Over the past decades the electricity supply has been reliable in Switzerland, the country having one of the lowest levels of interruptions in Europe. Supply in Switzerland is generated mainly by hydropower and nuclear power, which cover respectively on average 60% and 35% of total demand. The country is a net-exporter in most years and has a positive exchange balance. However, it is uncertain how the electricity supply will evolve in the long-term given the potential changes in the generation-mix in Switzerland, resulting from the nuclear phase- out and the increasing share of non-hydro renewable energies (mostly PV). Simultaneously, its neighbouring markets, with which Switzerland is increasingly interconnected, are facing similar changes that will affect the country. These issues threaten the security of supply not only in Switzerland, but also in other countries facing similar challenges. The objective of this research is to elaborate on the concept of security of supply in the electricity sector (SoES), and to analyse in particular the case of Switzerland.
We start by developing a system dynamics model to analyse the impact of these changes on three main components of SoES: generation adequacy, affordability and import dependency. Our results show that with the current regulatory framework, the only investments committed to are those assumed for PV and wind energy until 2035. The country becomes a net importer, its dependency being exacerbated in winter. This highlights a generation adequacy problem. To analyse this we develop a new metric: the annual energy margin. This metric accounts for the energy storability and operational flexibility of hydro-storage power plants. These results are nonetheless highly dependent on the hypotheses and parameters assumed in the model, in particular the availability of imports.
In the last decade there have been large investments in pumped-storage power plants (PSP) projects. Their aim was to benefit from energy arbitrage as well as to help integrating variable renewable energies. However, price dynamics in recent years, together with the expected changes in the Swiss electricity market threaten their profitability. We develop an algorithm aimed at simulating the PSP operational decisions and integrate it into our model. Although the changes in the generation-mix lead to higher within-day price differences, PSP lack arbitrage opportunities in the long-term, given the drop of available cheap excess energy to pump. Therefore, profitable large scale arbitrage requires measures that increase the available supply and thus to create excess energy, e.g., encouraging demand efficiency programs and supporting base-load technologies like nuclear power and PV.
Current electricity systems are very complex; the elements in our model are not the only ones affecting the SoES. Based on a literature review, we develop a framework comprising twelve dimensions, which cover all aspects of long-term SoES. We provide at least one metric for each dimension. Metrics range from objective, easily measurable indicators (e.g., the electricity intensity to measure demand efficiency) to proxies (e.g., the delay caused by NIMBY to projects to measure socio-cultural factors).
Our overall conclusion is that the security of supply is threatened in Switzerland. In particular, the nuclear phase-out, whatever its timing, will have major effects on prices and on the country’s self-sufficiency. In the medium-term the country could benefit from low prices across European markets. However, the decision-makers should provide a stable regulatory framework that ensures the profitability of hydro-storage in the medium-term, encourages long-term efficiency measures and sends adequate investment signals. Our framework can be used to monitor the electricity market over time in order to provide insights about the expected evolution of all the aspects of SoES and provide guidance for action.
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Au cours des dernières décennies l’approvisionnement d’électricité en Suisse a été fiable; le a pays l'un des niveaux d’interruption les plus bas d'Europe. L’électricité en Suisse est produite principalement par des centrales hydrauliques et nucléaires, lesquelles couvrent respectivement en moyenne 60% et 35% de la demande totale. Le pays est un exportateur net la plupart des années et il a un bilan positif de l’échange. Cependant, étant donné les changements potentiels du mix de production en Suisse, lesquels résultent de la sortie progressive du nucléaire et la production croissante des énergies renouvelables hors hydroélectricité (plutôt photovoltaïque [PV]), il y a une grande incertitude concernant l’approvisionnement de l’électricité sur le long terme. En même temps, les marchés voisins, avec lesquels la Suisse est de plus en plus interconnectée, font face à des changements similaires qui affectent aussi la Suisse. Ces enjeux menacent la sécurité d’approvisionnement en Suisse ainsi que dans d'autres pays qui font face à des défis similaires. L’objectif de cette recherche est de préciser le concept de sécurité de l’approvisionnement dans le secteur de l’électricité (SoES) et d’analyser en particulier le cas de la Suisse.
Dans une première étape nous développons un modèle de dynamique des systèmes pour analyser l’impact de ces enjeux sur trois composantes principales de la SoES : l’adéquation de la capacité, un prix abordable et la dépendance envers les importations. Nos résultats montrent que, avec le cadre légal actuel, les seuls investissements en capacité sont planifiés de façon exogène pour le PV et le solaire sur la période 2014-2035. Le pays devient un importateur net; sa dépendance est particulièrement élevée en hiver. Ceci met en lumière un problème d’adéquation de la capacité. Nous développons une nouvelle mesure pour analyser cela : la marge d’énergie annuelle. Cette mesure tient compte de la possibilité de stocker l’électricité à travers le pompage turbinage et de la flexibilité opérationnelle offerte par des centrales à barrages. Ces résultats sont néanmoins très dépendants des hypothèses et paramètres utilisés dans le modèle, en particulière la disponibilité des importations.
Dans la dernière décennie, il y a eu de gros investissements dans des centrales à pompage- turbinage (PSP). Leur objectif était de profiter des opportunités d’arbitrage ainsi que de faciliter l’intégration des énergies renouvelables intermittentes (NDRES). Cependant, la dynamique des prix ces dernières années, conjointement avec les changements attendus dans le marché suisse menacent leur rentabilité. Nous développons un algorithme qui a pour but de simuler les décisions opérationnelles des PSP, que nous intégrons dans notre modèle. Même si les changements dans le mix de production engendrent des différences entre les prix aux heures de pointe et les prix hors heure de pointe plus élevées, les PSP manquent d’opportunités d’arbitrage dans le long terme à cause de manque de l’énergie bon marché pour le pompage. En conséquence, pour que l’arbitrage à grande échelle soit rentable, il faut des politiques axées sur l’augmentation de la production disponible et donc sur la création d'excédents d'énergie, p. ex., encourager les programmes d’efficacité énergétique et aider les centrales de base telle que le nucléaire et le PV.
Les systèmes électriques actuels sont très complexes ; les éléments de notre modèle ne sont pas les seuls à affecter la SoES. Fondés sur une revue bibliographique, nous développons un cadre conceptuel comprenant douze dimensions, lesquelles couvrent tous les aspects de la SoES dans le long terme. Nous fournissons au moins une mesure pour chaque dimension. Parmi les mesures proposées, certaines sont des indicateurs objectifs et mesurables (p. ex., l’intensité de l’électricité pour mesurer l’efficacité énergétique); d'autres sont plutôt des approximations (p. ex., le retard causé par l'opposition par des résidents à un projet local d’intérêt général [phénomène « not in my backyard », NIMBY en anglais], pour mesurer les facteurs socioculturels).
Notre conclusion générale est que la SoES est menacée en Suisse. En particulier, la sortie progressive du nucléaire, à quel moment que ce soit, aura des effets majeurs sur les prix et sur l’autosuffisance du pays. À moyen terme le pays pourrait bénéficier des prix bas qui prévalent dans l’ensemble des marchés européens. Cependant, les décideurs doivent fournir un cadre légal stable qui garantisse la rentabilité des centrales à barrages à moyen terme, qui encourage les politiques d’efficacité énergétique dans le long terme et qui envoie des signaux d’investissement adéquats. Le cadre conceptuel que nous proposons peut être utilisé pour suivre l'évolution du marché électrique au fil du temps dans le but de fournir des renseignements sur l’évolution attendue de tous les aspects de la SoES aux différents partis impliqués dans les prises de décision.