Agri-photovoltaïque : une innovation sur 97 hectares de terres agricoles à Bad Sülze – associant agriculture et production d’énergie solaire sur une même surface

Les énergies renouvelables à Bad Sülze : un modèle de création de valeur rurale

À Bad Sülze, petite ville du Mecklembourg-Poméranie-Occidentale, un projet agro-photovoltaïque (agri-PV) innovant est en cours de mise en œuvre, susceptible d'avoir des répercussions importantes sur la transition énergétique rurale. Sur une superficie d'environ 97 hectares, actuellement exploitée intensivement pour l'agriculture, un parc solaire intégré est prévu, alliant production agricole et production d'énergie solaire. Ce projet représente un changement de paradigme par rapport aux centrales solaires au sol traditionnelles, où la production d'électricité se substitue souvent à l'agriculture. Le processus de planification illustre l'évolution des exigences relatives aux projets solaires de grande envergure ces dernières années et met en lumière les défis économiques, techniques et d'aménagement du territoire liés à la double utilisation des terres. Bad Sülze pourrait ainsi servir non seulement de cas d'étude pour la compatibilité de l'agriculture et des énergies renouvelables, mais aussi d'exemple pour d'autres régions rurales, démontrant comment concilier avec succès production d'énergie durable et création de valeur agricole. Les prochains mois permettront de déterminer si ce concept ambitieux est viable et s'il répond aux objectifs de la transition énergétique.

L'agri-photovoltaïque à Bad Sülze : comment 97 hectares de terres agricoles deviennent un symbole de la transition énergétique rurale

Un parc solaire à lui seul ne suffirait pas – Bad Sülze doit prouver que l'agriculture, la production d'électricité et la création de valeur régionale peuvent véritablement être combinées sur un même territoire

Au sud de Bad Sülze, un projet prend forme, dépassant largement le cadre de la production énergétique locale. Un parc agro-photovoltaïque est prévu sur environ 97 hectares de terres cultivées de manière intensive. Le concept associe la production agricole, activité principale, à la production d'énergie solaire, activité complémentaire. Ceci distingue fondamentalement ce projet d'un parc solaire au sol classique, où la production d'électricité domine largement le territoire et se substitue généralement à l'activité agricole existante.

Le processus de planification illustre clairement l'évolution radicale des exigences relatives aux projets solaires de grande envergure en quelques années seulement. La résolution initiale du 20 juin 2023 prévoyait un parc solaire de conception classique. Ce projet est devenu par la suite le parc agro-photovoltaïque de Bad Sülze. Ce changement d'orientation ne se limite pas à une simple modification conceptuelle ; il bouleverse la logique d'aménagement économique, technique et spatial de l'ensemble du projet. Au lieu de mettre temporairement des terres agricoles hors production, il est désormais prévu de les maintenir en permanence utilisables à deux fins.

La zone d'aménagement comprend deux sous-zones situées à environ un kilomètre au nord-est de Böhlendorf et à environ 1,8 kilomètre au sud-est de Bad Sülze. Les routes nationales L 19 et L 23 permettent d'accéder à la zone et en définissent simultanément les limites spatiales précises. Le terrain présente une pente allant d'environ 25 mètres au-dessus du niveau de la mer à l'ouest à environ 7,5 mètres à l'est. Cette topographie influe sur la visibilité, le drainage, l'accès et l'aménagement technique de l'installation. Par conséquent, le site ne doit pas être considéré comme une parcelle agricole générique et interchangeable, mais bien comme une zone spécifique présentant des caractéristiques agricoles, paysagères, infrastructurelles et énergétiques propres.

La phase de planification actuelle ne constitue pas encore, d'un point de vue économique, une décision d'investissement définitive. Le projet établit les conditions légales préalables à la planification, définit les zones, les types d'occupation des sols et les exigences de protection, réduisant ainsi les risques liés au projet. Toutefois, des données clés telles que la capacité installée totale, le point de raccordement définitif au réseau, le montant final de l'investissement, le modèle de financement et les contrats d'achat d'électricité définitifs ne sont pas divulguées. Ces lacunes sont essentielles à une évaluation économique. Un plan de développement solide peut permettre la viabilité d'un projet, mais il ne remplace pas les tests de compatibilité avec le réseau, le financement, ni les décisions ultérieures relatives à la construction et à l'exploitation.

Sol pauvre, meilleur emplacement logique

La principale justification économique du choix de ce site réside dans son rendement agricole relativement faible. Un indice de qualité des sols moyen pondéré de 21 a été établi pour la zone concernée. On trouve couramment des sols avec un indice de 30 à 40 aux alentours de Bad Sülze, tandis que les terres arables de très bonne qualité atteignent des valeurs supérieures à 40. Les zones concernées sont principalement composées de sables, de sables limoneux et de sables argileux. Leur capacité de rétention d'eau et de nutriments est assez faible, ce qui les rend plus sensibles aux fluctuations de rendement.

Cela ne signifie pas que ces terres sont improductives sur le plan agricole. Les terres arables demeurent une ressource rare, et même les sols les moins productifs peuvent contribuer de manière stable à la production d'aliments ou de fourrage grâce à une gestion appropriée. Toutefois, le facteur économiquement déterminant est la comparaison avec d'autres zones. Si une municipalité souhaite développer la production d'énergie solaire sur des terres agricoles, l'utilisation de sites moins productifs est plus justifiée que la réhabilitation de sols de haute qualité. La double utilisation renforce encore cet avantage, puisqu'une grande partie des terres est destinée à continuer d'être exploitée pour l'agriculture.

La structure d'occupation des sols de la ville corrobore cet argument. La superficie municipale s'étend sur environ 2 667 hectares. De cette superficie, environ 1 825 hectares, soit 68,4 %, sont des terres agricoles. Les forêts couvrent environ 315 hectares, soit 11,8 %. Les infrastructures de transport occupent environ 67 hectares et les zones urbanisées environ 165 hectares. Par ailleurs, de vastes portions de la superficie municipale sont classées en zones protégées ou soumises à d'autres restrictions. Ainsi, la superficie agricole, théoriquement importante, est considérablement réduite en pratique si l'on tient compte de la conservation de la nature, du paysage, des forêts, des plans d'eau, des distances aux zones habitées, du tourisme et du développement des infrastructures.

D'un point de vue économique, ce choix d'implantation est convaincant sous réserve du respect de trois conditions. Premièrement, l'activité agricole principale doit se poursuivre et ne pas se limiter à une simple affirmation formelle. Deuxièmement, la production d'électricité doit être suffisamment importante pour couvrir les coûts plus élevés de la technologie agri-photovoltaïque. Troisièmement, les coûts de raccordement au réseau, de stockage, d'aménagement, de mesures compensatoires et d'exploitation ne doivent pas être supérieurs à l'avantage lié à la qualité du sol. Un indice de qualité du sol de 21 constitue donc un facteur important, mais ne constitue pas une preuve absolue de la viabilité économique du projet.

L'espace reste rare, même s'il est utilisé deux fois

La superficie couverte par le projet est d'environ 96,95 hectares. Sur cette surface, environ 81,49 hectares sont désignés comme zone spéciale pour l'agrivoltaïsme. 0,74 hectare supplémentaire est alloué au stockage et au traitement de l'énergie. Environ 10,12 hectares restent destinés à l'agriculture. Cette superficie inclut également les infrastructures de transport ainsi que la végétation boisée et rudérale existante et nouvellement créée. Cette ventilation des surfaces démontre à elle seule qu'un projet de 97 hectares ne peut être assimilé à 97 hectares de surface modulaire techniquement utilisable.

Pour la zone agri-PV, un coefficient d'occupation des sols de 0,5 est appliqué. Théoriquement, cela permet l'aménagement d'une superficie allant jusqu'à environ 40,75 hectares. Toutefois, ce chiffre représente la projection verticale des structures et n'implique pas que la moitié du terrain soit imperméabilisée. Les modules étant montés sur pieux battus, seule une petite partie de la surface nécessite un revêtement. Dans la zone agri-PV spécifique, l'imperméabilisation autorisée est limitée à 2 %. Les allées doivent être majoritairement partiellement imperméabilisées, avec un revêtement en gravier.

Pour l'utilisation agricole, un autre critère est plus important. Au moins 85 % de la surface dédiée à l'agriculture photovoltaïque doivent rester cultivables. Sur une superficie d'environ 81,49 hectares, cela correspond à au moins 69,27 hectares. La disposition spécifique des rangées de modules, selon les plans, suggère un pourcentage encore plus élevé. Une distance minimale de 9,5 mètres est prévue entre les poteaux ou les rangées de modules. Il en résulte une largeur cultivable d'environ neuf mètres. Dans ces espaces, environ 97 % de la surface devrait être utilisable pour l'agriculture.

La double affectation des sols ne supprime pas totalement la concurrence pour les terres ; elle la modifie. Les fondations, les poteaux, les postes de transformation, les onduleurs, les installations de stockage, les voies d’accès, les distances de sécurité, les clôtures et les plantations de protection nécessitent toujours de l’espace. De plus, les manœuvres, les zones d’ombre et les zones d’entretien technique peuvent restreindre la gestion pratique bien plus qu’un simple ratio d’affectation des terres ne le laisserait supposer. La valeur économique de la double affectation des sols dépend donc non seulement de la superficie officiellement agricole, mais aussi de l’efficacité avec laquelle ces surfaces peuvent être cultivées.

Des modules mobiles au lieu d'une disposition de surface rigide

Le concept technique repose sur des modules photovoltaïques bifaciaux montés sur un système de suivi mono-axial. Les axes des modules sont orientés sud-ouest/nord-est et les modules s'ajustent automatiquement à la position du soleil. Les modules bifaciaux peuvent ainsi capter la lumière sur leurs deux faces. Un système de suivi permet d'accroître la production d'énergie tout au long de la journée et de mieux répartir la production qu'avec une orientation fixe plein sud. Cette caractéristique prend de l'importance car une production solaire simultanée très élevée aux alentours de midi entraîne de plus en plus souvent des prix de l'électricité bas, voire négatifs, sur le marché.

Les modules prévus devraient atteindre une puissance nominale de crête d'environ 620 watts par unité. La hauteur libre maximale des tables des modules en position horizontale est d'environ 2,3 mètres. La structure est montée sur une seule rangée de pieux métalliques légers. Ce système réduit le besoin de fondations en béton, facilite le démontage ultérieur et limite l'imperméabilisation permanente du sol. En revanche, il impose des exigences plus élevées en matière d'ingénierie structurelle, de technologie d'entraînement, de maintenance et d'exploitation que les systèmes rigides au sol classiques.

L'espacement important entre les rangs garantit l'accessibilité aux véhicules, mais réduit la capacité installée par hectare. C'est précisément là le principal dilemme des objectifs de l'agri-PV. Plus les modules sont rapprochés et denses, plus le rendement électrique par unité de surface est généralement élevé, mais plus l'utilisation agricole devient complexe. Plus l'espace alloué aux machines, aux plantes et à la culture est important, plus la densité de puissance électrique est souvent faible. Par conséquent, un concept économiquement viable ne devrait pas viser une production d'électricité maximale ni une production agricole maximale, mais plutôt le meilleur compromis possible entre les deux systèmes.

La production totale finale de la centrale n'a pas encore été publiée. De ce fait, il est impossible de calculer avec précision le rendement annuel, les besoins d'investissement, la charge sur le réseau, les revenus locatifs et les flux de trésorerie pour la municipalité. Une extrapolation basée uniquement sur la superficie totale serait peu fiable, car la géométrie des trackers, le nombre de modules, l'espacement, les zones tampons, la topographie et les zones techniques annexes influent considérablement sur la valeur. Par conséquent, la capacité installée doit être rendue transparente pour les investisseurs, la municipalité et le public au plus tard avant la décision finale de mise en œuvre.

L'agriculture comme activité principale ou comme arrière-plan

Le succès du projet repose sur la prise en compte sérieuse de l'agriculture d'un point de vue économique lors de son exploitation. L'objectif principal est la culture de graminées fourragères, qui peuvent servir de base à l'alimentation des élevages locaux ou régionaux. Les graminées fourragères sont généralement bien adaptées aux sols pauvres et aux parcelles dont l'aménagement permet un travail mécanique régulier entre les rangs. Elles sont moins sensibles aux variations de luminosité que de nombreuses cultures spécialisées à haute valeur ajoutée et peuvent contribuer à l'approvisionnement régional en fourrage.

Les exigences relatives à l'agri-PV limitent la perte de terres agricoles utilisables pour les systèmes au sol à un maximum de 15 %. De plus, le rendement agricole doit généralement atteindre au moins 66 % d'un rendement de référence approprié. Ce seuil ne constitue pas une garantie de performance, mais une exigence minimale visant à éviter qu'un parc solaire ne soit qualifié d'agri-PV avec une activité agricole résiduelle minime. Pour Bad Sülze, cela implique un plan d'aménagement agricole à long terme, assorti de données vérifiables sur le rendement, la gestion et l'utilisation des terres.

Sur le plan économique, cette combinaison peut s'avérer intéressante pour les exploitations agricoles car elle permet de compenser la volatilité des rendements agricoles par des revenus plus prévisibles. La pauvreté des sols, les sécheresses, la fluctuation des prix des aliments pour animaux et la hausse des coûts d'exploitation accroissent les risques liés à l'utilisation traditionnelle des terres. Les loyers ou les modèles de partage des bénéfices peuvent contribuer à stabiliser les revenus. Toutefois, l'accord contractuel ne doit pas réduire l'agriculteur à un simple exécutant du projet énergétique, le contraignant à supporter les coûts d'exploitation sans percevoir une part équitable des bénéfices.

Ces modules peuvent réduire l'évaporation et protéger le sol des rayonnements solaires extrêmes. Dans certaines conditions climatiques, cela peut conduire à des rendements plus stables, voire supérieurs. Toutefois, cet effet dépend de la culture, des conditions météorologiques et du système. Des baisses de rendement ont également été observées dans des installations pilotes allemandes. Un ombrage excessif, une mauvaise répartition de l'eau ou une planification inadéquate des passages de roues peuvent impacter négativement la production agricole. Par conséquent, une augmentation générale du rendement des graminées fourragères à Bad Sülze ne peut être présumée. Des mesures sur plusieurs années et une comparaison avec des parcelles de référence appropriées sont essentielles.

Une meilleure efficacité de l'espace, mais pas automatiquement une rentabilité accrue

L'agrivoltaïsme se justifie souvent par une meilleure efficacité d'utilisation des terres. Autrement dit, le bénéfice combiné du rendement agricole et de la production d'électricité peut être supérieur à celui obtenu par une utilisation séparée de la même surface. Des études montrent des gains d'efficacité d'utilisation des terres de l'ordre de 60 à 86 %, selon le système, la culture et la localisation. Cet avantage est réel, mais ne doit pas être confondu avec une augmentation équivalente du rendement financier.

Un système photovoltaïque au sol classique peut accueillir une capacité photovoltaïque par hectare nettement supérieure, car il ne nécessite pas de larges voies d'accès pour les engins agricoles. Les calculs de modélisation pour des systèmes de 20 hectares tablent sur une puissance crête d'environ 1 100 kilowatts par hectare et un rendement annuel d'environ 1,1 million de kilowattheures par hectare pour les systèmes au sol classiques. En revanche, les systèmes photovoltaïques agricoles verticaux devraient atteindre une puissance crête d'environ 400 kilowatts et un rendement de 400 000 kilowattheures. Les systèmes surélevés ou à suivi solaire peuvent se rapprocher des performances des systèmes conventionnels, mais sont techniquement plus complexes.

Les coûts d'investissement spécifiques des systèmes photovoltaïques agricoles sont souvent plus élevés. Des calculs comparatifs indiquent des coûts d'environ 520 € par kilowatt-crête pour un système classique au sol, d'environ 680 € pour les systèmes verticaux et d'environ 600 € pour certaines solutions surélevées. Ces chiffres ne constituent pas une estimation des coûts pour Bad Sülze, mais illustrent plutôt l'ampleur de la différence liée au système. Selon la conception, l'investissement spécifique requis pour un système photovoltaïque agricole peut être de 15 % à plus de 100 % supérieur à celui d'un parc solaire standard.

Des analyses récentes concluent que, selon le système, l'électricité agrivoltaïque peut coûter entre quelques pourcents et plus du double du coût des installations photovoltaïques au sol classiques. Pour les systèmes compétitifs, le surcoût est parfois inférieur à un centime par kilowattheure. Toutefois, calculé par hectare, ce surcoût peut tout de même dépasser 8 000 € par hectare et par an. Des chiffres nettement supérieurs sont possibles pour les systèmes particulièrement onéreux. Le rendement agricole à lui seul ne compense généralement pas cette différence.

La taille du projet constitue un atout majeur pour Bad Sülze. Les économies d'échelle sont particulièrement marquées dans le photovoltaïque, notamment sur les dix premiers hectares. Avec une superficie totale d'environ 97 hectares, la planification, la technologie de réseau, l'organisation de la construction, le suivi et l'exploitation peuvent être répartis sur une seule et même centrale de grande envergure. Cependant, cette taille accroît le volume d'investissement absolu et, par conséquent, les conséquences des retards, des variations des taux d'intérêt, de la congestion du réseau ou des erreurs de planification. Si la taille réduit les coûts unitaires, elle augmente également le risque global.

Le marché de l'électricité ne rémunère plus chaque kilowattheure de la même manière

Fin 2025, l'Allemagne disposait d'une capacité photovoltaïque installée d'environ 117 gigawatts. Près de 16,4 gigawatts ont été ajoutés pour la seule année 2025. Pour atteindre l'objectif légal de 215 gigawatts d'ici 2030, une augmentation annuelle moyenne de près de 20 gigawatts serait nécessaire d'ici là. Environ la moitié de cette expansion future est prévue sur des terrains non bâtis. Des projets comme celui de Bad Sülze ne se situent donc pas en marge de la transition énergétique, mais bien au cœur d'un axe de développement majeur.

Cependant, le développement rapide de l'énergie solaire modifie le modèle de revenus. L'énergie solaire est produite majoritairement de manière simultanée. Par temps ensoleillé, l'offre est importante en milieu de journée, tandis que la demande n'augmente pas dans les mêmes proportions. Cela réduit la valeur marchande de l'énergie solaire. En 2025, la valeur marchande annuelle moyenne de l'énergie solaire était d'environ 4,5 centimes par kilowattheure. Parallèlement, on a enregistré 573 heures de prix de l'électricité négatifs en Allemagne. Cela correspond à environ 6,5 % du total des heures de l'année, mais a touché de manière disproportionnée les périodes de forte production solaire.

Pour les grandes centrales électriques, produire le maximum de kilowattheures ne suffit plus. Le facteur crucial réside dans le moment de la production, du stockage et de la commercialisation de l'électricité. Un système de suivi de la production permet d'optimiser la répartition de la production entre les heures creuses du matin et du soir. Un système de stockage peut absorber l'électricité pendant les heures creuses de la mi-journée et la restituer aux heures de pointe. Un contrat d'achat d'électricité à long terme permet de stabiliser les revenus, tandis que le commerce sur le marché au comptant est plus sensible aux fluctuations des prix.

Le projet vise à commercialiser son électricité sur le marché libre. L'exploitant supporte donc les risques liés aux prix, au profil de l'électrification et à la commercialisation. Une production annuelle élevée ne garantit pas une rentabilité importante si une grande partie de la production a lieu pendant les heures de prix très bas. La viabilité économique du projet dépendra par conséquent fortement de sa stratégie de commercialisation. Outre l'efficacité technique, la précision des prévisions, l'accès au marché, la gestion du stockage, la gestion du groupe d'équilibrage et la couverture contractuelle des prix seront des facteurs clés de succès.

L'unité de stockage n'est pas un accessoire, mais fait partie intégrante du modèle commercial

Dans la partie sud de la zone d'aménagement, un système de stockage d'énergie par batteries d'une capacité d'environ 62 mégawattheures est prévu. Chaque batterie aura une capacité de quatre mégawatts. La capacité totale exacte du système de stockage n'est pas encore définitive. Néanmoins, cette capacité de 62 mégawattheures revêt une importance économique considérable. Elle démontre que le projet est conçu non seulement comme une centrale de production d'électricité, mais aussi comme un complexe énergétique flexible.

Un système de stockage peut combiner plusieurs fonctions. Il peut amortir la production d'énergie solaire, limiter les pics d'injection au point de raccordement au réseau, éviter les heures creuses, décaler l'électricité vers les heures de pointe du soir (plus chères) et générer des revenus supplémentaires sur les marchés de l'énergie à court terme ou d'équilibrage. Ces sources de revenus peuvent être combinées, mais ne s'additionnent pas simplement. Chaque utilisation requiert de la capacité, de la puissance et des cycles de charge. Une batterie réservée à l'optimisation du raccordement au réseau n'est pas entièrement disponible pour le commerce de l'énergie.

La rentabilité dépend des écarts de prix entre les phases de charge et de décharge, des frais de réseau, des exigences réglementaires, de la disponibilité technique et du vieillissement des installations. Des cycles fréquents augmentent les revenus, mais accélèrent la dégradation. Parallèlement, les revenus d'arbitrage tendent à diminuer lorsqu'un grand nombre de systèmes de stockage utilisent les mêmes signaux de prix. Par conséquent, le stockage ne doit pas être perçu comme une garantie de profits supplémentaires importants, mais plutôt comme un outil flexible dont la valeur repose sur une stratégie d'exploitation professionnelle.

Cette combinaison peut s'avérer particulièrement avantageuse pour le raccordement au réseau. Si le système photovoltaïque n'a pas besoin d'injecter simultanément sa pleine capacité maximale dans le réseau, un point de raccordement plus petit pourrait être plus approprié. Cela permet de réduire les coûts de raccordement ou de réaliser un projet dans un lieu où la totalité de la production des modules ne pourrait pas être transportée en permanence. La concrétisation de cet avantage à Bad Sülze dépend du concept de raccordement au réseau. Sans informations sur la capacité de raccordement, le niveau du réseau et le point d'injection, cette partie de l'analyse économique demeure incertaine.

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Au cœur de cette avancée technologique se trouve l'abandon délibéré du système de fixation par pinces conventionnel, qui a fait office de norme pendant des décennies. Ce nouveau système de montage, plus rapide et plus économique, repose sur un concept fondamentalement différent et plus intelligent. Au lieu de fixer les modules en des points précis, ils sont insérés dans un rail de support continu de forme spécifique et maintenus fermement en place. Cette conception garantit une répartition uniforme de toutes les forces, qu'il s'agisse des charges statiques dues à la neige ou des charges dynamiques dues au vent, sur toute la longueur du cadre du module.

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Le Mecklembourg-Poméranie-Occidentale est en train de passer d'un site de production à un site de système

En 2025, le Mecklembourg-Poméranie-Occidentale comptait 78 674 centrales de production d'énergie renouvelable, pour une capacité totale de 11 179 mégawatts. Parmi celles-ci, 75 885, soit environ 4 990 mégawatts, étaient des installations photovoltaïques. Le potentiel solaire de l'État a ainsi atteint un niveau où la construction de nouvelles centrales ne suffit plus. Les réseaux, le stockage, la gestion de la consommation, la commercialisation et l'utilisation régionale de l'énergie deviennent des facteurs de plus en plus importants.

Pour un État peu peuplé et géographiquement étendu, cela crée une tension structurelle. Le Mecklembourg-Poméranie-Occidentale peut produire nettement plus d'électricité renouvelable qu'il n'en consomme au niveau régional. Cela ouvre la voie à des exportations, mais accroît également le besoin de réseaux de transport et de distribution performants. De nouvelles centrales électriques peuvent générer de la valeur ajoutée au niveau régional, tandis qu'une grande partie de l'électricité est consommée ailleurs. Par conséquent, les avantages concrets pour les collectivités locales, leurs habitants et leurs entreprises revêtent une importance politique croissante.

Bad Sülze pourra tirer profit de ce projet à plusieurs égards. Durant la phase de construction, des contrats seront passés pour les travaux de terrassement, la voirie, la pose de câbles, les levés topographiques, les équipements de sécurité, l'aménagement paysager et la logistique. Sur le plan opérationnel, la maintenance technique, l'entretien des espaces verts, la gestion agricole, le suivi et les inspections régulières seront nécessaires. S'y ajoutent des redevances de location ou d'utilisation, d'éventuelles contributions municipales et des retombées indirectes pour les prestataires de services régionaux.

Il ne faut toutefois pas surestimer l'impact sur l'emploi local. Les grandes centrales photovoltaïques nécessitent d'importants investissements, mais un personnel relativement peu nombreux en exploitation. De nombreux composants proviennent de l'étranger et des entreprises d'installation spécialisées interviennent dans plusieurs régions. Par conséquent, la création de valeur régionale la plus durable ne découle pas automatiquement de la construction, mais plutôt de l'implication contractuelle des entreprises locales, de l'utilisation agricole à long terme, des recettes municipales et, le cas échéant, des modèles régionaux d'approvisionnement en électricité.

La création de valeur exige des contrats solides

Pour l'exploitation agricole, ce projet peut permettre une diversification des revenus. Les revenus locatifs ou les revenus de participation sont moins dépendants des aléas climatiques que les rendements agricoles et peuvent faciliter les investissements dans le matériel, l'élevage ou le développement de l'exploitation. En particulier sur les sols classés 21, un rendement énergétique prévisible à long terme peut accroître significativement la valeur économique des terres. Parallèlement, les coûts d'opportunité augmentent : les terres contractuellement liées à un projet énergétique pour des décennies ne sont disponibles que de façon limitée pour d'autres usages.

La répartition de la valeur ajoutée dépend de la structure du contrat. Les loyers fixes offrent une sécurité au propriétaire, tandis que l'exploitant supporte le risque lié aux fluctuations du marché. Les modèles basés sur les revenus permettent au propriétaire de mieux profiter des bonnes années, tout en lui transférant une partie de la volatilité. Les modèles hybrides, combinant loyers minimaux et partage des revenus, permettent un meilleur équilibre des intérêts. Par ailleurs, les coûts de gestion agricole, les contraintes liées aux travaux d'entretien, les pertes de rendement potentielles et les questions de responsabilité doivent être clairement définis.

La municipalité a également besoin de plus que de simples engagements. Des accords juridiquement solides concernant la participation municipale, l'affectation des recettes de la taxe professionnelle, l'entretien des routes, le démantèlement, les mesures compensatoires et les coûts de suivi potentiels sont essentiels. Le Mecklembourg-Poméranie-Occidentale a renforcé la participation des municipalités et des habitants aux grands projets énergétiques. Pour les systèmes photovoltaïques au sol d'une puissance d'un mégawatt ou plus, des paiements de 1 000 € par mégawatt de capacité installée sont prévus pour la municipalité et ses habitants. Cependant, différentes classifications juridiques peuvent s'appliquer à certaines installations solaires ; c'est pourquoi l'application spécifique au concept agri-PV de Bad Sülz doit être examinée en profondeur d'un point de vue juridique.

Le manque d'informations sur la capacité installée totale rend difficile la quantification des flux de trésorerie locaux potentiels. Il en va de même pour la taxe professionnelle. Celle-ci dépend non seulement de la production d'électricité, mais aussi des coûts de financement, de l'amortissement, des frais d'exploitation, de la structure de l'entreprise et de l'évolution des bénéfices. Les prévisions municipales doivent donc être calculées avec prudence et non sur la base de rendements de pointe théoriques.

Le raccordement au réseau électrique constitue un goulot d'étranglement crucial

Pour les grands projets solaires, le raccordement au réseau est souvent le facteur le plus critique en termes de délais, de coûts et de risques. Si les plans d'urbanisme peuvent autoriser l'utilisation des sols, ils ne peuvent pas créer de capacité de réseau gratuite. À Bad Sülze, il est prévu d'injecter l'électricité produite dans le réseau public via des câbles souterrains. Cependant, le point de raccordement précis et la longueur de câble requise n'ont pas encore été publiés.

La distance jusqu'à un poste de transformation adapté, le niveau de tension, les renforcements de réseau nécessaires et la capacité de raccordement disponible peuvent avoir un impact considérable sur la viabilité économique. Les longs tracés de câbles engendrent non seulement des coûts de matériaux et de génie civil, mais nécessitent également des droits de passage, des traversées, des autorisations et une coordination avec les propriétaires fonciers. Si l'extension du réseau est retardée, un système techniquement abouti pourrait ne pouvoir fournir qu'une puissance limitée et temporaire. Des coûts d'investissement sont alors engagés alors que les revenus font défaut.

L'installation de stockage prévue peut atténuer le problème, mais ne le résout pas complètement. Une batterie transfère l'énergie en quelques heures, et non entre les saisons. Lors de périodes ensoleillées prolongées, même une grande installation de stockage est rapidement saturée. Par conséquent, pour l'évaluation économique globale, le facteur déterminant reste le développement, dans la région, d'une capacité de réseau suffisante et d'une demande flexible. À long terme, des consommateurs industriels, des installations d'électrolyse, des réseaux de chauffage urbain, des centres de données ou d'autres usages énergivores sont envisageables. Ces consommateurs ne sont pas encore inclus dans le concept publié pour Bad Sülze.

Une communication efficace autour d'un projet ne doit donc pas considérer le raccordement au réseau comme un simple détail technique. Sans raccordement garanti, sans calendrier de construction réaliste et sans transparence des coûts, tout calcul de retour sur investissement reste provisoire. Les décisions relatives au nombre de modules, à la capacité de stockage et à la commercialisation doivent être prises en fonction du point de raccordement au réseau disponible, et non l'inverse.

Logistique en milieu rural

La phase de construction d'un projet énergétique de près de 97 hectares génère un trafic logistique temporaire important. Modules, sous-structures, pieux, câbles, transformateurs, onduleurs, conteneurs de batteries, éléments de clôture et équipements de chantier doivent être livrés, stockés temporairement et assemblés. Les routes L 19 et L 23 offrent généralement une bonne accessibilité régionale. Les chemins d'accès agricoles existants continueront d'être utilisés, tandis que le trafic de livraison principal sera géré par un chemin d'accès secondaire depuis un sentier agricole orienté au sud.

Une planification logistique précoce est essentielle d'un point de vue économique, car les routes rurales, les ponts, les virages et les accotements ne sont pas conçus d'office pour supporter le trafic important des engins de chantier. Les conteneurs de batteries, les transformateurs et les équipements lourds de construction, en particulier, peuvent nécessiter des transports spéciaux ou des voies d'accès renforcées. Le mauvais état des routes augmente les temps de transport, les risques de dommages et les coûts de réparation. Parallèlement, il est crucial de limiter au maximum les perturbations pour les riverains, l'agriculture et les voies d'accès des services d'urgence.

L'accès interne se fera par des routes partiellement asphaltées. Environ 13 000 mètres carrés sont réservés à cet effet. Ces routes serviront aux engins de chantier, d'entretien, aux pompiers et à l'agriculture. Leur configuration influencera considérablement l'efficacité des manœuvres et des opérations des machines. Une bonne planification permettra par la suite de réduire la consommation de carburant, le tassement des sols et le temps de travail. Ainsi, la planification routière constitue un lien essentiel entre les technologies énergétiques et l'agriculture.

Après la phase de construction, le volume de trafic diminuera considérablement. Cependant, le trafic des véhicules d'entretien, des engins agricoles, des travaux d'aménagement paysager et le remplacement ponctuel de pièces resteront importants. Il ne s'agira pas de créer un centre logistique au sens traditionnel du terme pour la région, mais plutôt un nouveau pôle d'infrastructure avec des besoins récurrents en matière de transport et de services. Les entreprises locales pourront en tirer profit si les contrats ne sont pas entièrement attribués à des entreprises générales suprarégionales.

La conservation de la nature comme facteur de coût et valeur de localisation

La zone de planification est principalement constituée de terres arables exploitées de manière intensive. Elle ne comprend ni forêts ni cours d'eau naturels. L'aire protégée européenne de la vallée de la Recknitz et de la Trebel, avec ses affluents, se situe à environ 90 mètres au nord-ouest, tandis que l'aire de protection ornithologique européenne de la vallée de la Recknitz et de la Trebel, avec ses vallées latérales et les champs environnants, se trouve à environ 130 mètres à l'est. Cette proximité renforce les exigences en matière de protection des espèces, de procédures de construction et de suivi à long terme.

Les plans prévoient des zones tampons autour des arbres et des forêts, à au moins 30 mètres des lisières forestières, des corridors fauniques le long des haies et des enclos perméables aux petits animaux. De nouvelles plantations de haies masqueront visuellement la zone le long des routes départementales. Les structures boisées existantes seront préservées. Un important besoin de compensation a été identifié pour atténuer et gérer l'impact environnemental ; la création de nouvelles haies dans la zone ne pourra que partiellement y répondre. Le solde sera compensé par un compte de compensation écologique certifié.

Ces mesures engendrent des coûts directs, mais créent simultanément une valeur écologique et sociale. De nouvelles haies peuvent relier les habitats, réduire l'érosion et structurer le paysage. Des pratiques agricoles plus extensives, une fertilisation réduite et des zones fleuries peuvent accroître la biodiversité par rapport à l'agriculture intensive. Cependant, ces améliorations ne sont pas automatiques. Un système agri-PV n'a pas de valeur écologique du seul fait que ses modules soient situés sur des terres agricoles.

Les études fauniques n'ont révélé aucun conflit insurmontable pour les chauves-souris, les reptiles et les amphibiens. Des mesures d'évitement et d'atténuation sont nécessaires pour la reproduction des oiseaux. Il est essentiel que les calendriers de construction, l'entretien et l'utilisation agricole soient durablement compatibles avec ces exigences. Si la réglementation écologique n'est respectée que lors de la procédure d'autorisation et ensuite mal appliquée, le projet perdra une part importante de sa légitimité.

Paysage entre acceptation et isolement

Les grandes centrales solaires transforment le paysage rural. Si les rangées de modules n'atteignent pas la hauteur des éoliennes, elles occupent néanmoins une vaste superficie. À Bad Sülze, la visibilité des panneaux solaires sera considérablement atténuée par la topographie, les arbres existants et les plantations supplémentaires. Des brise-vues linéaires sont prévus le long des routes L 19 et L 23. La hauteur maximale des modules, d'environ 2,3 mètres, facilite leur intégration au paysage.

La protection des paysages répond à un objectif économique. Les infrastructures de grande envergure visibles peuvent engendrer des problèmes d'acceptation, des conflits politiques et des retards. Chaque mois supplémentaire de planification augmente les coûts de financement et mobilise le personnel. La protection des paysages n'est donc pas seulement un enjeu environnemental, mais aussi un élément de gestion des risques. Un projet perçu par le public comme ayant fait l'objet d'une consultation attentive présente une plus grande durabilité sociale.

Parallèlement, les barrières visuelles ne doivent pas créer d'enclave technique fermée. Des clôtures et une végétation denses peuvent entraver les déplacements des animaux et nuire au sentiment de sécurité le long des sentiers. Les corridors fauniques et les clôtures prévues, permettant le passage des petits animaux, sont donc essentiels d'un point de vue fonctionnel. La sécurité incendie et l'accessibilité doivent également rester compatibles avec l'intégration au paysage.

Le site se situe dans une zone touristique protégée, mais a jusqu'à présent été intensivement exploité pour l'agriculture et ne possède pas de fonction touristique principale clairement définie. Cela atténue le conflit d'usage, sans toutefois l'éliminer totalement. En tant que ville thermale, Bad Sülze dépend d'un environnement attractif. La qualité de la mise en œuvre du projet déterminera donc si le parc sera perçu comme un élément incongru ou comme une composante contemporaine d'un paysage culturel dynamique.

Le sol, l'eau et la déconstruction déterminent l'équilibre à long terme

Les fondations sur pieux battus limitent l'étanchéité permanente et permettent, en principe, un démantèlement complet. Cette réversibilité constitue un avantage considérable par rapport aux grands projets de construction. Elle préserve le potentiel du terrain : après l'arrêt de la production d'énergie, celui-ci peut être de nouveau largement exploité pour l'agriculture. Ceci est conditionné par la démolition effective des fondations, des câbles, des chemins d'accès, des installations de stockage et autres équipements techniques, ainsi que par la remise en état des sols compactés.

Une première approche prévoyait de limiter l'utilisation de l'énergie solaire à 30 ans maximum, avant un retour à l'agriculture. Le concept actuel d'agrivoltaïsme, quant à lui, intègre l'agriculture même pendant l'exploitation. Néanmoins, une garantie de démantèlement juridiquement contraignante demeure indispensable. Les coûts des matériaux, de la main-d'œuvre et de l'élimination des déchets pourraient être considérablement plus élevés dans les prochaines décennies. Une garantie ou un fonds de démantèlement dédié protège la municipalité et le propriétaire foncier du risque de non-viabilité financière d'une future société d'exploitation.

Concernant le sol, l'étanchéité permanente n'est pas le seul facteur pertinent. Les engins de chantier peuvent le compacter, remuer la couche arable et modifier le ruissellement des eaux. Par conséquent, une supervision des travaux basée sur la pédologie est indispensable. Ces exigences s'appliquent non seulement à la construction, mais aussi à la maintenance, aux travaux de câblage et au démantèlement. Sur les sols sableux à faible rétention d'eau, un ombrage amélioré peut avoir un effet positif, tandis que le ruissellement concentré des eaux pluviales en bordure des modules peut engendrer une érosion locale.

Une partie de la zone de planification sud se situe dans une zone de protection des eaux. Le ravitaillement, le stockage de carburant et la manipulation de substances polluantes pour l'eau doivent être correctement sécurisés. Le stockage de batteries, les transformateurs et les activités des chantiers de construction renforcent les exigences en matière de planification préventive et d'urgence. Bien que la probabilité de dommages soit faible, leurs conséquences sur les sols et les eaux souterraines seraient importantes. Par conséquent, une stratégie de prévention allant au-delà des exigences minimales est économiquement judicieuse.

La protection contre les incendies devient un problème systémique dans les installations de stockage

Les modules photovoltaïques présentent un risque d'incendie gérable en conditions normales d'utilisation. Cependant, les systèmes de stockage par batteries modifient ce profil de sécurité. L'emballement thermique des cellules peut entraîner des températures élevées, des dégagements de gaz toxiques et des incendies prolongés. La capacité de stockage prévue, d'environ 62 mégawattheures, exige donc une conception de sécurité rigoureuse incluant des stratégies d'espacement, de détection, d'arrêt, d'extinction ou de refroidissement, ainsi que des plans d'exploitation clairement définis.

Le plan prévoit des coussins d'eau pour l'extinction des incendies et une voie d'accès sécurisée pour les pompiers. À titre indicatif, un minimum de 96 mètres cubes d'eau est requis pour deux heures d'extinction à une distance maximale de 300 mètres ; pour les installations plus petites, ce volume peut être inférieur. L'accessibilité de l'eau, quelles que soient les conditions météorologiques, est primordiale. Les voies d'accès, les aires de manœuvre, les dépôts principaux et les points d'arrêt doivent être testés avec les pompiers locaux.

Les exigences de sécurité engendrent des coûts d'investissement et d'exploitation, mais réduisent les risques de défaillance, de responsabilité et d'atteinte à la réputation. Un seul incident grave pourrait anéantir les bénéfices économiques de nombreuses années de fonctionnement sans incident. Les assureurs et les organismes de financement exigeront donc des preuves solides. Dans un projet combinant énergie solaire et stockage, la protection incendie n'est pas une simple formalité administrative, mais bien une composante essentielle du financement.

Ce que le projet de loi laisse encore en suspens

Malgré la grande précision des plans d'aménagement du territoire et de planification environnementale, plusieurs données économiques essentielles font défaut. La capacité photovoltaïque installée, le rendement annuel attendu, l'investissement total, les coûts de financement, la structure du bail, le point de raccordement au réseau, les coûts de raccordement, la capacité totale du système de stockage par batteries et le modèle de commercialisation ne sont pas publiés. Sans ces données, il est impossible de calculer la rentabilité des capitaux propres ni un coût actualisé de l'électricité réaliste.

Le secteur agricole requiert également des indicateurs clés de performance supplémentaires. Il serait nécessaire de prendre en compte les rendements de référence, les coûts de gestion, les rendements attendus selon les modules, la largeur des machines, les besoins en main-d'œuvre, les acheteurs d'aliments pour animaux et les exigences contractuelles de qualité. La culture de l'herbe est envisageable, mais sa rentabilité dépend de l'élevage régional, des distances de transport et du prix des aliments pour animaux. Si la demande régionale diminue, cette culture, pourtant autorisée, peut devenir moins intéressante économiquement.

Les informations concernant la durée de vie, la stratégie d'exploitation, l'efficacité, la dégradation et les investissements de remplacement de la batterie sont insuffisantes. Une capacité de 62 mégawattheures paraît impressionnante, mais ne renseigne guère sur le potentiel de revenus ni sur l'impact sur le réseau. Le rapport puissance/capacité et la possibilité pour le système de stockage de stocker exclusivement de l'énergie solaire ou d'injecter également de l'électricité sur le réseau sont des facteurs cruciaux.

Ces questions en suspens ne constituent pas un argument contre le projet. Elles marquent plutôt la transition entre la planification spatiale et la prise de décision en matière d'investissement. La planification indique où et à quelles conditions la construction est autorisée. L'étude de faisabilité économique doit ensuite démontrer si le concept, techniquement réalisable, est financièrement viable et durable à long terme dans les conditions réelles du marché.

Les plus grands risques économiques

Le premier risque est le raccordement au réseau. L'ajout de lignes, la construction d'un nouveau poste de transformation ou de longs délais d'attente peuvent faire grimper les coûts de manière significative. Le deuxième risque concerne le prix de l'énergie solaire. À mesure que la capacité photovoltaïque augmente, la valeur marchande de la production pendant les heures d'ensoleillement diminue, sauf si le stockage et la flexibilité de la demande croissent au même rythme. Le troisième risque est lié aux coûts de construction et de financement. Les systèmes de suivi solaire, le stockage, les câbles et les technologies de sécurité rendent le projet plus vulnérable aux fluctuations des taux d'intérêt, du prix des matières premières et des retards de livraison.

Un quatrième risque réside dans la mise en œuvre agricole. Si les rendements n'atteignent pas les seuils requis ou si la gestion devient techniquement irréalisable, le statut d'agri-PV est remis en question. Un cinquième risque concerne la réglementation et les subventions. Les décisions relatives aux aides d'État, les règles d'appel d'offres, les primes de marché, les obligations de participation et la réglementation du stockage peuvent modifier les recettes et les coûts. Les projets à long terme doivent donc rester viables même en cas de réglementation moins favorable.

À cela s'ajoute le risque d'acceptation par le public. La zone est vaste et située à proximité de routes, de zones résidentielles, d'abris et d'une ville thermale. Même un projet légalement autorisé peut rester politiquement vulnérable si les avantages et les inconvénients apparaissent inégalement répartis. La transparence concernant le rendement, les paiements locaux, l'utilisation agricole et l'impact environnemental est donc essentielle sur le plan économique.

Enfin, la complexité technique engendre un risque opérationnel. Les modules mobiles comportent des systèmes d'entraînement, des capteurs et des commandes susceptibles de tomber en panne. Les systèmes de stockage d'énergie par batteries vieillissent et nécessitent des logiciels, un système de refroidissement et une surveillance de sécurité. Les avantages liés à la flexibilité doivent compenser les coûts supplémentaires de maintenance, de remplacement et d'indisponibilité. Un modèle financier prudent doit intégrer ces risques en prévoyant des réserves réalistes.

Pourquoi le projet peut encore être économiquement viable

Malgré ces risques, Bad Sülze présente plusieurs atouts structurels. La superficie est suffisamment vaste pour permettre des économies d'échelle, le rendement agricole y est relativement faible et l'accès est facilité par deux routes nationales. Les zones protégées ne seront pas directement urbanisées et les arbres existants pourront être utilisés pour la protection visuelle et l'intégration écologique. La technologie modulaire est adaptée aux pratiques agricoles traditionnelles et l'installation de stockage prévue améliore les possibilités de commercialisation et de raccordement au réseau.

À cela s'ajoute un impératif politique et énergétique. L'Allemagne doit accroître significativement sa capacité photovoltaïque d'ici 2030. Les installations sur toitures ne suffiront pas. Les projets au sol demeurent indispensables, tandis que la résistance du public face au déclin de l'agriculture s'intensifie. L'agri-PV offre une solution, à condition que la double utilisation des terres ne reste pas une simple hypothèse.

Ce site peut également servir de projet pédagogique pour le Mecklembourg-Poméranie-Occidentale. Cet État possède de vastes surfaces agricoles, une production importante d'énergies renouvelables et une demande régionale d'électricité relativement faible. L'association de l'agriculture, du photovoltaïque avec suivi de la production et du stockage à grande échelle répond précisément à ces caractéristiques. Les enseignements tirés en matière de rendement, de comportement du réseau, de biodiversité, de logistique et d'acceptation par le public peuvent être transposés à d'autres régions rurales.

La viabilité économique du projet ne repose pas sur sa taille, mais sur la qualité de son intégration. La production solaire, le stockage, l'agriculture et le réseau électrique ne doivent pas être optimisés séparément. Les avantages les plus importants sont obtenus lorsque le déplacement des modules, les semis, la récolte, l'exploitation du stockage et la commercialisation de l'électricité sont planifiés conjointement. C'est seulement ainsi qu'une zone à double usage peut devenir un système de production véritablement intégré.

La mesure du succès

Le succès d'un parc agro-photovoltaïque ne saurait se mesurer uniquement à sa puissance installée (en mégawatts) ou à sa production (en kilowattheures). Un indicateur pertinent doit intégrer au moins cinq aspects : le rendement solaire, le rendement agricole, la création de valeur locale, le développement écologique et l'impact sur le réseau. La publication des seuls volumes d'électricité ne permet pas d'évaluer l'efficacité de la double utilisation. De même, la prise en compte exclusive des surfaces agricoles allouées ne permet pas d'apprécier l'efficacité énergétique.

En agriculture, il convient de documenter la superficie cultivée annuellement, les types de cultures, le rendement de référence, le rendement réel et les coûts de gestion. Dans le secteur de l'énergie, les données pertinentes sont la capacité installée, la production annuelle, les pertes de production, les pertes de stockage, les cycles de charge et le prix de vente moyen. Pour la municipalité, les paiements, les recettes fiscales, les contrats locaux et les coûts de suivi sont importants. Sur le plan écologique, le développement des espèces, la qualité des sols, le bilan hydrique et l'état des zones de compensation sont essentiels.

Une telle transparence des données n'affaiblirait pas le projet, mais renforcerait au contraire sa valeur de modélisation. Elle permettrait de démontrer dans quels cas l'agrivoltaïsme est économiquement viable et dans quels cas les systèmes conventionnels au sol, les installations sur toiture ou d'autres usages sont supérieurs. Précisément parce que l'agrivoltaïsme peut être plus coûteux, les avantages supplémentaires doivent être mesurables. Autrement, on risque de privilégier un système technologiquement sophistiqué uniquement parce qu'il est plus facile à justifier sur le plan de l'urbanisme.

Bad Sülze a ainsi l'opportunité de créer bien plus qu'un simple parc solaire. Ce parc peut démontrer que les zones rurales ne sont pas seulement des fournisseurs de terres pour la transition énergétique, mais de véritables pôles de production d'énergie, d'agriculture et de services. Pour ce faire, la participation économique locale doit être prise en compte au même titre que la performance technique.

Entre phare et test décisif

Le parc agro-photovoltaïque prévu n'est ni automatiquement un projet modèle en matière d'écologie, ni un simple système photovoltaïque au sol déguisé. Sa qualité dépendra de sa mise en œuvre. Les données de planification révèlent un choix de site pertinent, une géométrie des modules adaptée à l'agriculture, une part agricole résiduelle importante et un système de stockage économiquement viable. Toutefois, des informations essentielles concernant la production, le raccordement au réseau, l'investissement et la commercialisation font encore défaut.

D'un point de vue économique, l'idée de base est plausible : combiner deux modes de production sur un site moins productif permet de diversifier les risques agricoles et de compléter l'énergie solaire par un système de stockage flexible. Ce procédé implique un investissement plus important, une densité de puissance électrique plus faible et une exploitation plus complexe. Ces coûts supplémentaires se justifient si des bénéfices agricoles, la création de valeur locale, la réduction de la pression sur le réseau électrique et des améliorations écologiques sont effectivement constatés.

La question cruciale n'est donc pas de savoir si l'installation de panneaux solaires doit être autorisée sur 97 hectares, mais plutôt si Bad Sülze peut en tirer un meilleur profit économique qu'avec une exploitation exclusivement agricole ou un parc solaire conventionnel. Les conditions préalables sont réunies, mais la preuve de leur efficacité ne sera apportée qu'à l'usage. C'est précisément là le paradoxe de ce projet : l'agrivoltaïsme doit tenir ses promesses, au-delà des simples bonnes intentions ; sinon, le double usage restera un concept coûteux.

Des toitures industrielles photovoltaïques aux parcs solaires et aux grands parkings solaires

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