En novembre 2024, les demandes de raccordement au réseau électrique pour 2030 sont de l’ordre de 6 000 MW. En comparaison, notre consommation régionale actuelle se situe entre 5 000 et 8 000 MW en fonction des saisons et des moments dans la journée.

• 5 000 MW correspondent à la décarbonation de l’industrie existante, à l’implantation de nouvelles industries, aux filières hydrogène ou carburant de synthèse.
• 1 000 MW répondent au développement du numérique et à l’électrification des usages (branchement des navires à quai, électrification des flottes de bus, développement des pompes à chaleur et des véhicules électriques pour les particuliers par exemple).

La dynamique de raccordement est toujours présente et les besoins de raccordement sont actualisés à chaque étape du projet conformément à la demande du préfet de la région Provence-Alpes-Côte d’Azur, coordonnateur du projet.

Aujourd’hui, la capacité d’accueil du réseau de transport d’électricité est de 600 MW. RTE va renforcer le réseau existant pour une capacité d’accueil maximale de 1 200 MW avec une sollicitation accrue des centrales thermiques dans un contexte de décarbonation. Pour atteindre d’ici 2030 les objectifs de réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre, la création d’une ligne 400 000 volts est indispensable. Elle permettra d’accueillir 3 700 MW garantis (électricité disponible 100 % du temps) et 1 900 MW flexibles (non garantis 100 % du temps) soit un total de 5 600 MW.

Et si certains projets ne sont pas menés à leur terme ?

Les demandes de raccordement étant actuellement de 6 000 MW, la ligne restera tout de même indispensable même si certains projets ne sont pas menés à leur terme.

Et si la production d’hydrogène est délocalisée ?

A ce jour la production d’hydrogène représente 2 000 MW. Même si celle-ci était délocalisée en totalité, les besoins en électricité estimés seraient de 4 000 MW ce qui justifie toujours la création de la ligne aérienne 400 000 volts qui permet de garantir 3 700 MW (électricité disponible 100 % du temps).

Ce projet répond aux besoins de l’ensemble des acteurs du territoire : pouvoirs publics, collectivités, industriels, entreprises et ménages. Il propulse le territoire dans sa transition énergétique vers une neutralité carbone à horizon 2050.

Il s’inscrit dans une démarche d’intérêt général dont les retombées profiteront à l’ensemble du territoire. Au-delà de la zone de Fos-sur-Mer, le système électrique du territoire doit pouvoir faire face aux autres évolutions de la consommation d’électricité, comme le fort développement des datacenters sur la zone Aix-Marseille, le raccordement des navires à quai des ports régionaux et des transferts d’usage vers l’électricité dans le cadre de la transition énergétique (développement des pompes à chaleur, des véhicules électriques, etc.).

Le bilan prévisionnel 2030 – 2035 fait des projections et identifie 4 leviers permettant d’assurer l’équilibre entre la production et la consommation à cette échéance.

• Sobriété énergétique
• Efficacité énergétique
• Nucléaire
• Développement des énergies renouvelables

Concernant le nucléaire notamment, le bilan s’appuie sur une disponibilité d’au moins 360 TWh (hypothèse prudente et atteignable) à l’horizon 2030 - 2035 à comparer aux 279 TWh produits en 2022 et 320 TWh produits en 2023.

Consultez les bilans prévisionnels

Il ne s’agit pas d’opposer réseau de transport d’électricité et production d’électricité, les deux étant complémentaires pour répondre au besoin et atteindre la neutralité carbone à horizon 2050.

Energies renouvelables

Le Schéma Régional d’Aménagement, de Développement Durable et d’Egalité des Territoires (SRADDET) prévoit une augmentation de la capacité d’accueil des énergies renouvelables terrestres de plus de 6400 MW à l’horizon 2030. Les projets éoliens en Méditerranée projettent quant à eux 250 MW extensibles à 500 MW à l’horizon 2030. L’ensemble de ces productions intermittentes (dépendantes de la présence du vent ou du soleil) ne permettent pas de garantir l’alimentation 24h/24 et 7j/7. Ces énergies nous conduisent à adapter le réseau et notre façon de consommer sans toutefois assurer la sureté d’alimentation de la région.

Nucléaire

Au-delà de l’EPR de Flamanville, l’engagement de la construction de nouveaux réacteurs ne devrait conduire à de nouvelles mises en service qu’au-delà de l’horizon 2035. Le cadre législatif actuel ne permet l’implantation d’un EPR que sur un site nucléaire déjà existant. En complément de la technologie EPR, le Président de la République a également annoncé un soutien d’un milliard d’euros à la filière SMR, petits réacteurs nucléaires modulaires de faible puissance unitaire. Ce concept est aujourd’hui à un stade de conception et de maturité moins avancé que l’EPR2. Il pourrait faire l’objet de démonstrateurs en France au début des années 2030 mais son déploiement industriel ne pourra se faire qu’à la fin de la décennie.

Groupes de production carbonés

Dans un rapport datant de novembre 2023, le Haut Conseil pour le Climat précise que la capture de CO₂ est mal adaptée sur les centrales à gaz existantes en raison d’une concentration en CO₂ trop faible contrairement aux centrales charbon qui émettent des fumées à plus haute teneur en carbone. A la connaissance de RTE, aucun projet de capture de CO₂ sur des centrales existantes n’est prévu dans la région. Concernant le passage à l’hydrogène des groupes de production existants, il reste marginal au niveau national ainsi que dans la région d’ici 2035. Même pour des groupes de production dont la structure permet le passage à l’hydrogène, leur rendement est très limité et conduit à des pertes énergétiques importantes.

Dès l’analyse des hypothèses et des besoins, et avant d’envisager le développement du réseau, RTE étudie et compare les solutions d’optimisation des infrastructures existantes pour éviter d’en construire de nouvelles.

Lorsque le développement du réseau est indispensable, RTE envisage plusieurs stratégies. Dans le cadre du projet Fos-Jonquières les stratégies de raccordement aériennes dans l’axe de lignes existantes ont ainsi été étudiées :

• Création de deux nouveaux circuits 400 000 Volts entre Tavel (Avignon) et Feuillane (Fos) dans l’axe de lignes 400 000 Volts existantes
• Création d’une ligne Tavel (Avignon) – Roquerousse (Salon de Provence) – Feuillane (Fos) dans l’axe de lignes 400 000 Volts existantes jusqu’à Roquerousse puis en rejoignant directement Feuillane en aérien
• Création d’une ligne Jonquières Feuillane 400 000 volts en réutilisant des lignes 225 000 Volts existantes

Celle-ci ont été écartées en raison de :

• Leur incapacité à répondre au besoin de résilience du réseau de grand transport d’électricité aux aléas. Cette solution fragiliserait de manière inacceptable le système électrique français et européen.
• L’augmentation du nombre de surplombs d’habitations qu’elles induiraient.
• Leur incapacité à prétendre pouvoir constituer une stratégie minimisant les impacts en raison notamment d’un linéaire deux fois plus important que la solution soumise à la concertation.

Parmi les différentes solutions techniques étudiées par RTE, la création d’une ligne électrique aérienne de forte capacité permet de répondre au besoin profond et rapide de la consommation de la région.

Pour cette puissance, pour cette distance et pour assurer la sécurité électrique de ce territoire entier, il n’existe pas d’équivalent dans le monde aujourd’hui.

Cette solution représente la meilleure garantie de fiabilité, de sécurité d’approvisionnement pour le meilleur niveau de service.

En termes d’impact environnemental, il est difficile en liaison souterraine d’éviter les espaces à enjeux du fait de son tracé linéaire et continu et de sa largeur d’emprise de chantier importante. L’enfouissement aurait une incidence accrue sur le milieu naturel, la circulation, le cadre de vie et l’activité agricole. Cela impliquerait un besoin foncier important de l’ordre de 36 hectares soit l’équivalent d’environ 50 terrains de football.

En termes de coûts, l’ordre de grandeur serait de plusieurs milliards d’euros.

Cette note sera contre expertisée par une autorité indépendante missionnée par la préfecture.

Le renforcement du réseau actuel associé à la création d’une ligne HVDC (liaison à courant continu haute tension) de 2 GW ne permettraient d’augmenter la capacité d’accueil de la région que de 1 500 MW garantis (vs 3 700 MW garantis avec la nouvelle ligne 400 000 volts). Cela reste très insuffisant même pour répondre aux demandes de raccordement hors hydrogène qui atteignent 4 000 MW. L’installation d’électrolyseurs à Manosque entraîne les mêmes contraintes sur le réseau électrique que leur installation à Fos-sur-Mer. Concernant Aramon, qui est initialement un site de production et non de consommation, l’installation d’industriels pour une puissance de 2 GW sans flexibilité nécessiterait également le développement d’un réseau supplémentaire.

Le projet Midi Provence a été imaginé à une époque où l’augmentation de la consommation régionale restait marginale et où des projets de production très importants, notamment des groupes charbon et des groupes gaz, allaient rendre la région exportatrice. Ces projets de production n’ont pas vu le jour et les objectifs de neutralité Carbone en 2050, et les objectifs de réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici 2030 ont fortement modifié les perspectives de consommation d’électricité. Ainsi, si le projet Midi Provence imaginait la création d’une ligne sous-marine de 1 000 MW essentiellement en exportation depuis la PACA, c’est aujourd’hui d’une ligne de 4 400 MW dont le territoire a besoin, ce qui relève d’un projet d’une toute autre ampleur, sur les plans économiques, environnementaux et technologiques.