Ligne THT Fos–Jonquières: sécuriser la puissance pour réindustrialiser la ZIP

Un chantier électrique qui conditionne la compétitivité industrielle provençale

La zone industrialo-portuaire de Fos–Étang de Berre reste un moteur industriel majeur. Elle concentre sidérurgie, chimie, logistique et énergie. Ainsi, elle porte aussi une part importante des émissions régionales. Cette réalité rend la décarbonation à la fois urgente et complexe.

Dans ce contexte, l’État a accéléré une pièce d’infrastructure très concrète. Il s’agit de la future ligne à très haute tension 400 kV entre Feuillane, à Fos-sur-Mer, et Jonquières-Saint-Vincent, dans le Gard. L’instruction de la déclaration d’utilité publique a été engagée. Cette étape est structurante, car elle conditionne le calendrier des travaux.

Pour un directeur industriel, le sujet n’est pas technique. Il est stratégique. Sans puissance disponible et raccordable, aucun projet ne passe le cap du comité d’investissement. Par ailleurs, sans sécurité d’alimentation, la continuité d’activité devient un risque financier.

RTE positionne ce projet dans un programme d’électrification « Fos Berre Provence 2030 ». L’objectif affiché est clair. Il faut sécuriser l’alimentation et absorber une hausse rapide des besoins. Des documents publics citent un ordre de grandeur de 6 000 MW de besoins additionnels à terme. Cela équivaut à plusieurs grands sites électro-intensifs. C’est pourquoi la ligne devient un marqueur de crédibilité pour l’attractivité régionale.

Développement analytique : ce que la ligne 400 kV change pour l’industrie en PACA

Pourquoi la ZIP Fos–Berre bascule-t-elle vers une industrie plus électro-intensive ?

La décarbonation des procédés pousse vers l’électrification. En effet, l’industrie remplace le gaz, le fioul et parfois la vapeur fossile. Elle déploie des fours électriques, des pompes à chaleur industrielles, ou des électrolyseurs. Ainsi, la demande électrique progresse, même si la production industrielle reste stable.

Cette bascule répond à trois contraintes simultanées :

• Réglementaire : trajectoires carbone, quotas, exigences clients, reporting.
• Économique : volatilité des énergies fossiles, pression sur les coûts.
• Marché : montée des produits bas carbone, clauses d’empreinte.

À Fos–Berre, la combinaison est plus intense qu’ailleurs. Le territoire vise des chaînes de valeur lourdes. Elles consomment beaucoup d’énergie. Par ailleurs, elles exigent une alimentation stable, car les arrêts coûtent très cher.

Quel est l’enjeu réel derrière l’instruction de la déclaration d’utilité publique ?

La DUP ne garantit pas encore la mise en service. En revanche, elle déclenche une séquence irréversible. Elle clarifie le cadre, le périmètre et l’intérêt général. Ainsi, elle réduit une partie de l’incertitude pour les industriels.

RTE rappelle que le projet a déjà suivi des phases publiques. Une concertation préalable s’est tenue du 12 février au 7 avril 2024. Ensuite, des échanges ont été intégrés au débat public sur l’avenir industriel du territoire Fos-Berre-Provence, organisé du 2 avril au 13 juillet 2025 sous l’égide de la CNDP. Cette trajectoire montre une volonté de sécuriser l’acceptabilité. C’est un point clé en Provence, où l’usage du foncier est disputé.

Pour un site industriel, la DUP devient donc un signal. Elle permet de passer d’un « projet probable » à un « projet finançable ». C’est pourquoi elle influence la planification des investissements.

Quels chiffres un directeur industriel doit-il retenir sur la montée en puissance électrique ?

Plusieurs chiffres structurent l’analyse opérationnelle. Ils ne sont pas tous au même niveau de certitude. En revanche, ils convergent sur une tension croissante entre demande et capacités locales.

• 6 000 MW : ordre de grandeur des besoins additionnels évoqué dans des documents de cadrage du projet de ligne.
• 400 kV : niveau de tension du nouvel axe projeté, adapté à de grands flux.
• Double circuit : configuration annoncée pour augmenter capacité et résilience.
• Fenêtre 2030 : horizon associé au programme d’électrification « Fos Berre Provence 2030 ».

Pour un DI, ces chiffres se traduisent en questions immédiates. Quelle puissance sera disponible au poste ? À quelle date ? Avec quel schéma de secours ? Et à quel coût de raccordement ?

En quoi cette ligne améliore-t-elle la sécurité d’alimentation et la continuité d’activité ?

Les grands sites recherchent la redondance. Ils veulent limiter les scénarios de perte d’alimentation. En effet, les arrêts non planifiés provoquent des pertes de production. Ils génèrent aussi des risques de sécurité industrielle.

Un nouvel axe 400 kV renforce le maillage. Il facilite des flux alternatifs et des reconfigurations. Ainsi, il réduit la dépendance à un nombre limité de couloirs électriques. Cela ne supprime pas tous les risques. En revanche, cela améliore la robustesse globale du système.

Cette robustesse devient un avantage compétitif. Elle permet d’engager des ramp-ups. Elle rend possible des démarrages d’unités sensibles. Par ailleurs, elle sécurise l’intégration d’équipements de conversion, comme des redresseurs ou des électrolyseurs.

Quels impacts sur vos projets de décarbonation, d’hydrogène et d’électrification des procédés ?

La décarbonation locale repose souvent sur trois leviers. D’abord, l’électrification directe. Ensuite, l’hydrogène bas carbone. Enfin, la capture et valorisation du CO₂. Or, ces leviers consomment aussi de l’électricité. Ainsi, le réseau devient l’infrastructure mère.

Un électrolyseur industriel change la donne. Il implique une puissance significative et stable. De même, des fours électriques ou des chaudières électriques reconfigurent les pointes. C’est pourquoi le gestionnaire de réseau doit anticiper les profils de charge, pas seulement la moyenne.

Au niveau national, l’État pousse l’électrification des usages. Des annonces récentes du ministère de l’Économie détaillent des ajustements d’aides sur certains équipements. L’orientation est cohérente. Plus d’électrification implique plus de réseau et plus vite.

Pour un DI, cela impose une approche intégrée. Il faut aligner étude de procédé, CAPEX, raccordement, et disponibilité réseau. Toute divergence crée des mois perdus. Par ailleurs, elle peut provoquer des surcoûts de modification.

Quels sont les points de vigilance locaux : foncier, acceptabilité, environnement, délais ?

En PACA, un projet de ligne aérienne crée des enjeux d’insertion. Les sujets reviennent systématiquement. Paysage, biodiversité, emprises, et proximité des habitations. Ainsi, le risque majeur devient le risque calendrier.

RTE met en avant les séquences d’inventaires écologiques et de concertation. Cela réduit le risque de mauvaise surprise, sans l’annuler. Par ailleurs, la ligne traverse des communes aux attentes différentes. Les arbitrages locaux comptent autant que la technique.

Enfin, le DI doit intégrer un point souvent sous-estimé. Le calendrier réseau n’est pas celui d’un chantier industriel classique. Il est dépendant d’autorisations, de servitudes, et parfois de recours. C’est pourquoi il faut un plan B pour les phases transitoires. Par exemple, phasage du projet, optimisation énergétique, ou solutions temporaires.

Comment la ligne THT influence-t-elle l’arbitrage d’implantation et de compétitivité coût complet ?

Les projets industriels comparent les territoires. Ils regardent le foncier, la main-d’œuvre et la logistique. Désormais, ils regardent aussi la capacité électrique disponible. Ainsi, une zone peut perdre un investissement faute de réseau.

Les contributions d’acteurs économiques, dont une contribution de la CCI Aix-Marseille-Provence versée au dossier, soulignent le lien entre infrastructures électriques et concrétisation des projets. Le message est simple. Sans approvisionnement électrique performant, les projets s’installent ailleurs.

Pour un DI, l’impact se mesure en coût complet :

• coût et délai de raccordement,
• coût de l’énergie et capacité contractuelle,
• coût d’interruptions et de qualité d’alimentation,
• coût de la conformité carbone,
• coût d’acceptabilité et de concertation.

La ligne THT agit sur plusieurs postes à la fois. Elle réduit le risque de délai sur l’énergie. Elle améliore la résilience. Ainsi, elle peut améliorer la valeur actualisée nette du projet.

Quels indicateurs piloter dans vos comités industriels pendant la phase DUP et pré-travaux ?

Pendant la phase administrative, l’erreur fréquente est d’attendre. En revanche, un DI peut piloter des indicateurs utiles. Ils permettent de sécuriser le projet industriel, même si le réseau n’est pas encore livré.

• Puissance cible : besoin nominal, pointe, ramp-up, flexibilité.
• Profil de charge : saisonnalité, cycles, démarrages moteurs.
• Scénarios de secours : N-1, délestage, groupes, stockage, contrats.
• Calendrier raccordement : jalons décisionnels, interfaces, études.
• Risque recours : cartographie parties prenantes, plan de dialogue.

Ces indicateurs se traduisent ensuite en décisions. Par exemple, dimensionnement des postes internes, choix des équipements, et stratégie de pilotage énergétique. Ainsi, vous évitez les surdimensionnements et les modifications tardives.

Business case : pourquoi le Management de Transition devient un accélérateur sur Fos–Berre

Pourquoi vos organisations internes peinent-elles à tenir rythme industriel, réseau et décarbonation ?

Sur Fos–Berre, les projets cumulent complexité et urgence. Le DI doit souvent gérer trois chantiers simultanés. Continuité d’exploitation, investissements de performance, et trajectoire carbone. Par ailleurs, la dimension réseau ajoute un acteur central, avec ses propres contraintes.

Les équipes internes sont compétentes. En revanche, elles sont dimensionnées pour l’exploitation. Elles ne sont pas toujours dimensionnées pour des programmes multi-projets. C’est pourquoi la surcharge apparaît vite. Elle crée des retards, puis des arbitrages non documentés.

Le Management de Transition apporte un leadership temporaire. Il se focalise sur l’exécution. Ainsi, il protège la production tout en livrant la transformation.

Quel type de manager de transition mobiliser, et pour quels livrables mesurables ?

Plusieurs profils correspondent aux besoins d’un site ou d’un groupe présent en Provence. Le choix dépend du goulot d’étranglement.

Dans quels délais un commando de transition peut-il sécuriser vos décisions d’investissement ?

Un management de transition se mobilise vite. Sous 5 à 15 jours, un manager peut être opérationnel. Ensuite, il structure l’exécution en trois temps.

• Semaine 1 à 2 : diagnostic terrain, cartographie interfaces, plan 30 jours.
• Mois 1 à 2 : gouvernance, routines, arbitrages, sécurisation contrats.
• Mois 3+ : pilotage performance, mise sous contrôle, transfert équipes.

Sur un sujet comme la ligne THT et les raccordements, le gain majeur est la synchronisation. Ainsi, vous alignez votre calendrier industriel avec le calendrier réseau. Vous réduisez les décisions « à l’aveugle ». Par ailleurs, vous préparez les audits et comités d’engagement.

À quoi ressemble une mission plausible sur Fos–Berre liée à la montée en puissance électrique ?

Cas typique : un site chimique veut électrifier une utilité vapeur. Il vise une baisse d’émissions rapide. En parallèle, il prépare une nouvelle unité de production. La puissance demandée augmente fortement. Or, le calendrier de raccordement est incertain.

Le manager de transition « Directeur de programme énergie » prend la main. Il construit un schéma directeur électrique. Il négocie les interfaces techniques et calendaires. Il définit des scénarios transitoires, incluant effacement et optimisation. Ainsi, le site peut lancer les consultations fournisseurs, sans exposer le planning de démarrage.

Résultats attendus et mesurables :

• réduction du risque de retard de mise en service,
• CAPEX sécurisé par un phasage réaliste,
• MW optimisés par l’efficacité énergétique,
• robustesse HSE renforcée pendant travaux.

Comment articuler dialogue territorial et exigences industrielles sans ralentir le projet ?

Le débat public et la concertation ne disparaîtront pas. En Provence, ils seront même plus fréquents. Ainsi, un industriel doit industrialiser son propre dialogue. Il faut des messages simples, des preuves, et des engagements suivis.

Un manager de transition peut structurer cette dimension. Il aligne communication, HSE, et technique. Il prépare les réponses aux questions récurrentes. Par ailleurs, il crée un dispositif de suivi. Ainsi, vous protégez votre licence d’opérer, sans dégrader l’exécution.

Trois points d’appui actionnables pour décider dès maintenant

La ligne THT Feuillane–Jonquières-Saint-Vincent est un projet réseau. En réalité, c’est un projet industriel. Il conditionne puissance, délais et résilience. Ainsi, il influence directement vos choix de procédés et vos implantations.

• Anticipez le raccordement comme un lot critique : même gouvernance que le procédé.
• Construisez un plan transitoire : optimisation énergétique, flexibilité, phasage.
• Renforcez votre capacité d’exécution : un manager de transition évite la dérive multiprojets.

Sources utiles :
Ministère de l’Économie,
RTE,
CNDP,
Plan d’électrification des usages.

FAQ opérationnelle pour directeurs industriels

Dois-je attendre la mise en service de la ligne THT pour lancer mon projet d’électrification ?

Non. Lancez vos études et votre schéma directeur électrique. Ainsi, vous sécurisez CAPEX et interfaces. Un manager de transition peut cadencer les décisions.

Quel est le principal risque industriel si le calendrier réseau dérive ?

Le risque est un décalage de mise en production. Il entraîne surcoûts, pénalités, et perte de marché. Une gouvernance de programme réduit ce risque.

Quand le management de transition est-il le plus rentable sur ce type de dossier ?

Dès qu’il y a multiprojets et dépendance réseau. En effet, les premières semaines fixent le bon phasage. Le retour sur investissement vient des retards évités.