installée pour la catégorie Consommation d’électricité supplémentaire Source: [4] Fichier Excel «Umwandlungssynthese», feuille 08 «PtX» (autres chiffres internes)

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6 Flexibilité

Sur le réseau électrique, différents types de flexibilités peuvent être utilisés afin de maintenir l’équilibre entre production et consommation tout en évitant les goulets d’étranglement sur le réseau. Les installations de production pilotables, comme les centrales électriques ayant des capacités de stockage ou les centrales à gaz, les installations de stockage chez les clients finaux et les consommateurs flexibles, peuvent adapter leur puissance à court terme afin d’assurer l’équilibre sur le réseau électrique et d’éviter les goulets d’étranglement. Du côté de l’offre, il est possible d’intervenir en recourant à l’écrêtement des pointes et à la réduction délibérée de la production d’électricité (curtailment), ce qui se traduit par la perte d’une petite part de l’énergie produite puisqu’un ajustement de l’injection intervient dans des installations de production en fonction de l’évolution de l’énergie stochastique. Cela permet d’éviter un surdimensionnement des réseaux, tout en assurant une bonne utilisation des énergies renouvelables. Le présent SC CH ne précise pas l’étendue de l’écrêtement des pointes, car il n’existe pas encore de réglementation en la matière. Le message concernant la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables12, adopté par le Conseil fédéral le 18 juin 2021, contient de nouvelles dispositions légales permettant aux consommateurs finaux et aux exploitants de stockage d’utiliser leur flexibilité au service du système.

S’agissant du stockage, il convient de distinguer entre les batteries décentralisées chez les «prosommateurs» et les centrales à pompage-turbinage. Les tableaux suivants présentent la puissance installée totale des pompes ou des appareils de charge ainsi que la capacité de stockage globale. La valeur relative à la capacité des centrales à pompage-turbinage est toujours déterminée par les limites inhérentes au bassin (bassin supérieur ou inférieur). Les grandes batteries employées par les gestionnaires de réseau ne sont pas prises en compte dans la mesure où leur utilisation est très variée. On part du principe que la plupart des accumulateurs décentralisés équipent des installations photovoltaïques. Chaque accumulateur dispose d’une capacité de stockage moyenne de 5 kWh pour une puissance de charge moyenne de 10 kW. On admet qu’à long terme, 70% des installations photovoltaïques seront équipées d’accumulateurs. Ce chiffre sera de 30% en 2030 et d’environ 60% en 2040. De même, les batteries des véhicules électriques sont considérées comme une consommation flexible du seul fait qu’elles permettent de piloter la puissance de charge; aucune charge bidirectionnelle n’est prévue. L’évolution des centrales à pompage-turbinage est identique dans les scénarios 1 à 3. Les accumulateurs décentralisés connaissent une expansion parallèle aux installations photovoltaïques. C’est la raison pour laquelle leur progression est particulièrement soutenue dans le scénario 1, avec plus de 500 000 accumulateurs décentralisés en 2040 et dans le scénario 3, avec 400 000 accumulateurs décentralisés. Le scénario 2 table, quant à lui, sur environ

200 000 accumulateurs en 2040.

Année 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Installations de stockage Puissance de pompage ou de charge Capacité de stockage [GWh] Source: PE2050+ [MW] Pompes des centrales à pompage- 2 620 3 790 5 450 1 060 1 250 1 410 turbinage Accumulateurs décentralisés - 1 220 5 550 - 0,61 2,78 Tableau 15: Évolution des installations de stockage dans le scénario 1 selon l’estimation modélisée des PE2050+ (non publiée)

Année 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Installations de stockage Puissance de pompage ou de charge Capacité de stockage [GWh] Source: PE2050+ [MW] Pompes des centrales à pompage- 2 620 3 790 5 450 1 060 1 250 1 410 turbinage Accumulateurs décentralisés - 690 2 330 - 0,48 1,16 Tableau 16: Évolution des installations de stockage dans le scénario 2 selon l’estimation modélisée des PE2050+ (non publiée)

12 Message concernant la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables, 2021, https://www.admin.ch/gov/fr/accueil/documentation/communiques.msg-id-84018.html 26/38

Année 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Installations de stockage Puissance de pompage ou de charge Capacité de stockage [GWh] Source: PE2050+ [MW] Pompes des centrales à pompage- 2 620 3 790 5 450 1 060 1 250 1 410 turbinage Accumulateurs décentralisés - 1 220 4 290 - 0,61 2,15 Tableau 17: Évolution des installations de stockage dans le scénario 3 selon l’estimation modélisée des PE2050+ (non publiée)

La gestion de la charge chez les clients finaux est appelée «Demand-Side Management» (DSM) ou, si la consommation est gérée au moyen de signaux de prix, «Demand-Side Response» (DSR). Du côté de la demande, la consommation pouvait par le passé être contrôlée ou influencée au moyen d’installations à commande centralisée ou par le biais de la tarification (double tarif notamment). Ces solutions étaient souvent rigides puisque les tarifs et les horaires n’étaient pas adaptés à l’offre. À l’avenir, le chargement des batteries des véhicules électriques, l’utilisation des pompes à chaleur et le recours au PtX, par exemple, devraient être en partie flexibles. Le SC CH représente la part flexible des véhicules électriques, des pompes à chaleur et des installations PtX. La modélisation permet de différer le soutirage de la puissance pour la part flexible des véhicules électriques, des pompes à chaleur et les installations PtX. La part flexible peut être différée selon la puissance de charge des véhicules, la puissance électrique des pompes à chaleur, la capacité des accumulateurs ou la capacité de stockage de la chaleur des bâtiments. En 2030, cette part représentera par exemple entre 71 et 84 % de la consommation des pompes à chaleur des ménages. La part non flexible de la consommation est soutirée en fonction des profils de charge types pour les véhicules électriques et les pompes à chaleur. En 2040, entre 67 et 70 % de l’énergie nécessaire aux véhicules électriques, par exemple, sera soutirée selon un profil de charge non flexible. On part du principe que les installations PtX sont flexibles à 100%; elles se trouvent généralement à proximité immédiate des centrales au fil de l’eau. En principe, elles fonctionnent en continu, mais leur exploitation peut être suspendue si la situation en matière d’approvisionnement devient critique, par exemple à la fin de l’hiver, lorsque le niveau des lacs de retenue est bas. Dans les tableaux suivants, les véhicules électriques comportent uniquement les véhicules électriques à batterie, sans les véhicules hybrides rechargeables et les véhicules à pile à combustible. Les poids lourds électriques et les bus, considérés comme non flexibles, n’y figurent pas non plus et ont été décrits au chapitre 5.2. Avec environ 2 millions de voitures de tourisme électriques et 200 000 véhicules utilitaires légers électriques à l’horizon 2040, la diffusion des véhicules électriques est identique dans les scénarios 1 et 2. Le nombre des pompes à chaleur dans les ménages privés et dans le secteur des services est légèrement supérieur dans le scénario 2 par rapport au scénario 1. Dans le scénario 3, toute l’évolution est un peu plus lente. L’annexe 10.1 présente d’autres hypothèses relatives au nombre de véhicules électriques et de pompes à chaleur.

Année 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Flexibilité Nombre [n] Part flexible [%] Source: PE2050+ Voitures de tourisme électriques 27 000 498 000 1 962 000 - 17 33 Véhicules utilitaires légers électriques 700 45 000 203 000 - 17 33 Pompes à chaleur dans les ménages 287 000 669 000 997 000 - 80 76 Pompes à chaleur dans le secteur des services (agriculture incl.) 4 300 7 700 11 500 - 51 44 Installations Power-to-X 0 5 28 - 100 100 Tableau 18: Hypothèses relatives à la flexibilité dans le scénario 1 selon l’estimation modélisée des PE2050+ (non publiée)

Année 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Flexibilité Nombre [n] Part flexible [%] Source: PE2050+ Voitures de tourisme électriques 27 000 498 000 1 962 000 - 17 33 Véhicules utilitaires légers électriques 700 45 000 203 000 - 17 33 Pompes à chaleur dans les ménages 287 000 685 000 1 067 000 - 77 70 Pompes à chaleur dans le secteur des services (agriculture incl.) 4 300 10 500 17 300 - 52 44 Installations Power-to-X 0 5 28 - 100 100 Tableau 19: Hypothèses relatives à la flexibilité dans le scénario 2 selon l’estimation modélisée des PE2050+ (non publiée) 27/38

Année 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Flexibilité Nombre [n] Part flexible [%] Source: PE2050+ Voitures de tourisme électriques 27 000 460 000 1 656 000 - 15 30 Véhicules utilitaires légers électriques 700 33 000 164 000 - 15 30 Pompes à chaleur dans les ménages 287 000 601 000 845 000 - 91 93 Pompes à chaleur dans le secteur des services (agriculture incl.) 4 300 6 900 8 700 - 57 52 Installations Power-to-X 0 5 28 - 100 100 Tabelle 20: Hypothèses relatives à la flexibilité dans le scénario 3 selon l’estimation modélisée des PE2050+ (non publiée)

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7 Étranger

Le réseau de transport suisse dépend fortement des évolutions dans le secteur de l’énergie, de la politique énergétique de l’UE ainsi que de l’intégration de la Suisse dans le marché européen de l’électricité. Le SC CH comprend ainsi des directives relatives à l’évolution dans le secteur de l’énergie en Europe et au niveau des capacités transfrontalières à prendre en compte dans la simulation du marché.

7.1 Développement dans le secteur de l’énergie

Pour prendre en compte des développements dans le secteur de l’énergie en Europe, il convient de considérer, outre les PE2050+, les scénarios d’ENTSO. En juillet 2020, ENTSO a publié les scénarios européens pour l’électricité et le gaz pour le TYNDP 2020 [3]. S’agissant du développement dans l’UE, les scénarios 1 et 3 reposent sur le scénario «Distributed Energy» (cf. à ce propos les explications au ch. 3), qui table sur davantage d’installations de production décentralisées et une forte croissance du photovoltaïque, du biogaz et du «Power-to-Gas». Les «prosommateurs» figurent au premier plan et prennent activement part au marché de l’énergie. En ce qui concerne le développement dans l’UE, le scénario 2 se réfère au scénario «Global Ambition», qui prévoit davantage d’installations de production centralisées rendues plus avantageuses grâce aux effets d’échelle. Il s’agit notamment des installations éoliennes en mer dans le nord et des grandes installations photovoltaïques dans le sud de l’Europe. Dans l’ensemble, cela se traduira par une augmentation des quantités en transit entre les pays européens.

Dans sa simulation du marché réalisée dans le cadre de la planification du réseau, Swissgrid identifie, au moyen des indicateurs du SC CH pour la Suisse et des scénarios susmentionnés pour l’Europe, quels flux d’électricité seront disponibles à l’avenir et elle peut les prendre dûment en compte pour la planification du réseau.

7.2 Représentation des capacités transfrontalières

Les capacités de transport de l’électricité entre les pays et entre les différentes zones de marché forment la base sur laquelle reposent le négoce et l’échange d’électricité. La capacité de transfert nette (Net Transfer Capacity, NTC) a fait ses preuves en tant que mesure fiable à la frontière suisse pour déterminer le niveau des capacités transfrontalières commercialement utilisables en tenant compte de la sécurité du réseau. Les valeurs NTC divergent par conséquent des capacités installées physiques des lignes transfrontalières. Dans l’exploitation opérationnelle du réseau, les valeurs NTC sont harmonisées avec l’opérateur de système de transmission (Transmission System Operator, TSO) voisin pour chaque frontière suisse et chaque heure, et ce pour l’importation et l’exportation. Elles sont mises progressivement à disposition au moyen de ventes aux enchères annuelles, mensuelles et quotidiennes ainsi que d’allocations intra-day. Contrairement aux frontières suisses, de vastes parties de l’Europe ont déjà introduit le couplage des marchés fondé sur les flux (Flow-Based Market Coupling, FBMC) automatisé pour déterminer les capacités et leur attribution dans l’exploitation quotidienne des réseaux de transport. Jusqu’à présent, l’Europe a utilisé les valeurs NTC pour la planification à long terme du réseau. À l’avenir, l’utilisation de la procédure fondée sur les flux sera également possible. Le tableau ci-après présente les valeurs NTC maximales pour 2020 et 2025 par frontière et par direction pour un réseau complet. Les valeurs NTC pour 2025 tiennent compte du réseau de transport européen actuel et des projets de développement du réseau mis en œuvre et entrés en service à l’horizon 2025. Ces derniers sont déjà en cours, voire bien avancés. Les augmentations des valeurs NTC ont été harmonisées avec les TSO voisins.

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Année 2020 2025 Capacités transfrontalières (NTC) Source: Swissgrid / réseau de référence Capacité [MW] TYNDP 2020 AT -> CH (importation) 1 200 1 200 DE -> CH (importation) 2 000 3 000 FR -> CH (importation) 3 700 3 700 IT -> CH (importation) 1 910 1 910 CH -> AT (exportation) 1 200 1 200 CH -> DE (exportation) 4 000 4 200 CH -> FR (exportation) 1 400 1 700 CH -> IT (exportation) 4 800 5 000 Tableau 21: Valeurs NTC 2020 et valeurs NTC 2025 par frontière et par direction, pour un réseau complet

En outre, les règles actuelles prévues dans le «Clean Energy Package» de l’UE visant une optimisation des capacités commerciales entre les États de l’UE peuvent avoir des répercussions sur les capacités d’importation de la Suisse. Cela concerne notamment les prescriptions relatives à la capacité minimale pour le négoce: en vertu de celles-ci, à partir de fin 2025, les pays européens doivent réserver au moins 70% de leurs capacités transfrontalières au négoce entre États membres de l’UE.

Les capacités transfrontalières effectivement disponibles pour l’approvisionnement en électricité seront, dans la pratique quotidienne, inférieures aux valeurs maximales pour un réseau complet mentionnées dans le tableau 21. Elles dépendront de la disponibilité du réseau et du parc de centrales électriques, de la production et de la consommation attendues ainsi que de la sollicitation du réseau dans les pays voisins. La limitation prévisible des possibilités d’exportation des pays voisins et les possibilités d’importation réduites qui en découlent pour la Suisse doivent être prises en compte dans les considérations sur la sécurité de l’approvisionnement en électricité au même titre que les analyses sur l’adéquation du système, en lien avec l’étude des risques.

Les prescriptions quantitatives pour la définition des réseaux électriques dans le cadre de la planification du réseau doivent se faire indépendamment des restrictions possibles des possibilités d’importation à certaines heures pendant l’année. Si tel n’est pas le cas, l’importation d’électricité se trouverait réduite de façon permanente, y compris pendant les périodes de l’année où les pays voisins de la Suisse seraient en mesure d’exporter. En outre, Swissgrid peut présenter des valeurs NTC divergentes pour 2030 et 2040 dans le cadre de l’élaboration des plans pluriannuels. Il en va de même pour l’ElCom au moment de l’examen de ceux-ci.

7.3 Conséquences pour les réseaux électriques d’une absence d’accord sur l’électricité L’absence d’accord sur l’électricité ne constitue pas en soi un scénario pour le secteur de l’énergie.Néanmoins, le fait qu’aucun accord sur l’électricité avec l’UE ne soit envisageable jusqu’à nouvel avis se répercute sur tous les scénarios du SC CH. Pour l’essentiel, un accord sur l’électricité entre la Suisse et l’UE comporterait la reprise des acquis européens13 et réglerait l’accès aux plateformes de marché européennes ainsi que le couplage des marchés14 y relatif. Sans accord sur l’électricité, il faudra notamment trouver des règles séparées pour inclure Swissgrid dans les processus techniques, afin d’assurer la sécurité de l’exploitation du réseau de transport suisse. Il est notamment question ici de flux de charges non planifiés et donc de l’augmentation de la charge sur les éléments critiques du réseau, d’un recours accru au redispatching, etc. Des investissements supplémentaires dans le réseau suisse de transport peuvent alors être nécessaires afin de préserver la stabilité du réseau électrique suisse, de le protéger contre une surcharge provenant de l’étranger et d’assurer une sécurité d’approvisionnement élevée. Comme mentionné au chap. Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden., des règles provenant du «Clean Energy Package» de l’UE peuvent avoir des répercussions sur les capacités d’importation de la Suisse. En outre, l’absence d’accès au marché aura tendance à provoquer une augmentation des

13 On entend par «acquis européens» toutes les dispositions légales de l’UE dans le domaine de l’électricité. 14 Couplage de l’adjudication de l’électricité et des capacités pour une utilisation plus efficace des capacités de transport disponibles dans une mesure limitée entre les différents pays ou zones d’offres. 30/38

prix dans le commerce de gros et des possibilités de commercialisation restreintes de la production d’électricité suisse à l’étranger, notamment celle des centrales hydroélectriques suisses. Globalement, l’absence d’accord sur l’électricité aura un impact négatif sur l’exploitation des systèmes des réseaux électriques, sur les capacités d’importation et sur l’économie. Si les restrictions à l’importation devaient s’accentuer, le Conseil fédéral pourrait, aujourd’hui déjà, lancer des appels d’offres pour l’acquisition d’électricité conformément à l’art. 9, al. 2, LApEl. S’il devait en résulter un accroissement des exigences envers les réseaux électriques, notamment suite au raccordement au réseau de nouvelles centrales électriques, les gestionnaires de réseau des niveaux de réseau 1 et 3 doivent en tenir compte dans leurs plans pluriannuels comme le prévoit l’art. 9d, al. 1, LApEl (entrée en vigueur au 1er juin 2021).

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8 Autres directives

Le présent chapitre contient des données de référence sur le secteur de l’énergie que les gestionnaires de réseau doivent prendre en compte dans leurs simulations. Le niveau des prix des matières premières et du CO2 influence, entre autres, l’utilisation des centrales électriques et le prix de gros de l’électricité. Des données de référence supplémentaires peuvent être tirées directement de la documentation des PE2050+ et, à défaut, de la documentation actuelle d’ENTSO concernant le TYNDP 2020.

Année 2019 2030 2040 Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Prix des matières premières Source: World Energy Outlook (WEO) 2018, PE2050+ Charbon [USD par MWh] 12 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 Pétrole brut [USD par baril] 70 72 72 72 64 64 64 Gaz naturel [USD par MWh] 24 26 26 26 26 26 26 Prix du CO2 Source: WEO 2018, PE2050+ CO2 [USD par t] 28 33 33 33 140 140 140 Économie Source: OFS 2015, SECO 2019 Population [milliers] 8 624 9 492 9 492 9 492 10 016 10 016 10 016 Produit intérieur brut [milliards de CHF] 703 805 805 805 893 893 893 Climat Source: MétéoSuisse Degrés-jours de chauffage 3 191 3 105 3 105 3 105 3 054 3 054 3 054 Degrés-jours de refroidissement 175 193 193 193 198 198 198 Tableau 22: Autres directives pour la planification du réseau Source: [4] Fichier Excel «Ergebnissynthese», feuille 01 «Annahmen und Rahmendaten»

8.1 Prix des matières premières et du CO2

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) publie chaque année son rapport «World Energy Outlook» [6], qui présente des prévisions à moyen et à long terme fondées sur différents scénarios. Ce rapport inclut l’évolution des prix des matières premières et du CO2 sur la base de l’évolution des prix selon le scénario «Développement durable» de l’AIE («Sustainable Development Scenario», SDS) dans le cas du SC CH. En principe, l’évolution des prix du CO2 repose sur les mêmes scénarios que ceux élaborés par l’AIE pour les prix des matières premières. Pour 2030, il est également possible d’utiliser les prix du scénario «Nouvelles politiques» («New Policies Scenario», NPS) (33 USD par tonne de CO2) afin de tenir compte de la politique européenne à l’horizon 2030. Pour l’année cible 2040, il est possible d’utiliser les prix du scénario SDS du «World Energy Outlook» (140 USD par tonne de CO2). Avec le scénario NPS, le prix serait de 38 USD par tonne de CO2.

8.2 Données de référence macroéconomiques

En principe, tous les scénarios admettent les mêmes données de référence macroéconomiques concernant la population, la performance économique et les transports. Les données de référence concernant la population sont issues des résultats du scénario de référence A-00-2015 tirés de l’étude publiée en 2015 par l’Office fédéral de la statistique (OFS) [7]. Celles relatives à l’évolution de la performance économique proviennent des prévisions sur l’évolution du produit intérieur brut (PIB) du Secrétariat d’État à l’économie (SECO) [8]. Les données de référence relatives aux transports reposent sur les résultats des Perspectives d’évolution du transport 2040 de l’Office fédéral du développement territorial (ARE) [9]. Dans tous les scénarios, le SC CH utilise le scénario de référence des Perspectives d’évolution du transport 2040.

8.3 Climats et données météorologiques

Dans les PE2050+, les données météorologiques tirées des données de réanalyse «MERRA-2» de la NASA ont constitué la base sur laquelle les profils d’injection du photovoltaïque et de l’éolien ont été

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calculés15. Pour les modélisations, le choix de l’année météorologique s’est porté sur l’année 2012, en raison des différents défis auxquels le système électrique a alors été soumis (températures basses en février combinées à des vitesses de vents et un rayonnement solaire plus faibles, voir l’expression allemande «kalte Dunkelflaute»).

Dans ses scénarios, ENTSO se réfère aux données météorologiques de sa «Pan European Climate Database» (PECD). Il est également possible de déduire de ces données des profils d’injection pour le photovoltaïque et l’éolien.

9 Régionalisation

Les indicateurs du SC CH relatifs à la production, au stockage et à la consommation en Suisse doivent être ventilés sur les différents nœuds de réseau des niveaux de tension sous revue pour un calcul de réseau ultérieur. Cette démarche est nécessaire pour le calcul du flux de charge et la modélisation du réseau. En effet, c’est la seule façon de calculer les flux entre les différents nœuds du réseau. Le SC CH, que le Conseil fédéral devra approuver, est axé sur la prescription d’indicateurs nationaux par scénario et par année cible. Pour compléter le SC CH, l’OFEN met à disposition, au niveau de l’office, pour soutenir les gestionnaires de réseau, un guide relatif aux méthodes de régionalisation, qui propose des méthodes pour ventiler les indicateurs sur les secteurs de réseau, puis sur les nœuds de réseau. Le guide de l’OFEN n’est pas un élément constitutif du SC CH et n’est pas contraignant juridiquement. L’aménagement de la régionalisation en tant que telle demeure de la compétence et du ressort des gestionnaires de réseau concernés. Dans le cadre de la régionalisation des indicateurs nationaux du SC CH par les gestionnaires de réseau, les hypothèses régionales relatives à l’évolution de la production et de la demande doivent être harmonisées avec les cantons concernés (conformément à l’art. 9c, al. 2, LApEl).

15 NASA MERRA-2 Reanalysis Data: https://gmao.gsfc.nasa.gov/reanalysis/MERRA-2/ 33/38

10 Annexe

10.1 Informations supplémentaires sur la mobilité électrique et les pompes à chaleur Les tableaux suivants présentent des données détaillées supplémentaires concernant les véhicules électriques et les pompes à chaleur, conformément aux estimations modélisées des PE2050+. Ces données doivent permettre de mieux comprendre les indications sur la consommation électrique fournies aux chapitres 5.2 et 5.3. La composition de l’ensemble du parc de véhicules se trouve dans les PE2050+.

Année 2019 2030 2040 Source: PE2050+ Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Nombre [n] Voitures de tourisme électriques 27 000 498 000 498 000 460 000 1 962 000 1 962 000 1 666 000 Véhicules utilitaires légers 700 45 000 45 000 33 000 203 000 203 000 164 0000 électriques Poids lourds électriques 28 900 1 900 800 4 400 8 400 4 100 Bus électriques 23 700 1 200 400 2 600 4 400 1 700 Véhicules hybrides rechargeables 16 000 387 000 388 000 379 000 769 000 775 000 692 000 Tableau 23: Évolution du parc de véhicules électriques selon l’estimation modélisée des PE2050+ (non publiée)

La puissance de charge moyenne indiquée dans le tableau suivant correspond à la puissance des stations de recharge domestiques et sur le lieu de travail. Les stations de recharge publiques offrent des puissances plus élevées. Dans les PE2050+, on part du principe que 10% des processus de charge ont lieu sur des stations de recharge publiques.

Année 2019 2030 2040 2019 2030 2040 Puissance de charge Capacité de la batterie Source: PE2050+ [kW] [kWh] Voitures de tourisme et véhicules utilitaires légers électriques 4,9 6,0 7,0 72,1 97,8 109,0 Poids lourds et bus électriques 9,8 12,0 14,0 637,8 832,3 916,7 Tableau 24: Hypothèses relatives à la puissance de charge moyenne et à la capacité des batteries des véhicules électriques selon l’estimation modélisée des PE2050+ (non publiée)

Le tableau suivant indique le nombre de pompes à chaleur. La composition de la production de chaleur globale peut être consultée dans les PE2050+.

Année 2019 2030 2040 Source: PE2050+ Scénario Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Sc. 1 Sc. 2 Sc. 3 Nombre [n] Pompes à chaleur dans les ménages 287 000 669 000 685 000 601 000 997 000 1 067 000 845 000 Pompes à chaleur dans l’industrie 1 400 1 000 1 400 900 2 400 3 900 1 400 Pompes à chaleur dans le secteur des 4 300 7 700 10 500 6 900 11 500 17 300 8 700 services (agriculture incl.) Grande pompe à chaleur pour le - 1 600 1 600 700 3 300 3 200 1 000 chauffage à distance Tableau 25: Évolution du nombre de pompes à chaleur selon l’estimation modélisée des PE2050+ (non publiée)

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10.2 Indicateurs des scénarios du plan décennal de développement du réseau 2020

La figure suivante présente l’évolution des indicateurs pour les 28 états membres de l’UE selon les scénarios du TYNDP 2020 d’ENTSO [3]. Le photovoltaïque, le biogaz et le «Power-to-Gas» connaissent l’évolution la plus importante dans le scénario «Distributed Energy». L’évolution la plus marquée pour l’éolien se trouve dans le scénario «Global Ambition».

Figure 9: Évolution des indicateurs des scénarios pour les 28 États membres de l’UE selon le TYNDP 2020 d’ENTSO.

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Abréviations

AEE Organisation faîtière de l’économie des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique AES Association des entreprises électriques suisses AIE Agence internationale de l’énergie ARE Office fédéral de l’aménagement du territoire ASAE Association suisse pour l’aménagement des eaux BEV Véhicule électrique à batterie (Battery electric Vehicle) CBA Cost-Benefit Analysis CCC Centrale à gaz à cycle combiné CCF Couplage chaleur-force CFF Chemins de fer fédéraux CH Confoederatio Helvetica CHF Franc suisse CHPT Centrale hydraulique à pompage-turbinage CN Centrale nucléaire CO2 Dioxyde de carbone DC Distribution Code DE Scénario «Distributed Energy» du TYNDP 2020 dena Deutsche Energie-Agentur (agence allemande de l’énergie) DETEC Département fédéral de l’environnement, des transports, de l’énergie et de la communication DSM Demand-Side Management DSR Demand-Side Response EAE Entreprise d’approvisionnement en énergie ElCom Commission fédérale de l’électricité ENTSO Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport FBMC Couplage des marchés fondé sur les flux (Flow-Based Market Coupling) FCEV Véhicule électrique à pile à combustible (fuel cell electric vehicle) FSE Fondation suisse de l’énergie GA Scénario «Global Ambition» du TYNDP 2020 GES Gaz à effet de serre GJ Gigajoule GRD Gestionnaire de réseau de distribution (NR3-7) GRT Gestionnaire de réseau de transport (NR1) GT CRDR Groupe de travail pour la coopération régionale du développement du réseau GW Gigawatt GWh Gigawattheure Hz Hertz IPE Installation de production d’énergie kV Kilovolt LApEl Loi sur l’approvisionnement en électricité LAT Loi sur l’aménagement du territoire LEne Loi sur l’énergie MW Mégawatt NCCS National Centre for Climate Service NECP National Energy and Climate Plan de tous les États membres de l’UE NET Technologie d’émission négative NPE Scénario «nouvelle politique énergétique» – issu des PE2050 NR Niveau de réseau NT Scénario «National Trends» du TYNDP 2020 NTC Capacité de transfert nette (Net Transfer Capacity) OApEl Ordonnance sur l’approvisionnement en électricité 36/38

OAT Ordonnance sur l’aménagement du territoire OFEN Office fédéral de l’énergie OFEV Office fédéral de l’environnement OFS Office fédéral de la statistique OFT Office fédéral des transports ORARE Optimisation du réseau avant renforcement et avant extension PE Perspectives énergétiques PECD Pan European Climate Database PHEV Véhicule électrique hybride rechargeable (Plug-in-Hybrid electric vehicle) PIB Produit intérieur brut PL Poids lourd PPA Scénario «Poursuite de la politique actuelle» tiré des PE2050 et des PE2050+ PSE Plan sectoriel des lignes de transport d’électricité PtL Power-to-Liquid PtX Power-to-X PV Photovoltaïque RCP Representative Concentration Pathway RhB Chemins de fer rhétiques RS2025 Réseau stratégique 2025 de Swissgrid SC CH Scénario-cadre pour la Suisse SC Scénario-cadre SE 2050 Stratégie énergétique 2050 SECO Secrétariat d’État à l’économie t Tonne TSO Opérateur de système de transmission (Transmission System Operator) TWh Térawattheure TYNDP Plan décennal de développement du réseau (Ten-year Network Development Plan) d’ENTSO UE Union européenne UIOM Usine d’incinération des ordures ménagères USD Dollar américain VT Voiture de tourisme VUL Véhicule utilitaire léger WEO World Energy Outlook

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Bibliographie

1 Anforderungen an einen energiewirtschaftlichen Szenariorahmen für die Netzplanung in der Schweiz, Deutsche Energie- Agentur GmbH, 2013 (en allemand uniquement)

https://www.bfe.admin.ch/bfe/de/home/versorgung/stromversorgung/stromnetze/netzentwicklung-strategie- stromnetze.exturl.html/aHR0cHM6Ly9wdWJkYi5iZmUuYWRtaW4uY2gvZGUvcHVibGljYX/Rpb24vZG93bmxvYWQvNzM wMg==.html

2 Rapport sur le réseau stratégique 2025, Swissgrid, 2015

https://www.swissgrid.ch/dam/swissgrid/projects/strategic-grid/sg2025-technical-report-fr.pdf

3 TYNDP 2020 Scenario Report, ENTSO, 2020 (en anglais uniquement)

https://www.entsos-tyndp2020-scenarios.eu/wp-content/uploads/2020/06/TYNDP_2020_Joint_ScenarioReport_final.pdf

4 Perspectives énergétiques 2050+, OFEN, 2020

https://www.bfe.admin.ch/bfe/fr/home/politik/energieperspektiven-2050-plus.html

5 Potentiel hydroélectrique de la Suisse, OFEN, 2019

https://www.bfe.admin.ch/bfe/fr/home/news-und-medien/medienmitteilungen/mm-test.msg-id-76258.html

6 World Energy Outlook, AIE, 2019 (en anglais uniquement)

https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019

7 Les scénarios de l’évolution de la population de la Suisse 2015 –2045, OFS, 2015

https://www.bfs.admin.ch/bfsstatic/dam/assets/350327/master

8 Scénarios de l’évolution du PIB suisse, SECO, 2019

https://www.seco.admin.ch/seco/fr/home/wirtschaftslage--- wirtschaftspolitik/wirschaftspolitik/Wachstumpolitik/szenarien_bip-entwicklung_schweiz.html

9 Perspectives d’évolution du transport 2040, ARE, 2016

https://www.are.admin.ch/are/fr/home/mobilite/bases-et-donnees/perspectives.html

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