Dans la salle de pilotage des flux au centre de la gigantesque usine dunkerquoise d’ArcelorMittal, quelques discrets travaux dans le «dispatching énergie» annoncent des bouleversements à venir. Le cockpit est muni de tables en bois rouge au design désuet, disposées en demi-cercles rappelant les salles de réunion diplomatiques. Il sera bientôt doté d’écrans plus fins et plus larges. Un système de supervision «unifié et plus flexible» est nécessaire pour transformer l’usine sidérurgique, décrit son directeur Thierry Flament.
En 2027, l’un des deux hauts fourneaux du site – ces échafaudages couleur rouille aux enchevêtrements de tuyaux nourris de minerai de fer et de charbon – sera remplacé par une unité de réduction directe et deux gigantesques fours à arc électrique. De quoi produire de l’acier bas carbone et faire baisser les émissions de plus d’un tiers, soit 4,6 millions de tonnes de CO2 ! Pour y parvenir, ArcelorMittal passera du charbon au gaz et à l’électricité. Une révolution pour le site, aujourd’hui quasi autarcique en électricité grâce à la valorisation de ses gaz sidérurgiques dans une centrale à cycle combiné d’Engie.
«La diminution du gaz sidérurgique, qui provient du charbon, va réduire notre capacité à produire de l’électricité alors que nos fours électriques nécessiteront de la puissance», indique le directeur du projet décarbonation, François Glaisner. Résultat : les besoins électriques de l’usine passeront de 180 à 450 mégawatts (MW). «Il faudra faire des travaux pour répondre à ces besoins, car les lignes actuelles ne suffisent pas. Une ligne de 1 100 MW va être installée pour couvrir nos besoins futurs», révèle l’ingénieur, recruté pour son expérience dans les très grands projets de l’industrie pétrolière. Ce chiffre, qui se compare à la production d’un réacteur nucléaire, serait encore doublé en intégrant les besoins pour la production de l’hydrogène vert ! La molécule viendra remplacer le gaz naturel pour extirper les atomes d’oxygène du minerai une fois l’hydrogène disponible en quantité suffisante à des coûts acceptables, prévoit ArcelorMittal.
Une ligne de six réacteurs nucléaires
Cette folie des grandeurs, Dunkerque la connaît déjà. À une demi-heure plus à l’Ouest, les communes de Mardyck et de Gravelines dévoilent une spécificité du troisième port de France. En fin de course, des pylônes à haute tension sont branchés ici sur une usine métallurgique, là sur une usine chimique, là encore sur un datacenter géant. Ils rappellent le rôle fort qu’y joue l’électricité. Et au bout, six réacteurs nucléaires forment une ligne de béton massive. Le fruit d’un hasard de l’histoire, qui a fait de la centrale de Gravelines la plus grande de France, grâce à la récupération de deux réacteurs de 900 MW produits pour l’Iran, avant que la révolution islamique de 1979 n’en bloque la transaction. Cela a plu aux électro-intensifs... En 2022, l’industrie consommait près de 13 térawattheures, soit 88 % de la consommation électrique de la communauté urbaine de Dunkerque. Un chiffre hors normes qui devrait, selon les prévisions de RTE, tripler d’ici à une dizaine d’années.
Dans un bureau avec vue sur les quais, à proximité du centre-ville, le directeur général adjoint de la communauté urbaine, Rafael Ponce, détaille. Il y a d’abord l’arrivée des diverses usines qui feront de Dunkerque un centre névralgique de l’industrie française des batteries. S’y ajoute «un double enjeu de développement économique, qui consiste à maintenir les usines existantes dans la sidérurgie, tout en accompagnant leur transition écologique pour diminuer leurs impacts». D’où une forte croissance de l’électricité. «Nous avons anticipé les besoins avec RTE, qui est en train de structurer le réseau électrique nécessaire», rassure Rafael Ponce.
Des cuves fracturées sur toute leur longueur
Pour transmettre la puissance requise, l’opérateur du réseau à haute tension prévoit d’investir 1,2 milliard d’euros d’ici à 2030, notamment pour installer un nouveau poste de transformation et deux lignes aériennes à très haute tension (400 kilovolts). De quoi atteindre la commune de Grande-Synthe pour y connecter rapidement de futures usines. Une fois l’électricité branchée, l’industrie locale sait d’expérience qu’elle n’est pas garantie, en tout cas à un coût raisonnable. Face à la flambée des prix engendrés par la guerre en Ukraine et les difficultés du nucléaire français, le producteur de ferromanganèse Ferroglobe France, à Grande-Synthe, a fermé ses portes quatre mois durant l’hiver dernier.
Aluminium Dunkerque, qui emploie 660 personnes à Gravelines, garde encore les cicatrices de son choix. Le producteur d’aluminium primaire a mis 74 cuves d’électrolyse à l’arrêt (sur 264) pour ne tourner qu’avec de l’électricité à prix régulé et sauvegarder la rentabilité de l’usine. À cause des variations thermiques, les cuves étaient fracturées sur toute leur longueur en sortie d’arrêt, et l’entreprise a dû faire appel à des équipes étrangères pour les réparer à un rythme convenable. Depuis, l’électricité reste un sujet d’inquiétude, pour la direction comme pour le personnel. D’autant plus que chacun sait que les prochains réacteurs nucléaires, dont Gravelines doit accueillir une paire, arriveront bien tard pour faire face à l’urgence de la décarbonation.
La situation pourrait-elle se reproduire ? La production d’aluminium est ultra électro-intensive, à 13,5 MWh par tonne. Au point que « nous sommes pris en étau, entre la concurrence internationale (car l’aluminium s’échange sur un marché) et les prix de l’électricité en France », expose Laurent Courtois, le directeur énergie et climat d’Aluminium Dunkerque. Ce n’est donc pas la concurrence des usines à proximité qui l’inquiète : «l’électricité va au plus proche, donc, en pratique, on peut dire que nous sommes alimentés par la centrale de Gravelines, mais le réseau s’équilibre au niveau national», rappelle-t-il. Le coût des électrons, et donc le fonctionnement du marché global, est la question vitale. Les prix régulés par l’Arenh, qui permettent à l’usine de tourner, prennent fin en 2025.
Les futurs dispositifs dédiés aux électro-intensifs sont en négociation. «Nous sommes persuadés qu’il y aura un remplacement, veut croire Laurent Courtois, mais à quel coût et selon quelles modalités... je n’en ai aucune idée !» Comme ArcelorMittal, il cherche à négocier des contrats d’approvisionnements à long terme, des PPA, avec du nucléaire ou de l’éolien offshore en attendant. Il imagine différentes modalités pour investir, si besoin en consortium, dans des installations de production en échange de prix bas.
«Il n’y a pas de risque important», rassure Thierry Figeac, le directeur des achats de Verkor, dont la giga usine de batteries ouvrira en 2027. À l’unisson avec les autres industriels, le cadre dirigeant insiste sur «la visibilité et la stabilité à long terme» qui lui sont nécessaires. La jeune pousse négocie des PPA, mais compte aussi sur l’«autoroute de la chaleur» qui l’a attirée à Dunkerque. C’est un vaste plan de la ville pour récupérer la chaleur émise par les grands sidérurgistes afin de fournir d’autres industriels en vapeur. Cela permettrait à Verkor de diviser par deux ses besoins électriques et de diminuer l’empreinte CO2 de ses batteries.
Anticiper l’intermittence des énergies renouvelables
Du côté de H2V, autre arrivant emblématique, trouver des solutions conditionne l’existence d’une usine. «Il nous faut un business plan suffisamment sûr pour que les banques assoient leur garantie sur l’actif», explique le directeur exécutif de H2V, Alexis Martinez, qui développe un projet d’hydrogène vert et vise 500 MW à horizon 2029 (dont 200 dès 2027) pour fournir la sidérurgie. Confiant, il espère une compensation des prix de l’hydrogène vert par l’État, ou des contrats déléguant l’achat d’électrons à ses clients. En regrettant le rythme insuffisant d’installations de capacités renouvelables, il finit avec un optimisme désabusé : «la marge est étroite, mais certains projets industriels seront de toute façon retardés, ce qui aidera à passer le cap critique».
«?Nous développons des contrats d’effacement via l’agrégateur Energy pool. À tout moment, nous pouvons recevoir l’ordre de diminuer notre consommation en douze minutes, et nous sommes rémunérés pour cela.?»
— Denis Chevé, président de l’unité recyclage d’acier Inox de Befesa Valera
En attendant, les usines anticipent un avenir marqué par l’intermittence des énergies renouvelables. Le four à arc de Befesa Valera, un recycleur à Gravelines spécialisé dans le chrome et le nickel contenus dans certaines poussières de filtres métallurgiques, a déjà pris le pas. Ce gigantesque trou de huit mètres de diamètre où fondent des briquettes de métal et de charbon sous l’effet d’énormes électrodes, est désormais «flexible». «Nous développons des contrats d’effacement via l’agrégateur Energy pool. À tout moment, nous pouvons recevoir l’ordre de diminuer notre consommation en douze minutes. Et nous sommes rémunérés pour cette mission», fait valoir Denis Chevé, qui dirige l’activité recyclage Inox du groupe, en désignant un petit écran sur lequel s’affiche en direct la consommation du site, capable de passer, en deux heures, de 16 à 2 MW.
Cette logique se retrouve aussi chez Aluminium Dunkerque, qui peut éteindre ses cuves pendant une heure pour moduler sa consommation, et espère valoriser cette capacité dans la négociation de contrats d’approvisionnement. À terme, l’idéal serait de devenir des «flexiconsommateurs», capables d’intensifier la production quand l’électricité est peu chère, imagine Denis Chevé, qui a fait toute sa carrière dans la sidérurgie. Il le sait : cette transformation ne sera ni simple à mettre en œuvre ni suffisante seule.
Pour EDF Renouvelables et TotalEnergies, une vitrine
L’annonce avait fait grand bruit. En juin 2019, EDF Renouvelables décrochait l’appel d’offres pour la construction d’un parc éolien en mer de 600 MW au large de Dunkerque. L’électricien national avait proposé un tarif de vente de 44 euros le MWh. Un record en France, obtenu grâce à l’installation de 46 éoliennes de 13 MW, une puissance inégalée, sur une zone de 50 km2 à un minimum de 11,4 km de la côte. Le parc devait être mis en service en 2027 et couvrir 40 % de la consommation départementale. Fait inédit, la principale opposition au projet est venue de Belgique, qui avait porté plainte auprès de la Commission européenne en 2022 pour faire annuler le projet jugé trop proche des eaux territoriales belges. Sans succès.
L’État belge, la Région flamande, le port d’Ostende et la commune de La Panne avaient ensuite saisi le Conseil d’État, qui les a déboutés en juillet. La mise en service est maintenant prévue pour mi-2028. TotalEnergies a lui aussi fait de Dunkerque une vitrine. En décembre 2021, le pétrolier mettait en service le plus grand site de batteries de stockage électrique de France sur son ancienne raffinerie des Flandres. D’une puissance de 61 MW, cette mégabatterie servira de réserve primaire d’électricité au réseau de transport d’électricité de RTE. Elle permettra notamment de stocker les surplus d’électricité verte. TotalEnergies a depuis installé le même type de batteries sur ses sites de Carling, Grandpuits et Anvers.
