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Transition énergétique : les débats qui agitent outre-Rhin

En décidant de sortir du nucléaire d'ici fin 2022, l'Allemagne a réorienté sa stratégie énergétique en faveur des énergies renouvelables. Mais les choix actuels ne font pas l'unanimité et de nombreuses questions sont encore en suspens.

Energie  |    |  Sophie Fabrégat Actu-Environnement.com
Transition énergétique : les débats qui agitent outre-Rhin

"En Allemagne, on veut sortir du nucléaire, on veut fermer les centrales à charbon, mais on ne veut pas de nouvelles éoliennes, ni développer le réseau de transport". Olaf Lies, ministre de l'Economie du Land de Basse-Saxe, caricature ainsi le débat sur la transition énergétique qui agite actuellement l'Allemagne. Après la catastrophe de Fukushima, le pays a décidé de sortir de l'atome et de fermer les centrales nucléaires existantes d'ici fin 2022. La loi EEG, visant à accélérer le développement des énergies renouvelables (ENR) tout en maîtrisant les coûts, a été adoptée à l'été 2014. Elle fixe un objectif de 35% d'ENR dans la consommation d'électricité d'ici 2020, 55 à 60% en 2035 et au moins 80% en 2050 (contre 25% en 2014).

Le mix renouvelable en question

Mais les choix opérés dans la loi ne font pas l'unanimité. Ainsi, l'Allemagne prévoit de développer 2.500 MW/an d'éolien terrestre, 6.500 MW d'éolien offshore d'ici 2020 (15.000 MW d'ici 2030), 2.500 MWc/an de photovoltaïque et 100 MW/an de biomasse électrique. Les aides aux filières ont été revues afin de parvenir à ces objectifs : baisse des soutiens au photovoltaïque et à la méthanisation et hausse du soutien à l'éolien, terrestre et en mer.

"Il fallait freiner le développement exagéré du photovoltaïque et de la méthanisation", analyse Martin Günthner, sénateur en charge de l'économie de Brême, ville qui espère de nombreuses retombées économiques liées au développement de parcs éoliens en mer du Nord. "Il n'y a pas que des avantages à la transition énergétique", reconnaît pour sa part Cort-Brün Voige,maire d'une intercommunalité rurale de Basse-Saxe (Rethem), qui a fait le pari de produire plus d'énergie qu'elle n'en consomme. Une vingtaine de méthaniseurs a été installée sur cette zone depuis les années 2000. "Le paysage a changé, avec les cultures de maïs qui se sont développées. Tous les citoyens ne sont pas d'accord", explique-t-il. Une position largement partagée qui a conduit à donner un véritable coup de frein à la filière, alors que le pays compte plus de 7.000 installations.

Le fort développement de l'éolien terrestre, comparé à des "asperges", est également dénoncé par certains, à l'instar de Sönke Hoffman, directeur de la fédération de protection de la nature (Nabu) : "Il y a une aspergisation [sic] de la région. Nous sommes favorables à un mix 100% ENR, mais toutes les zones ne sont pas appropriées. Il faut davantage décentraliser la production et notamment installer plus de photovoltaïque en Bavière". Ce défenseur de l'environnement regrette qu'un tournant ait été pris en matière de transition énergétique : privilégier les grosses productions centralisées plutôt que les petites installations qui impliquent davantage les citoyens.

Grosses productions au Nord versus décentralisation

En effet, l'Allemagne semble privilégier les grosses productions éoliennes au Nord du pays. L'idée : faire de l'éolien la production de base du système électrique. L'éolien offshore, dont le rendement (proche de 50%) est deux fois plus élevé que les machines terrestres, devrait jouer un rôle important dans la transition. Le pays vise 50 GW installés d'ici 2050.

Mais l'acheminement de cette électricité conduirait à développer 1.850 km de réseau à haute tension, de la mer du Nord au Sud et à l'Ouest, puisque ces zones concentrent l'essentiel de l'activité économique. Un projet de plus en plus contesté par les Länder qui seraient traversés par ces autoroutes électriques (Rhénanie du Nord-Westphalie, Hesse, Thuringe), mais aussi par la Bavière, censée accueillir ce surplus de production. Cette dernière pencherait aujourd'hui davantage pour un développement de ses propres moyens de production. Une étude publiée par Agora energiewende compare les deux scénarios et conclut que les coûts sont du même ordre. "Le choix est donc politique", analyse Dimitri Pescia, responsable de projet de ce think thank allemand.

Mais si l'Allemagne fait finalement le choix de la décentralisation, que faire de la production des futurs parcs offshore ? "On discute depuis huit ans d'une mise en réseau dans la mer du Nord et du projet Norger, qui relierait l'Allemagne et la Norvège. Mais produire de l'électricité pour l'envoyer dans une zone qui n'en a pas besoin manque un peu de sens", analyse ironiquement le ministre Lies. Pour ce dernier, une approche européenne serait nécessaire, mais difficile à réaliser : "Les systèmes énergétiques sont très différents. L'Allemagne tend vers une approche "market only" tandis que la France a fait le choix du marché de capacité".

Comment assurer la sécurité du futur système électrique ?

Un temps évoqué, l'idée d'un marché de capacité franco-allemand ne semble plus d'actualité. "C'est considéré en Allemagne comme une allocation chômage pour les centrales à gaz !", plaisante Olaf Lies. Le futur système français vise à maintenir en activité des moyens de production de pointe qui fermeraient, faute de rentabilité. L'Allemagne est confrontée à la même problématique et, pour l'heure, la transition énergétique a favorisé un retour du charbon, plus rentable que le gaz. En laissant faire le marché, le pays risque d'être confronté à la fermeture des centrales les plus efficaces faute d'un prix du carbone suffisamment incitatif. Le gouvernement fédéral publiera, d'ici cet été, un livre blanc dessinant sa vision du futur marché de l'électricité.

"Aujourd'hui, on mise tout sur la production alors qu'il faudrait se focaliser sur le transport et le stockage", estime de son côté Gero Hocker, porte-parole des libéraux (FPD) au parlement de Basse-Saxe. Mais, indique une étude publiée par le think thank Agora energiewende, jusqu'à 60% d'ENR, l'Allemagne devrait pouvoir se passer de stockage. Le recours à des centrales thermiques, ainsi qu'une bonne gestion de la demande industrielle et des importations devraient assurer la flexibilité du système.

Le financement de la transition en question

Enfin, le financement de la transition est assuré par le prélèvement EEG qui est acquitté, depuis 2014, par les fournisseurs d'électricité (et donc les consommateurs), mais aussi par les autoproducteurs. En revanche, des réductions ont été accordées aux entreprises énergivores. "Seulement 4% des entreprises consomment le tiers de l'électricité produite. Tous les abonnés paient le prélèvement EEG pour soutenir le développement des ENR, mais pas ces électro-intensifs", explique Tobias Khnal, chef de section Energie à la chambre de commerce et d'industrie de Hamboug. Les Allemands ont vu, ces dernières années, leur facture d'électricité augmenter, alors même que les prix sur le marché de gros de l'électricité chutaient… Une tendance qui suscite l'incompréhension. "La transition énergétique actuelle n'est pas sociale, regrette le militant Cort-Brün Voige. On baisse les aides pour le photovoltaïque, on taxe l'autoconsommation, les prix augmentent…".

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