La Suisse est restée exportatrice nette sur l’année 2024, bien qu’elle connaisse fréquemment des déficits d’approvisionnement en hiver. Les importations physiques brutes représentaient environ 48 % de la consommation nationale en 2019 et 42 % en 2024, tandis que des déficits hydrologiques et la crise des prix ont affecté certaines années, sans entraîner une hausse structurelle des importations ni une sortie effective généralisée du nucléaire. Ce qui ressemblait à un modèle énergétique robuste, deux sources bas carbone, maîtrisées, complémentaires, s’est révélé exposé dès lors que les conditions climatiques et géopolitiques sur lesquelles il reposait implicitement ont basculé en même temps.

L’essentiel

  • La part brute des importations physiques était d’environ 48 % de la consommation en 2019 et 42 % en 2024, tandis que la Suisse était exportatrice nette sur l’année 2019 et demeurait exportatrice nette en 2024, selon le Swiss Federal Office of Energy.
  • Le déficit hydraulique marqué documenté par l’OFEN concerne surtout l’année hydrologique 2021/2022, avec une productibilité environ 17 % sous la référence. La fermeture effective récente a retiré environ 0,373 GW net avec Mühleberg.
  • Entre 2021 et 2024, le prix day-ahead annuel moyen UE/EEE a diminué d’environ 20 %, après le pic exceptionnel de 2022, tandis que les dépenses commerciales d’achat suisses ont reculé par rapport au choc de prix de 2021-2022.
  • La leçon dépasse la Suisse : toute petite économie concentrée sur deux vecteurs énergétiques reste vulnérable à leur défaillance simultanée.
  • L’enjeu pour 2030-2035 est de savoir si la diversification, solaire, stockage, flexibilité de la demande, peut restaurer l’autonomie avant que la prochaine convergence de chocs ne survienne.

Deux piliers qui tenaient ensemble, puis plus

Le système électrique suisse était enviable. Soixante pour cent de la production venait des rivières et des lacs, le reste du nucléaire. Les deux sources ne produisent quasiment pas de CO₂, leur coût marginal est faible une fois les infrastructures amorties, et elles se complètent bien dans l’année : le nucléaire produit en continu, l’hydraulique culmine au printemps et en été avec la fonte des neiges. La Suisse exportait en été, importait un peu en hiver, et le solde restait largement positif.

Ce modèle fonctionnait sous des conditions implicites que personne n’avait formulées comme des hypothèses. Il fallait que les précipitations restent dans les normes historiques. Il fallait que le nucléaire continue de tourner. Et il fallait que le marché européen reste accessible à un prix raisonnable. Ces trois conditions ont tenu pendant des décennies.

Les évolutions ont été variables selon les années, avec des déficits nets en 2021 et 2022 mais des excédents exportateurs en 2019, 2020, 2023 et 2024.

La sécheresse comme révélateur structurel

L’hydraulique suisse dépend de l’enneigement hivernal et de la fonte printanière, deux variables que le réchauffement climatique perturbe directement. Le déficit hydraulique marqué documenté par l’OFEN concerne surtout l’année hydrologique 2021/2022, avec une productibilité environ 17 % sous la référence. Ces déficits se succèdent désormais à une fréquence nouvelle.

L’hydraulique suisse comporte une large part de centrales au fil de l’eau, qui ne stockent pas et ne peuvent pas compenser un déficit par puisage dans des réserves. Les grandes installations d’accumulation, Grimsel et Grande Dixence, offrent une flexibilité réelle, mais leurs capacités sont limitées et leur remplissage dépend lui aussi des précipitations et de l’enneigement. Lorsque le printemps est sec et que l’été l’est aussi, la réserve se vide plus vite qu’elle ne se reconstitue.

C’est exactement la mécanique que la canicule de 2022 a mise en lumière pour le nucléaire français : les infrastructures bas carbone héritées du XXe siècle ont été construites pour un régime climatique qui change. La Suisse affronte la même réalité côté hydraulique : l’actif physique reste intact, mais le combustible naturel qui l’alimente devient moins fiable.

Trois gigawatts et demi qui ne reviendront pas

La sécheresse aurait pu rester gérable si le parc nucléaire était resté entier. Il ne l’est plus. Un seul réacteur suisse a été fermé dans la période récente : Mühleberg en 2019. Les deux unités de Beznau étaient encore en exploitation en 2024. Le retrait nucléaire effectif récent représente environ 0,373 GW net, une puissance qui produisait de l’électricité en base, nuit et jour, indépendamment de la météo.

La politique post-Fukushima a interdit le remplacement par de nouvelles centrales, sans imposer la fermeture programmée des réacteurs existants. Le calendrier était connu. La fermeture de Mühleberg en 2019 ne coïncide pas, dans les données OFEN, avec un déficit hydraulique national ni avec un basculement annuel vers un solde importateur.

La fermeture de Mühleberg représentait 373 MWe selon l’IFSN. La Suisse dispose encore des centrales de Gösgen et Leibstadt, mais leur durée de vie soulève des questions qui n’ont pas été tranchées à ce jour. La trajectoire est donc claire : sans nouvelle décision des exploitants ou de l’autorité de sûreté, aucune date légale générale n’impose la réduction du parc nucléaire restant dans les quinze prochaines années.

Importer à 80 % plus cher qu’avant

Se tourner vers le marché européen aurait pu être une solution neutre si les prix européens étaient restés stables. Ils ont bondi. Entre 2021 et 2024, le prix day-ahead annuel moyen UE/EEE a diminué d’environ 20 %, après le pic exceptionnel de 2022. La guerre en Ukraine, la réduction des exportations de gaz russe et les tensions sur l’approvisionnement en combustibles fossiles ont propulsé les prix spot à des niveaux inédits en 2022, avant un reflux partiel en 2023-2024 qui reste très au-dessus des niveaux d’avant-crise.

Les importations physiques ont diminué entre 2019 et 2024 et la Suisse était exportatrice nette en 2024. Par rapport à 2019, les dépenses commerciales d’achat ont augmenté légèrement en volume et nettement en valeur en 2024, mais elles ont reculé par rapport au choc de prix de 2021-2022. Pour les consommateurs, l’effet a été direct : les tarifs de l’électricité ont augmenté pour les ménages suisses, alimentant un débat politique sur la sécurité d’approvisionnement que le pays pensait avoir définitivement réglé dans les années 1970.

Il y a aussi une dimension géopolitique que Berne suit avec attention. Les relations entre la Suisse et l’Union européenne restent compliquées depuis l’échec des négociations sur l’accord-cadre en 2021. L’accès juridiquement garanti au marché intérieur de l’électricité dépend désormais de l’entrée en vigueur de l’accord Suisse-UE signé le 2 mars 2026 et encore en procédure parlementaire, qui permettrait à la Suisse de commercer plus fluidement et de participer aux mécanismes d’équilibrage du réseau. La marge de manœuvre suisse dans les négociations commerciales d’électricité était contrainte par son absence de plusieurs mécanismes du marché intérieur européen de l’électricité.

Les limites du modèle à deux vecteurs

Le modèle énergétique suisse illustre un risque que les stratèges de l’énergie appellent la corrélation des risques. Quand une économie concentre sa production sur deux sources dont les aléas sont partiellement liés, le nucléaire et l’hydraulique partagent une dépendance à l’eau, l’un pour son refroidissement, l’autre pour sa turbine, et quand une décision politique retire l’une de ces sources en même temps qu’un choc climatique frappe l’autre, le résultat est une exposition cumulée que les plans de robustesse n’avaient pas anticipée.

La diversification des vecteurs énergétiques n’est pas une obsession de bureaucrates : c’est une réponse à ce type de corrélation. Un portefeuille électrique qui inclut du solaire, de l’éolien, de la cogénération et du stockage distribue les risques sur des aléas moins corrélés entre eux. Une journée sans vent peut coïncider avec une journée nuageuse, mais elle ne coïncide pas nécessairement avec une année sèche et une fermeture de centrale. La multiplication des vecteurs réduit la probabilité que tous défaillent ensemble.

La Suisse a longtemps pu se passer de cette diversification parce que ses deux piliers fonctionnaient bien et que les conditions extérieures le permettaient. Les petites économies insulaires ou enclavées qui ont adopté très tôt les énergies renouvelables variables, le Danemark avec l’éolien, l’Autriche avec un mix hydraulique-solaire plus équilibré, offrent un contrepoint instructif : leur exposition aux chocs climatiques sectoriels est plus faible, même si leur gestion de l’intermittence pose d’autres défis.

Les décisions que la Suisse doit prendre avant 2030

La Confédération n’est pas sans atouts pour corriger sa trajectoire. Elle dispose d’un potentiel solaire significatif, les Alpes captent une irradiation élevée, et les toitures ainsi que les façades des bâtiments restent très largement sous-exploitées. La Stratégie énergétique 2050 et les Perspectives énergétiques 2050+ prévoient une accélération significative du photovoltaïque pour augmenter la capacité installée d’ici 2035. Si ce rythme se confirme, le solaire pourrait couvrir une part croissante de la consommation estivale et alléger la pression sur les réservoirs hydrauliques aux saisons où l’ensoleillement est maximal.

Mais le solaire pose précisément le problème inverse de l’hydraulique : il produit en été, pas en hiver. Or le déficit suisse se creuse surtout en hiver, quand les cours d’eau sont bas, que les jours sont courts et que la consommation de chauffage monte. Combler ce creux hivernal sans recourir massivement aux importations ou au gaz demande du stockage saisonnier, un problème que ni les batteries actuelles ni les stations de pompage-turbinage existantes ne peuvent résoudre seules à l’horizon 2030.

Deux leviers complémentaires sont en discussion. Le premier est la flexibilité de la demande : reporter certaines consommations industrielles et tertiaires aux heures ou aux saisons de surplus, ce qui suppose des tarifications dynamiques et des contrats d’effacement que les réseaux suisses commencent seulement à déployer. Le second est la question nucléaire, revenue sur la table politique après avoir été considérée comme close. En 2024, le Conseil fédéral a proposé d’assouplir l’interdiction de construire de nouveaux réacteurs ; le Parlement ne l’avait pas encore adoptée cette année-là. Le calendrier industriel de ces options, qui s’étend au-delà de 2035 pour un nouveau réacteur, les rend inopérantes pour la fenêtre 2025-2035, mais la décision de les engager ou non doit être prise maintenant pour qu’elles aient un effet dans la décennie suivante.

La question posée à la Suisse est, en réalité, celle que toute petite économie européenne engagée dans la transition doit résoudre : à quel degré de diversification des vecteurs peut-on absorber la convergence simultanée d’une sécheresse, d’une fermeture de capacité pilotable et d’une rupture sur le marché d’importation, sans retomber dans la dépendance fossile ou dans la dépendance géopolitique ? La réponse varie selon les pays, mais elle suppose partout trois choses que la Suisse n’a pas encore toutes en place : un mix énergétique diversifié, une capacité de stockage saisonnier ou une flexibilité équivalente, et des accords d’interconnexion solides avec les voisins. Sur ce dernier point, l’impasse avec Bruxelles reste le risque le moins technique et le plus difficile à gérer.

Le cas suisse devrait intéresser bien au-delà de ses frontières. Les économies qui ont misé sur un ou deux vecteurs bas carbone en se disant que la complémentarité suffisait, Norvège avec l’hydraulique, France avec le nucléaire, partagent une vulnérabilité structurelle analogue. Les variations hydrologiques et de marché que la Suisse a connues entre 2019 et 2024 illustrent les risques que le dérèglement climatique et l’instabilité géopolitique peuvent produire ensemble sur des systèmes énergétiques sous-diversifiés. La robustesse d’une stratégie énergétique se mesure désormais à sa capacité à tenir quand plusieurs hypothèses de base se dégradent en même temps.

Sources

  1. Swiss Federal Office of Energy, Statistique de l’électricité et rapports annuels
  2. Swissgrid, System Adequacy Report 2025 (Swissgrid SA, Aarau)
  3. IEA, Switzerland Energy Review 2025 (Agence internationale de l’énergie, Paris)
  4. Swiss Federal Office of Energy, Plan directeur de l’énergie (Energieperspektiven 2050+)