FAQ

D'une part, la consommation électrique actuelle de 60 TWh/an va diminuer: en remplaçant les chauffages électriques par des pompes à chaleur, grâce à des appareils ménagers plus efficaces et à un éclairage économe en électricité.
D’autre part, la consommation d’électricité va également augmenter: les pompes à chaleur qui remplacent les systèmes de chauffage au fioul/gaz nécessitent de l’électricité. De plus en plus de véhicules électriques remplacent les véhicules à essence et diesel.

Dans son étude «L'approvisionnement énergétique de la Suisse jusqu'en 2050» (décembre 2022), l'Association des entreprises suisses d'électricité VSE estime que la consommation d'électricité passera de 60 TWh/a aujourd'hui à 80 à 90 TWh/a d'ici 2050. Dans les diagrammes sous « Année de l'électricité en Suisse », Solalpine suppose une consommation d'électricité de 90 TWh/an en 2050. Cela comprend une réduction de 20 % des consommateurs actuels.

Les systèmes typiques atteindront entre 5 et 100 MW de production. Pour cela, ils ont besoin d'une superficie de modules photovoltaïques de 2.2 à 45 ha, ce qui correspond à une superficie de terrain de 4.5 à 120 ha, soit 0.05 à 1.2 km² . En fonction de la pente et de l'orientation, le terrain requis pour une même zone de module peut être plus grand ou plus petit.
1ha = 100 m x 100 m = 10'000 m² = 0.01 km²
Une puissance de 1 MW de PV alpin nécessite une superficie de terrain de 110 m x 110 m ou 0.012 km².

Pour répondre à cette question, il faut un scénario sur la manière dont l’électricité est produite. Un possible: avec un mix photovoltaïque de 35 GWp sur les bâtiments et 20 GWp dans les Alpes, ainsi qu'un déplacement des réserves hydroélectriques de mars-avril à décembre-février, il subsiste un déficit hivernal minimum de 4 TWh, qui est couvert par l'importation, l'énergie éolienne ou les carburants renouvelables, comme nous le montrons sur solalpine.ch dans le diagramme annuel de l'électricité pour la Suisse .

Combien d'installations photovoltaïques alpines :
Pour les 20 GWp de production mentionnés de l'énergie photovoltaïque alpine, 100 km² de modules photovoltaïques ou 200 à 300 km² de terrain sont nécessaires. Combien de systèmes y aura-t-il ? Par exemple, avec 100 MW de puissance moyenne, pour 20 GWp, il faudra environ 200 systèmes d'environ 1 km x 1 km chacun.

Où se trouvent les emplacements :
Ces systèmes sont installés de préférence sur des pentes sans brouillard avec une inclinaison maximale de 30 degrés et une orientation du sud-est au sud-ouest. Cela évite les avalanches et les chutes de pierres et permet d'obtenir une part élevée d'électricité en hiver.

Au début du Solarexpress, à partir de 2022, les sites situés à plus de 2000 m d'altitude ont été évalués en priorité. En raison de la grande hauteur de neige, les coûts de construction y sont généralement élevés. Depuis fin 2024, la préférence est donnée aux sites de plus basse altitude. Outre les hauteurs de neige beaucoup plus faibles, la meilleure accessibilité pour les camions, la proximité du raccordement au réseau et les hivers courts sont également des avantages. A l'inverse, les indemnités nécessaires pour l'agriculteur sont plus élevées, car la limitation du travail agricole, ici plus intensif, par l'installation photovoltaïque est plus importante. Dans l'ensemble, ces sites atteignent toutefois des coûts d'électricité plus avantageux.

A titre de comparaison :
les 200 à 300 km² de terrain pour le photovoltaïque alpin correspondent à 10 à 15 % des alpages abandonnés puis perdus depuis le début du siècle dernier. La Vergandung (couverture arbustive) entraîne une perte de biodiversité.

Il existe également des pistes sans brouillard dans le Jura et, par exemple, en Valais, jusqu'au fond des vallées. À basse altitude, les rendements agricoles sont bien plus élevés que dans les Alpes. Par conséquent, le double usage n’est souhaitable qu’avec un affaiblissement minimal, voire une augmentation des rendements agricoles. Ceci est également appelé Agri-PV.

Scénario de construction photovoltaïque seule :
L'image du chapitre « Modèle d'approvisionnement en électricité en Suisse 2050 - avec intervalle d'hiver » montre que même si la totalité du potentiel photovoltaïque des toits de 50 GWp est utilisée, un déficit électrique important de 15 TWh persiste en hiver, malgré un surplus important en été.

Scénario combinant PV et PV alpin:
Dans l'image « Modèle d'approvisionnement en électricité pour la Suisse 2050 - avec mix d'énergies renouvelables », seuls 70 % du potentiel des toits (soit 35 GWp) sont pris en compte. Complété par des systèmes photovoltaïques alpins de 20 GWp. Grâce à leur forte proportion d'hiver, la lacune hivernale est presque entièrement comblée. C’est pourquoi les deux types de systèmes sont nécessaires de toute urgence: le photovoltaïque sur les bâtiments et dans les Alpes.

Par un déplacement supplémentaire des réserves hydroélectriques de stockage de mars à avril jusqu'à décembre à février, un léger déficit d'électricité d'environ 4 TWh subsiste. Cela peut être bouclé, entre autres, avec les excédents des centrales éoliennes européennes et des carburants renouvelables importés. (4 TWh répondent aux exigences de la loi sur l'approvisionnement en électricité, adoptée le 9 juin 2024).

Le rendement dans les Alpes est important: un module photovoltaïque situé à 2500 m d'altitude produit 3 à 4 fois plus en hiver que sur le Plateau Central.

Si la production journalière générée est inférieure à la consommation en 24 heures, le surplus peut être stocké avec des batteries pendant les heures d'ensoleillement jusqu'au lendemain matin.

Selon nos estimations, ce stockage de courte durée est possible avec des coûts modérés de 4 à 8 centimes/kWh**. Dans une certaine mesure, les batteries des voitures électriques peuvent également être utilisées à cet effet, ce qui rend le stockage jour/nuit encore moins cher.

Exemple hiver :
En hiver, il y a une pénurie d'électricité en raison de la courte durée d'ensoleillement et de l'augmentation de la consommation.
En 2050, avec un mix photovoltaïque supposé de 35 GWp sur les bâtiments et de 20 GWp dans les Alpes, un maximum de 240 GWh serait produit par journée ensoleillée (en supposant des gains  Mittelland 4 kWh/kWp/j, et Alpes 5 kWh/kWp/j) .

La consommation quotidienne d'électricité en Suisse (c'est-à-dire 24 heures = jour et nuit) en hiver est actuellement d'environ 170 GWh (voir image). D'ici 2050, elle devrait atteindre environ 260 GWh* - la consommation électrique quotidienne devrait donc dépasser la production solaire maximale. Ainsi, le surplus pendant les heures d'ensoleillement de la journée est toujours utilisé la nuit suivante et peut donc être stocké avec des batteries à un coût raisonnable.

* Selon le scénario retenu d'augmentation de la consommation de 60 GWh/an aujourd'hui à 90 GWh/an en 2050.

Image de la statistique suisse de l'électricité 2021, historique de charge au 15 décembre 2021. La consommation du pays sans pompage est en moyenne d'environ 7 GW, soit en 24 heures environ 170 GWh.

**Hypothèses :

150 Fr./kWh/200 j/a/20a = 3,8 centimes/kWh (investissement de 150 Fr./kWh, 200 charges par années, 20 ans le temps d'amortissment); à une durée d'amortissement de 15 a = 5 centimes/kWh, avec supplément de 4 % d'intérêt = 6,5 cents/kWh. Le facteur 2 est également une déclaration claire d'exactitude.
Les offres les moins chères pour les petites batteries stationnaires sont actuellement à 250 Fr./kWh. Pour les grandes installations d'ici 5 à 10 ans, 150 francs/kWh semble réaliste.

Avec un mix photovoltaïque de 35 GWp dans les bâtiments et de 20 GWp dans les Alpes, supposé pour l'année 2050, un maximum de 240 GWh serait produit par une journée ensoleillée en hiver (hypothèse du Mittelland 4 kWh/kWp/j, des Alpes 5 kWh/kWp/j). Sur ce total, environ 100 GWh seraient consommés pendant la journée. Il faudrait donc stocker 140 GWh pendant la nuit.

Si en 2050, les 4.8 millions de voitures particulières en circulation aujourd'hui étaient électriques avec des batteries d'une moyenne de 75 kWh, cela donnerait une capacité totale de batterie de 360 GWh. Si en moyenne 25 % de cette quantité peut être utilisée comme stockage sur réseau, cela donne une capacité de 90 GWh.

Les batteries des voitures pourraient ainsi offrir environ 65 % de la capacité requise. Le reste doit être alimenté par des batteries fixes ou stockage par pompage.

La condition préalable est toutefois qu'une grande partie des voitures puissent être utilisées pour cette tâche, ce qui signifie qu'elles doivent être connectées au réseau électrique pendant au moins quelques heures de jour et de nuit. Le propriétaire doit également être prêt à ne pas disposer de l'autonomie maximale de sa voiture le matin.

Les batteries des voitures pourraient prendre en charge une grande partie de la capacité de stockage jour/nuit maximale requise.

Les centrales hydroélectriques à accumulation existantes peuvent à tout moment couvrir l'ensemble des besoins de la Suisse. Ils ont suffisamment de puissance pour le faire. Cependant, ils n’ont pas une capacité suffisante pour couvrir la demande pendant tout un hiver. Aujourd’hui, cela ne suffit qu’à environ ¼ de ce qui est nécessaire, c’est-à-dire pour environ 6 semaines, et à l’avenir, avec une consommation plus élevée attendue, pour moins.

Par conséquent, d’autres sources renouvelables doivent couvrir au moins les trois quarts de la demande en hiver. Dans le scénario avec 35 GW de photovoltaïque sur les toits et 20 GW en montagne, cela est réalisé grâce à l'énergie solaire.

Les seules économies d’énergie ne suffiront pas. Mais ça aide. Nous avons fait l'hypothèse plutôt optimiste d'une économie de 20% de la consommation actuelle, soit environ 12 TWh.

Afin d’atteindre l’objectif net zéro en matière d’émissions de gaz à effet de serre de la loi Climat et Innovation, les énergies fossiles actuellement utilisées pour le chauffage et les transports doivent être remplacées par l’électricité.

Au cours des dix années précédant 2019, c'est-à-dire avant Corona, la consommation d'électricité n'a été réduite au total que de 2.6 %. Même s'il était possible de réduire la consommation d'électricité des utilisateurs actuels de 20 % (-12 TWh) d'ici 2050, cela serait loin d'être suffisant pour atteindre en 2050 l'augmentation attendue de l'électromobilité (+18 TWh), du remplacement des chauffages aux combustibles fossiles des bâtiments et de l'industrie par des pompes à chaleur et au chauffage électrique (+24 TWh) et de l'arrêt des centrales nucléaires (-20 TWh).

Non. Pour les installations photovoltaïques du Mittelland, peu importe qu'elles soient disposées sur des bâtiments ou sur des terres agricoles et dans de grandes ou petites unités. Les deux sont souvent recouverts d’une couverture de brouillard sur le Plateau Central en hiver. L’avantage du photovoltaïque alpin réside dans la grande quantité de rayonnement solaire en hiver.

Il existe également des pistes sans brouillard dans le Jura et, par exemple, en Valais, jusqu'au fond des vallées. À basse altitude, les rendements agricoles sont bien plus élevés que dans les Alpes. Par conséquent, le double usage n’est souhaitable qu’avec un affaiblissement minimal, voire une augmentation des rendements agricoles. Ceci est également appelé Agri-PV.

Même en montagne, on préfère les zones pierreuses, moins utiles à l'agriculture alpine.

Pour les sites situés à plus de 2000 m d'altitude, il faut compter avec des investissements de 2800 à 6000 Fr./kWp. La part dominante des coûts est constituée par la sous-construction des modules PV, qui peut toutefois être utilisée pour deux à trois générations de modules PV. Les modules eux-mêmes ne sont responsables que de 4 à 8% des coûts.

Le rendement annuel des installations de plus de 2000 m atteindra jusqu'à 1800 kWh/kWp, la part hivernale jusqu'à 850 kWh/kWp. En incluant les intérêts du capital, l'entretien et la rente du droit de superficie, le coût de l'électricité sera de 16 centimes/kWh - ou de 30 centimes/kWh pour la seule électricité d'hiver.  

Même sur les meilleurs sites, de telles installations ne sont pas économiquement rentables sans subventions, compte tenu des prix à nouveau bas du marché de l'électricité. La sécurité d'approvisionnement élevée des PV alpins n'est pas spécialement rémunérée par le consommateur, mais elle est dans tous les cas supposée. 

On trouve des sites nettement plus intéressants autour de 1000 m avec des coûts d'électricité deux fois moins élevés.

L'opérateur du système. Il finance lui-même le raccordement électrique au réseau de distribution existant de ses nouvelles installations photovoltaïques, moyennant des subventions. Le raccordement au réseau (câbles, transformateurs) fait partie du système photovoltaïque et non du réseau de distribution.

¹⁾ Texte: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Le réseau de distribution doit être renforcé et étendu, car de nombreux producteurs décentralisés, tels que les systèmes photovoltaïques, injectent désormais des puissances élevés dans le réseau et de nombreux nouveaux consommateurs, tels que les stations de recharge et les pompes à chaleur, tirent leur énergie du réseau. Étant donné que la puissance injectée maximale ne se produit souvent pas au même moment ou au même endroit que la puissance consommée, même malgré une commande intelligente, et que le sens du courant a une influence sur la tension, les deux sens du courant sont pertinents pour le dimensionnement du réseau.

Le réseau doit être conçu de telle manière qu'il puisse fournir ou absorber n'importe quelle puissance de consommation et d'injection à tout moment pendant plusieurs années, voire plusieurs décennies, et que les tensions restent dans la plage normale dans les deux sens du flux de courant.

Les extensions de réseau sont coûteuses et prennent beaucoup de temps. Les situations d'approvisionnement et d'injection dont auront besoin à l'avenir les utilisateurs du réseau doivent donc être planifiées.

¹⁾ Texte: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Le gestionnaire de réseau doit planifier et faire progresser l’expansion du réseau des années à l’avance, en tenant compte des éventuels besoins futurs dans des scénarios. L'aspect le plus coûteux est l'extension du niveau basse tension et la distribution finale dans les quartiers jusqu'aux différents destinataires du raccordement. Le maintien de la tension est est ici aussi le plus difficile à garantir. En limitant la puissance injectée en été, les coûts d’extension du réseau peuvent être réduits. En hiver, toutes leurs puissances peuvent néanmoins être utilisées.

Dans le passé, environ 1.5 milliard de francs étaient investis chaque année dans les réseaux. Pour les besoins futurs (énergie injectée en été et énergie livrée en hiver), les coûts du réseau devraient doubler, malgré des mesures intelligentes telles que la limitation de puissance. Au total, au cours des 20 à 30 prochaines années, on s'attend à des coûts de réseau de 40 à 80 milliards de francs et donc de 50 à 100 % plus élevés qu'auparavant.

¹⁾ Texte: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Pour les grandes installations photovoltaïques alpines, les principaux investissements au réseau résident dans le raccordement au réseau existant. Le producteur supporte lui-même ces frais. La raison: étant donné que les grands systèmes alpins sont connectés à un niveau de réseau supérieur (moyenne ou haute tension), il n'est pas nécessaire de renforcer le réseau au niveau de tension le plus bas. Comme cela est nécessaire pour le photovoltaïque sur les bâtiments.

De plus, comme les systèmes photovoltaïques alpins sont davantage inclinés pour une plus grande production d’électricité en hiver, ils produisent moins de puissance en été que la plupart des systèmes installés sur les toits. Cela signifie qu’ils contribuent moins au surplus d’électricité en été. La limitation de puissance (le peak shaving) de la puissance injectée élevée en été se produit dans ces systèmes donc en raison de leur orientation.

Selon le lieu, le raccordement de grandes installations photovoltaïques alpines nécessite un renforcement ou une extension des niveaux moyenne et haute tension.

¹⁾ Texte: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Oui. Même si la consommation locale réduit généralement la puissance d'injection dans les systèmes du bâtiment, la puissance d'injection dépasse plusieurs fois le retirage simultané pendant de nombreux jours et d'heures d'été. Il en résulte une tension trop élevée si les réseaux ne sont pas suffisamment renforcés.

Pour les nombreuses injections décentralisées des bâtiments, une extension significative du réseau local est déjà nécessaire aujourd'hui et surtout à l'avenir pour les nouveaux consommateurs de l'électromobilité et les pompes à chaleur.

En raison du maintien de la tension, la puissance maximale du réseau qui apparaît dans les deux sens du courant est importante, c'est-à-dire la puissance maximale de retirage et d'injection.

Une tension trop basse résulte d'une puissance de retirage élevée lors des journées d'hiver sombres et froides, lorsque les systèmes photovoltaïques ne produisent rien. Une tension trop élevée se traduit par des puissances d'alimentation élevées en été, lorsque la consommation est également faible.

Les proportions d’approvisionnement et de production peuvent varier considérablement d’un endroit à l’autre. Les conditions locales sont donc cruciales pour le maintien de la tension, c'est pourquoi les exigences d'expansion varient considérablement localement.

¹⁾ Texte: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Dans une petite mesure, oui. Par leur comportement, les utilisateurs décident de l'ampleur de l'extension du réseau. D’une part, la demande d’électricité va augmenter à l’avenir en raison de l’électrification croissante. D’autre part, les incitations sous forme de tarifs et de compensations de flexibilité accordées aux utilisateurs peuvent contribuer à réduire l’expansion du réseau.

Les mesures visant à réduire l'expansion du réseau comprennent des restrictions sur la puissance de référence ou d'injection maximale pendant les heures de pointe.

Lors de l'injection, il sera judicieux de limiter la puissance à midi en été. Dans ces situations, l'électricité sera de toute façon disponible en abondance dans toute l'Europe à l'avenir et les prix de l’électricité deviendront même souvent négatifs. Si cette limitation d'injection est complète, permanente et garantie d'être réalisable, l'extension du réseau peut être planifiée jusqu'à la puissance maximale réduite.

Lorsqu'il s'agit de puissance de retirage, la limitation est plus difficile car les charges maximales en hiver surviennent pendant les phases froides et toute limitation a une forte influence sur le comportement des consommateurs finaux. Une réduction significative de la consommation d’énergie pour l’expansion du réseau nécessiterait l’acceptation et la coopération à long terme de la part des clients. Avec des incitations appropriées via des tarifs et une compensation de flexibilité, une légère optimisation des puissances de retirage peut être obtenue.

¹⁾ Texte: Dr. Andreas Beer, Alevar GmbH, Zernez

Certains sites d'implantation de la région alpine se trouvent dans des zones sans intérêt agricole, comme par exemple des champs d'éboulis. Dans les endroits cultivés, la couverture végétale est mince et donc sensible. La mesure dans laquelle les travaux de construction l'affectent dépend de la méthode de construction, mais aussi de la nécessité de construire des goulottes de câbles dans le sol.

Lors de la construction des premières installations d'essai, les perceuses à main se sont révélées être une méthode particulièrement douce. En outre, l'hélicoptère s'est avéré être le moyen le plus doux pour transporter des matériaux depuis un site de montage dans l'Alpes jusqu'à l'endroit où les modules sont implantés. La réserve évidente sur la consommation élevée de carburant des hélicoptères est ici fausse : pour ces courtes distances, la consommation de carburant est négligeable par rapport au contenu énergétique nécessaire à la production des modules photovoltaïques. Un téléphérique provisoire est le moyen le plus doux de transporter des matériaux de la vallée à l'alpage, semblable à celui utilisé en foresterie.

Même sur les sites les plus bas, les modules sont installés avec une forte inclinaison pour maximiser la part hivernale. Cela aide l'agriculture en réduisant la part de sol ombragée et en laissant de grandes distances entre les rangées. Il s'agit d'une forme d'agri-photovoltaïque*.

La disposition plus basse des bords inférieurs des modules réduit fortement les coûts de construction, mais limite également la variation des cultures possibles. Le maïs, qui pousse en hauteur, n'est plus possible. On ne sait pas encore aujourd'hui si les agriculteurs continueront effectivement à utiliser des machines lourdes en raison du risque d'endommagement. Des solutions adaptées sont recherchées.

*Pour le  Agri-Photovoltaïque voir aussi Guide du Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme, ISE, 2024

Ce qui est pertinent lorsque l'on compare des zones est la production d'énergie sur la zone, la capacité d'utilisation continue pendant la production pour d'autres (animaux, plantes, agriculture) et l'effort requis pour restaurer la zone.

Avec une superficie de module de 100 km², respectivement. 200 à 300 km² de terrain pourraient couvrir 60 % de la consommation électrique actuelle. Ce terrain correspond à 10 à 15 % des superficies d'alpage perdues depuis le début du siècle dernier. Des panneaux photovoltaïques alpins seront également créés sur ces anciennes zones déjà perdues pour l'économie alpine et les revitaliseront éventuellement pour l'économie alpine.

Ce qui est important, c'est que les zones situées sous les modules photovoltaïques restent également disponibles pour d'autres utilisations. Cela signifie que le bétail peut continuer à circuler sans entrave grâce à la hauteur libre au-dessus du sol d'au moins trois mètres. L'herbe pousse comme avant, la biodiversité est préservée car les animaux au pâturage empêchent l'embroussaillement.
Les systèmes photovoltaïques alpins peuvent être entièrement démontés à la fin de leur durée de vie. La renaturation n'est pas nécessaire.

L’extraction de combustibles fossiles peut nécessiter de vastes zones minières, avec des conséquences dramatiques sur l’environnement, comme le montre l’exemple de l’exploitation à ciel ouvert de lignite en Allemagne.

Depuis le début de l’exploitation du charbon, 1800 km² de superficie* au total ont été exploités en Allemagne.
La renaturation de telles zones minières à ciel ouvert prend du temps et coûte cher.

L’avantage le plus important du photovoltaïque par rapport aux combustibles fossiles est bien entendu l’absence d’émissions de CO₂.

https://de.wikipedia.org/wiki/Braunkohlebergbau

L’énergie éolienne est particulièrement adaptée pour combler le déficit énergétique hivernal, car elle génère les deux tiers de sa production totale en hiver. Selon les calculs de Suisse Eole, l'Association suisse pour l'énergie éolienne, 20% des besoins électriques de la Suisse en hiver pourraient être couverts par de l'énergie éolienne sans CO₂ .

Une étude commandée par l'Office fédéral de l'énergie
( https://www.newsd.admin.ch/newsd/message/attachments/72771.pdf ) atteste que l'énergie éolienne a un potentiel de près de 30 TWh par an. Si 30% de ce montant pouvaient être effectivement réalisés, ce qui correspondrait à environ 1000 installations, l'énergie éolienne contribuerait à hauteur d'environ 9 TWh par an, soit 6 TWh en hiver. Cela correspond à 20% de la production d'installations solaires sur les bâtiments et dans les Alpes présentée dans le chapitre « Modèle d'approvisionnement en électricité pour la Suisse 2050 - avec un mix énergétique renouvelable ».

Cependant, la population suisse est sceptique quant aux éoliennes. Cela continuera à ralentir l’expansion de la capacité actuellement minimale.

L'argument des accidents d'oiseaux
Le déclin de la population d'oiseaux est évident et problématique. Cependant, les éoliennes sont une cause totalement négligeable par rapport aux chats, aux bâtiments et à la circulation, même avec une expansion massive de l'énergie éolienne.

Selon la seule étude suisse du Jura comportant des éoliennes de 150 m de haut, ce sont principalement les petits oiseaux qui ont des accidents lors de leur migration. Aucune collision avec des oiseaux de proie n'a été détectée. Chaque année, environ 21 oiseaux ont un accident par éolienne. Le nombre maximum d'éoliennes attendu de 1000 entraînerait chaque année environ 20'000 oiseaux accidentés. Comparaison: en Suisse, selon l'Observatoire suisse des oiseaux, plusieurs millions d'oiseaux meurent chaque année à cause de collisions avec des façades vitrées. Le nombre d'oiseaux tués par des chats est estimé à 2 millions.

Donc 100 fois plus provenant des seuls chats suisses et 100 fois plus provenant des surfaces vitrées en Suisse que de 1'000 éoliennes.

Selon Birdlife International, 75 % des espèces d’oiseaux sont menacées par le changement climatique. Grâce à leur électricité neutre en CO₂ , les éoliennes contribuent de manière significative à l'atténuation du changement climatique ( https://www.energieschweiz.ch/erneuerbare-energien/windenergie/ ). Et contrecarrerait la mort des oiseaux.

La Suisse avec peu d’énergie éolienne

Etat 2019, https://suisse-eole.ch/wp-content/uploads/2022/09/8037-EnergieSchweiz-Broschuere-805.240-Windstrom-WEB-DE-low.pdf

La Suisse s'est engagée à devenir neutre sur le plan climatique, c'est-à-dire à remplacer les combustibles fossiles par des énergies sans CO₂ . ( Net zéro C02 2050 (Loi sur l'énergie) et Accord de Paris sur la protection du climat )
Les carburants ne peuvent donc être utilisés que s'ils sont neutres pour le climat. Seuls le bois ou l'hydrogène, le méthane ou le méthanol produits par l'énergie solaire, éolienne ou nucléaire sont pris en compte.

L’hydrogène produit à partir de l’énergie solaire ou éolienne est dit « vert ».

Le bois de chauffage disponible en Suisse est déjà largement utilisé, de nouvelles applications sont donc difficilement possibles.

La Suisse a interdit la construction de nouvelles centrales nucléaires lors d'un référendum en 2017. Mais aujourd'hui, de nouvelles centrales nucléaires sont à nouveau exigées, car les nouvelles centrales à base d'uranium sont devenues plus sûres et fournissent également de l'électricité sans CO₂ pendant les mois d'hiver . De plus, les petites centrales électriques basées sur le thorium promettent un fonctionnement intrinsèquement sûr et des déchets avec une durée de vie de quelques milliers d'années, contre quelques centaines de milliers auparavant. Cependant, il faudrait probablement au moins 20 ans pour qu'une nouvelle centrale nucléaire soit opérationnelle, ce qui est trop long compte tenu de l'augmentation rapide attendue de la consommation et de la fin prochaine des centrales existantes. De plus, toute forme d'énergie en bande aura du mal à s'imposer économiquement à l'avenir, car l'énergie solaire et l'énergie éolienne couvrent l'ensemble des besoins pendant une grande partie de l'année à des coûts peu élevés.

La conversion de l'électricité en hydrogène entraîne des pertes de 30 à 40 % et sa reconversion en énergie mécanique, c'est-à-dire en électricité ou en énergie motrice pour véhicules, de 40 à 50 % supplémentaires. Au total, au moins 2/3 de l’énergie est perdue lors de ce détour de l’électricité via l’hydrogène vers l’énergie mécanique.
Cette chaîne de processus avec pertes est intéressante si l'électricité produite provient d'un surplus, c'est-à-dire ne peut pas être utilisée directement et devrait donc être stockée pendant une période plus longue ou resterait même inutilisée. Un excédent plus important se produira si l'électricité provenant de systèmes solaires et éoliens qui ne peuvent être utilisés à d'autres fins est produite chaque été pendant un nombre d'heures suffisant pour que les installations complexes puissent être amorties.

Egalement dans le cas de sources d’électricité très bon marché et éloignées du consommateur, comme les grandes installations photovoltaïques dans le désert, la production d’hydrogène peut devenir intéressante malgré les pertes car elle peut être transportée par gazoducs comme le gaz naturel, et les installations peuvent être construites à bas coût.

Cet hydrogène devrait être principalement utilisé comme carburant pour les camions. Ou encore, il sera utilisé pour les avions et les navires après une nouvelle transformation en méthanol, ce qui entraînera des pertes supplémentaires.

L’importation d’énergie éolienne excédentaire des pays européens voisins deviendra probablement plus importante pour l’approvisionnement en électricité en hiver. Toutefois, cela ne sera disponible que les jours de vent fort et seulement si la capacité nécessaire du réseau pour l'électricité provenant du nord  venteux peut être réalisé. Sur les 13'600 km de projets d'extension du réseau nécessaires en Allemagne, près de 10'000 km devraient être approuvés et mis en service d'ici fin 2030*.

* Ministère fédéral de l'Économie et de la Protection du climat, « Un réseau électrique pour la transition énergétique »

Les zones d'extraction de charbon témoignent que les interventions nécessaires sur le paysage pour pouvoir exploiter l'approvisionnement en énergie fossile peuvent être massives. L’exploitation minière à ciel ouvert détruit la nature locale. Bien sûr, il peut être renaturé, mais avec d’énormes efforts – et une énorme empreinte écologique.

Les lignes à haute tension sont tolérées sur de grandes surfaces comme étant nécessaires. Les centrales nucléaires n’ont d’impact sur le paysage que sur une zone limitée, même equipées de tours de refroidissement. Cependant, leur fonctionnement et les installations de stockage des déchets radioactifs ne tolèrent aucun impact exceptionnel de l'homme ou de la nature. Les conséquences peuvent être fatales.

L’approvisionnement énergétique du futur a commencé. Il est basé sur des sources d'énergie renouvelables; L'énergie solaire, éolienne et hydraulique ainsi que les pompes à chaleur en sont les représentants les plus importants.* Ici aussi, l'intervention dans la nature est souvent nécessaire et le débat sur ce qui doit être autorisé et ce qui ne l'est pas est important.

*voir par exemple NZZ, 16 janvier 2024, Où en est l'Europe en termes d'objectifs climatiques et ce que cela signifie pour 2024. La part des énergies renouvelables augmente constamment et les émissions de gaz à effet de serre diminuent. ( https://www.nzz.ch/forschung/ein-neues-jahr-wo-rost-europa-bei-den-klimaziel-ld.1773849 )

«Je considère comme erronée l'attitude qui place la protection du paysage au-dessus de la nécessité de convertir l'approvisionnement énergétique en énergie 100% renouvelable. Aussi difficile que cela puisse paraître: si nous ne parvenons pas à freiner le réchauffement climatique à temps, nous ne pourrons plus profiter du paysage. La question est donc la suivante: comment concevoir un approvisionnement énergétique neutre pour le climat et ayant le moins d’impact possible sur la nature ?»

Christof Drexel, 24/08/21 dans powerewz.ch ( https://www.powernewz.ch/rubriken/bedarfssicherheit/energiewende-eingriffe-in-die-natur/ )

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Extraits de l'entretien avec Boris Previšić, professeur d'études littéraires et culturelles à l'Université de Lucerne et directeur de l'Institut d'Uri pour les cultures des Alpes, dans la NZZ le 7 février 2024 :

Avec les installations solaires en montagne, nous apportons une précieuse protection du climat en comblant très efficacement le déficit électrique hivernal et - en plus de l'énergie éolienne européenne - en apportant une contribution essentielle au remplacement des combustibles fossiles que sont le pétrole, le gaz et le charbon. Dans le même temps, nous pouvons accroître la biodiversité dans la région alpine au cours des prochaines années si nous le faisons avec sagesse et sans œillères idéologiques.

Par exemple, les systèmes solaires alpins pourraient aider les fermes alpines environnantes à pouvoir à nouveau fonctionner avec l'intensité d'utilisation traditionnelle. Les producteurs d'énergie peuvent être obligés d'approvisionner les fermes alpines voisines en électricité et en eau. La nouvelle électricité disponible permet de pomper l'eau à des altitudes plus basses pour abreuver les animaux de pâturage. L’empiétement des aulnes verts et d’autres buissons réduit considérablement la biodiversité. Si nous parvenons à restaurer ces fermes alpines de manière traditionnelle, nous augmenterons la biodiversité. Grâce aux systèmes solaires dans les Alpes, nous aurions encore une chance de préserver la beauté de nos montagnes et de réellement protéger la biodiversité.

Cependant, nous avons un immense problème de biodiversité ailleurs: dans les eaux. Les eaux sauvages et fluides sont devenues ici très rares. Les systèmes solaires alpins pourraient amener l’industrie électrique à renoncer à l’expansion des centrales au fil de l’eau, en particulier les petites centrales hydroélectriques, et même à démanteler à long terme celles qui sont particulièrement invasives.

https://www.swissolar.ch/fr

https://aeesuisse.ch/fr/

https://www.grengiols-solar.ch/de

https://www.gondosolar.ch

https://www.repower.com/ch/medienmitteilungen/madrisasolar

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