LA TRIBUNE - La programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) pour les périodes 2019-2023 et 2024-2028 est actuellement en cours de discussion. Dans quel contexte se déroule ce débat ?

SÉBASTIEN LECORNU - L'objectif est d'aboutir à une PPE fiable et sincère. Élaborer une PPE qui ne serait pas tenable, notamment sur le plan industriel, conduirait à tuer la transition énergétique dans l'oeuf. On ne va pas reculer en permanence la date d'atterrissage à 50% de nucléaire dans la production d'électricité : à cet égard, la clé c'est l'accélération du développement des énergies vertes.

Après, il y a plusieurs intangibles qui déterminent en partie cette PPE.

D'abord, la sécurité d'approvisionnement qui est assurée par des énergies pilotables (gaz, nucléaire) y compris pour faire face aux pics de consommation et en complément d'énergies intermittentes telles que les énergies renouvelables. Le stockage est en devenir, mais on recherche encore un modèle économique. On devrait tout de même voir apparaître dans ce quinquennat des applications de stockage significatives grâce au plan hydrogène de Nicolas Hulot et aux travaux sur les batteries.

Deuxièmement, notre objectif pour le climat et donc la réduction de nos émissions de gaz à effet de serre est une priorité. Les centrales à fioul auront donc disparu d'ici la fin du quinquennat, tout comme les centrales à charbon situées en métropole. Compte tenu de l'Accord de Paris et de l'action d'Emmanuel Macron, qui est à la pointe du combat pour le faire vivre à l'international, personne ne comprendrait que l'on fasse des choix contraires à cet impératif climatique.

Troisièmement, sur le plan des coûts de l'électricité, que ce soit pour le contribuable ou pour le consommateur, le nucléaire a été la meilleure réponse apportée par EDF au pouvoir gaullo-communiste d'après-guerre pour avoir une électricité peu chère. Aujourd'hui, l'atome n'est plus la seule option. Et ce n'est pas faire injure à cette industrie que de le dire. D'ailleurs, notre horizon en la matière est raisonnable : nous visons 50% de nucléaire dans le mix électrique français, pas zéro !

Enfin, dernier point, l'impact économique et social, aussi bien sur les territoires que sur les entreprises, notamment Orano et EDF. Nous aurons une solution d'accompagnement pour les territoires quelles que soient les décisions qui seront prises.

Comment s'articulent les évolutions des énergies renouvelables et du nucléaire et comment se présente la fermeture de Fessenheim - dossier dont vous avez la charge - dans le contexte des derniers défauts constatés sur l'EPR de Flamanville?

Quand on prend en compte l'ensemble des paramètres cités, il est évident que l'objectif de 50% de nucléaire d'ici 2025 n'était pas réaliste. Il faut déjà évaluer ce qu'on est capables de faire en matière d'énergies renouvelables pour savoir comment réduire la trajectoire du nucléaire. Ce qui compte, c'est le « comment », plus que le « combien ». Mais à l'inverse, du rythme de fermeture du nucléaire dépend aussi le développement des énergies renouvelables. En effet, fermer les centrales de façon brutale et unilatérale coûte cher. Or, on a besoin d'argent pour soutenir les énergies vertes. À titre d'exemple, le soutien public au solaire revient à 3 milliards d'euros par an, c'est-à-dire la moitié du soutien public à l'électricité d'origine renouvelable. Ce coût provient essentiellement désormais du soutien aux premiers investissements historiques, les nouvelles installations étant beaucoup moins couteuses.

Pour passer de 75 à 50% d'électricité nucléaire, il faut nécessairement fermer certains réacteurs. Toute la question est de savoir à quel rythme, sur quelle pente, et donc à quelle date. A l'issue du débat public en cours sur la PPE, entre cet été et septembre, nous allons déterminer un nombre de réacteurs, une pente de décroissance du nucléaire et une date à laquelle nous atteindrons 50%. Mais probablement pas la liste des réacteurs, car il n'est pas pertinent de fragiliser les territoires avec des annonces politiques. Le choix des réacteurs fermés dépendra de plusieurs critères, dont le coût des travaux de grand carénage demandés par l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) pour chaque réacteur.

Concernant Fessenheim, la fermeture est actée, irréversible et c'est désormais à EDF de préciser le calendrier et de communiquer en toute transparence. Le moment venu, c'est l'ASN qui décidera de l'ouverture de Flamanville. Le plafond d'électricité nucléaire prévu par la loi s'appliquera.

Le projet de territoire auquel nous travaillons pour Fessenheim et sa région se poursuit, sans aucun changement. Le temps de l'après-centrale a commencé en janvier dernier quand le Premier ministre m'a dépêché sur place pour élaborer avec les élus locaux un projet de développement économique durable du territoire. Notre gouvernement s'y investit de manière inédite.

Sur quelles énergies renouvelables misez-vous en particulier ?

La situation est très contrastée selon les énergies. L'éolien terrestre souffre d'un problème d'acceptabilité locale. Il faut élaborer une stratégie territoriale, en évitant le phénomène de mitage. Nous souhaitons libérer ce secteur, mais pas n'importe comment. Notre ministère est aussi celui de la protection des paysages, en liaison avec les architectes des bâtiments de France. L'avis des préfets reste déterminant dans la décision d'implantation d'un projet. Les différentes mesures adoptées à l'issue du groupe de travail éolien doivent permettre d'abaisser de 8 ou 9 ans à 4 ou 5 ans le délai nécessaire pour faire sortir un projet de terre.

Quant à l'éolien en mer, c'est le coût du lancement de cette filière qui est en question. Elle ne peut se construire à contre-courant des intérêts des contribuables et des consommateurs. Ce secteur a souffert d'une réglementation totalement inadaptée, mais la loi ESSOC (pour un État au service d'une société de confiance) doit y remédier. Contrairement à ce qui était imposé jusqu'à présent, les nouveaux projets éoliens (terrestres et maritimes, Ndlr) pourront recourir aux technologies les plus récentes au moment de la construction.

Par ailleurs, on parle beaucoup d'électricité, mais la PPE, c'est aussi le gaz, qui sera indispensable aussi bien à la mobilité qu'au chauffage. Surtout, il présente le grand avantage de pouvoir se verdir, par méthanisation industrielle, agricole ou à partir de déchets ménagers, ce qui participe de l'économie circulaire et bénéficie aux collectivités locales. C'est un moyen moderne, et compétitif à terme, de diversifier les revenus des agriculteurs et de créer de la richesse dans les territoires. Nous avons annoncé en mars plusieurs mesures attendues par les agriculteurs à la demande du Président de la République : élévation du niveau des seuils d'autorisation ICPE (installations classées pour la protection de l'environnement), mise en place d'un guichet unique, aide à l'investissement initial, révision à la hausse des tarifs de rachat... Le traitement de choc élaboré à l'issue du groupe de travail méthanisation semble efficace puisque la filière commence à se structurer. Il existe aujourd'hui 500 méthaniseurs en France, je pense qu'on peut en attendre au moins deux fois plus en construction d'ici un an.

Le groupe de travail sur le solaire que vous avez mis en place en avril doit rendre ses recommandations prochainement. Sur quoi portent-elles ?

C'est sur le photovoltaïque que les marges de manœuvre sont les plus importantes. Grâce à des efforts de massification bien calibrés, il est possible d'atteindre bientôt un modèle économique sans subvention. Dans les derniers appels d'offres, le tarif demandé atteint 55 euros le mégawattheure pour les grandes centrales au sol. A ce niveau, on tutoie le prix de marché de l'électricité. Un doublement des appels d'offres à 1 gigawatt (GW) a été annoncé lors du One Planet Summit de décembre 2017, et les raccordements devraient également quasiment doubler en 2018 (de 875 MW en 2017, ils devraient s'établir entre 1200 à 1.500 MW en 2018).

Le groupe de travail actuellement en place recherche des solutions pour dégager le foncier nécessaire à cette massification. Pour y parvenir, il faut cesser d'être généralistes et spécialiser les acteurs par type de solaire. Par exemple, les magasins de la grande distribution, qui disposent de surfaces importantes et dont les horaires de consommation (pour le froid et la climatisation, ndlr) coïncident avec la production solaire, sont de parfaits candidats à l'autoconsommation. D'ailleurs, les résultats des derniers appels d'offres, dont 70% ont été remportés par la grande distribution, prouvent que le solaire est devenu rentable pour ce segment de marché.

Nous allons encore libérer son développement, par exemple en assouplissant les règles d'implantation au sein des zones d'activité commerciales, sans exclure à terme des mesures normatives imposant l'équipement en panneaux solaires sur certains bâtiments.

Autre segment encore vierge que nous souhaitons explorer : le patrimoine. Nous travaillons avec Stéphane Bern, qui pilote la Mission patrimoine, afin de lancer d'ici à la fin de l'année le premier appel d'offres « énergies renouvelables et patrimoine ». Petite hydroélectricité pour les cours d'eau, tuiles solaires pour les dépendances, méthanisation à partir des exploitations agricoles ou des haras souvent présents sur les domaines... Le développement des énergies propres constitue pour les propriétaires une piste supplémentaire pour diversifier leurs sources de revenus. Pour la première fois, nous travaillons avec les associations patrimoniales qui étaient jusqu'ici plutôt en froid avec les acteurs des énergies renouvelables. Cette collaboration doit permettre de limiter les contentieux.

Enfin nous allons réaliser un énorme travail sur les friches, aussi bien industrielles que militaires, car nous ne voulons pas déroger à notre principe, qui est de ne pas être en conflit d'usage avec les terres agricoles.

Nous allons systématiser ce qui a déjà été fait autour de certaines bases aériennes (comme à Toul, en Meurthe-et-Moselle, Ndlr). Pour des raisons de sécurité, les bases aériennes sont en effet entourées de grandes surfaces de foncier inerte. Ce programme gouvernemental porte autant sur des projets décentralisés que sur de grandes centrales.

Vous avez annoncé les premiers contrats de transition énergétique (CTE), quels seront les prochains ?

Ces contrats n'ont pas seulement un enjeu de transition sociale et de réparation de territoires dévitalisés. Ils doivent aussi permettre d'innover. Bien sûr, ils concernent des territoires tels que ceux où se situent les quatre centrales à charbon métropolitaines qui ont vocation à fermer d'ici à la fin du quinquennat : Cordemais (Loire-Atlantique) et Le Havre (Seine-Maritime) pour les centrales opérées par EDF, Saint-Avold (Moselle) et Gardanne (Bouches-du-Rhône) pour celles du groupe allemand Uniper.

A Aramon (Gard), où EDF a fermé sa centrale au fioul, le CTE concerne un projet de « cleantech valley » qui associe tous les partenaires locaux dans le développement des filières éco-industrielles (énergies et transports propres, chimie verte, économie circulaire, recyclage, etc.).

A Arras, qui se positionne comme territoire-pilote en matière de transition énergétique dans le cadre de la dynamique régionale « rev3 » (troisième révolution industrielle, Ndlr), l'expérimentation porte sur la méthanisation et les bus verts ; autre territoire choisi, la Corrèze, qui mène de front des projets porteurs en matière d'énergies renouvelables et de circuits courts. Dans le nord de la Côte d'Or, un territoire mi-industriel, mi-agricole, cela porte sur les usages agricoles, la mise en œuvre de circuits courts dans les cantines...

Nous sommes encore dans un mode laboratoire. Les territoires identifiés bénéficient d'un accompagnement financier, mais aussi de normes simplifiées et de procédures accélérées.

Pour le moment les contrats de transition énergétique sont financés par des crédits de droit commun, ainsi que, et c'est la nouveauté, par des fonds privés comme c'est le cas avec EDF à Aramon.

Propos recueillis par Dominique Pialot