Après dix-huit mois d’âpres négociations, le projet de loi sur la fin du charbon en Allemagne a été adopté en conseil des ministres ce mercredi 29 janvier. Le texte, qui doit maintenant débuter son parcours parlementaire pour un vote espéré avant l'été, prévoit l’arrêt de la dernière centrale au plus tard le 31 décembre 2038. En 2026 et 2029, une commission d’experts examinera la possibilité d’avancer cette échéance de trois ans, à 2035. Le pays espère ainsi tenir ses engagements climatiques et réduire d’ici 2030 de 55 % ses émissions de CO2 par rapport à 1990.
"Nous sommes le premier pays à sortir du nucléaire et du charbon", s’est félicitée Svenja Schulze, ministre de l’environnement. Mais ces mines satisfaites ne doivent pas faire oublier que le compromis entre le gouvernement, les quatre Länder miniers (Saxe, Saxe-Anhalt, Brandebourg et Rhénanie-du-Nord-Westphalie) et les exploitants (RWE, LEAG, Uniper et EnBW) a été arraché dans la douleur.
D’abord parce que, bien qu’en baisse, ce minerai reste encore une composante importante du mix énergétique, avec 29,1 % de la production d’électricité (19,7 % pour le lignite, 9,4 % pour la houille) en 2019. Ensuite parce que les zones charbonnières, situées à l’est de l’Allemagne entre Leipzig et Halle et dans l’ouest autour de Cologne, sont déjà fragilisées économiquement.
Afin d’apaiser les tensions, le gouvernement a donc mis sur la table une enveloppe de 40 milliards d’euros jusqu’en 2038 pour leur transition structurelle. Cette aide sera investie dans le désenclavement des régions avec le renforcement du rail et des transports en commun. Berlin souhaite aussi y développer des clusters de recherche ou de transfert technologique dans les énergies propres, les batteries ou la 5G. Un fonds d’indemnité permettra aussi de financer la formation ou le départ en préretraite des 20 000 salariés des mines à ciel ouvert et des centrales.
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Transition lente
Le deuxième concession concerne un calendrier très étalé dans le temps. Un premier bloc de 300 GW de la centrale de Niederaußem opérée par RWE en Rhénanie du Nord-Westphalie fermera dès la fin 2020. Elle sera suivie par sept autres d'ici à 2022, toutes mises en service entre 1959 et 1976, représentant un total de 15 GW. 8,8 GW supplémentaires seront retirés du réseau d'ici à fin 2029 avec la fermeture de onze blocs en Rhénanie et dans le Brandebourg. Enfin, les centrales les plus récentes, datant de 1996 à 2012, fermeront le bal en 2038.
Un tempo critiqué par les associations environnementales, d’autant que les blocs les plus importants à Neurath et Niederaußem, produisant 1000 GW chacun, ne seront mis à l’arrêt qu’à la toute fin. "Nous sommes au milieu d’une crise climatique et il n’est pas acceptable que les centrales à charbon allemandes puissent réchauffer la Terre pendant encore 18 ans", s’insurge Lisa Göldner, responsable climat et énergie chez Greenpeace.
Autre renoncement selon les écologistes : la loi approuve la mise en service à la mi-2020 de la toute nouvelle centrale au charbon Datteln 4 près de Dortmund, de 1100 GW. Tandis que son exploitant Uniper, qui a investi 1,5 milliard d’euros, a mis en avant sa modernité et son rendement élevé, faire avorter ce projet déjà achevé aurait aussi engendré des pénalités très importantes pour le gouvernement.
Importer du nucléaire de France ?
Si Michael Vassiliadis, le président du syndicat des mines, de la chimie et de l’énergie (IG BCE) s’est donc dit satisfait "du rythme raisonnable de l’échéancier de sortie du charbon et des garanties pour les salariés", les consommateurs craignent une hausse des prix du kWh, déjà le plus élevé d’Europe. Pour les plus optimistes, comme le cabinet de conseil en énergie Enervis, elle serait de 3 euros le MWh. "Le risque est de devoir importer de l’électricité issue du nucléaire de France et du charbon en Pologne", souligne Clemens Fuest, président de l’Institut de recherche économique (ifo) à Munich.
Pour leur part, les milieux industriels redoutent une perte de compétitivité par rapport à leurs voisins européens. "Une sortie accélérée pourrait impacter les prix de l’électricité jusqu’à 54 milliards d’euros d’ici 2030, chiffre Dieter Kempf, le président de l’Association de l’industrie allemande. Sans compensation pour nos entreprises, cette augmentation pourrait causer de graves dommages pour notre économie".
Pour limiter cet impact sur les prix, les exploitants recevront un dédommagement financier à hauteur de 4,35 milliards d'euros, répartis entre 2,6 milliards pour ceux situés à l’ouest et 1,75 milliard d'euros pour ceux de l’est. Un montant "bien en dessous des dommages subis", selon RWE qui les évalue à plus de 3,5 milliards d'euros rien que pour son activité. Les quatre exploitants seront également autorisés à conserver leurs droits d'émissions de carbone après la fermeture de leurs sites, afin de limiter les conséquences financières de cette perte d’activité.
