Rapport sur les résultats

Numéro du dossier: BFE-471.3-20/10/11

permettrait une meilleure comparaison avec les données de consommation. En outre, les différences existantes d’une technologie à l’autre en ce qui concerne les heures de pleine charge des installations transparaitraient ainsi mieux.

Dans le domaine de la force hydraulique (chap. 4.1), le SC CH s’appuie sur l’étude «Potentiel

hydroélectrique de la Suisse» de 2019. Cette étude n’est plus actuelle du point de vue d’AES. Les potentiels de puissance et d’énergie inscrits dans cette étude sont entre-temps dépassés pour

plusieurs projets et en partie clairement trop faibles. Plusieurs participants à la table ronde consacrée à l’énergie hydraulique ont pris parti fin 2021 pour des projets concrets d’extension de centrales

hydroélectriques à accumulation, si bien que leur probabilité de réalisation peut être considérée

comme plus importante que dans l’étude initiale. AES est donc d’avis que le choix de projets de la table ronde consacrée à l’énergie hydraulique devrait être reproduit dans le scénario-cadre.

La puissance de crête nominale en courant continu des installations photovoltaïques n’est pas un paramètre pertinent pour la planification du réseau. Celle-ci doit au contraire s’appuyer sur la

puissance maximale qui peut être injectée dans le réseau. Or, cette puissance maximale est

clairement plus faible que la puissance nominale des modules après déduction des pertes liées à la transformation (CC à CA) et de la consommation propre d’électricité. AES serait favorable à ce que le SC CH indique les facteurs de conversion pour éviter différentes hypothèses de la part des

gestionnaires de réseau et garantir ainsi une application uniforme dans les scénarios.

Le SC CH laisse entendre que le photovoltaïque sera davantage axé sur la production hivernale à l’avenir, ce qui a des répercussions sur les heures de pleine charge. La part de la production hivernale doit ainsi passer de 25% en 2019 à 26% en 2030 et à 29% en 2040. De plus, d’après le SC CH, la taille moyenne d’une installation photovoltaïque s’accroît pour passer 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. Cette évolution peut avoir un impact considérable sur les prévisions photovoltaïques et sur la régionalisation. Les hypothèses traditionnelles sur la base de l’adéquation des toits pour le photovoltaïque ne seraient plus valables dans ces conditions, car les toits avec une orientation nord seraient par exemple plus

attractifs en cas d’incitations correspondantes. Il est donc nécessaire que le SC CH fournisse aussi des indicateurs différenciés selon les installations de toiture ou de façade et, le cas échéant, selon l’orientation (points cardinaux).

Consommation d’électricité et flexibilité (chap. 5 et 6): l’utilisation du potentiel de flexibilité des

installations (p. ex. pompes à chaleur, véhicules électriques, etc.) et de l’ajustement de l’injection des installations de production peuvent aussi être pertinents pour la planification du réseau aux niveaux de réseau 1 et 3, en particulier en ce qui concerne la réinjection. Pourtant, elle ne revêt d’importance pour la planification du réseau que si le gestionnaire de réseau y a un accès constant et garanti. Il manque aujourd’hui des bases légales correspondantes. Dans son message concernant la loi relative à un approvisionnement en électricité sûr reposant sur des énergies renouvelables (21.047), le Conseil fédéral propose une réglementation pour l’écrêtement des pointes et la création d’un marché de flexibilité. Ces possibilités ne sont toutefois pas à la disposition du gestionnaire de réseau avant

l’entrée en vigueur de la loi. Par ailleurs, le détenteur de flexibilité reste maître de l’utilisation de sa flexibilité, d’après le projet du Conseil fédéral, et donc libre de décider si et à qui il veut la proposer.

Pour le gestionnaire de réseau, il en résulte que l’utilisation de flexibilités et de l’écrêtement des

pointes ne peut pas être prise en compte pour le moment dans la planification du réseau pour réduire les besoins d’extension ou de renforcement du réseau. Une clarification rapide des dispositions légales serait en revanche pertinente pour une conception efficace et une exploitation sûre du réseau, en particulier la possibilité d’ajuster l’injection du photovoltaïque, par exemple à hauteur de 70% de la puissance de production maximale en courant continu.

Dans le tableau 10, il est nécessaire de préciser pour le secteur des transports, comme dans le guide relatif aux méthodes de régionalisation (chap. 5, p. 8), que celui-ci n’inclut pas l’électromobilité.