Trois mois après sa prise de fonctions, Pierre Bernard a livré hier 20 mai 2026 son premier bilan public à la tête d’EDF Martinique, et le message tient en une formule : l’opérateur accélère. Investissement annuel porté à 70 millions d’euros contre 55 il y a trois ans, énergies renouvelables qui franchissent le seuil des 27 % du mix grâce au retour de l’éolien et à la montée du photovoltaïque, consommation en recul pour la première fois depuis des années sous l’effet conjugué de la météo et des actions de maîtrise de la demande, 30 GWh économisés via le dispositif AGIR+ et ses cent partenaires : la dynamique 2025 est franchement positive. À l’horizon de la conférence, des chantiers de grande ampleur viennent prolonger l’élan. Le poste d’Union sort de terre pour sécuriser tout le centre de l’île, 16 km de liaisons souterraines HTB se préparent vers Trinité dans le cadre du projet Konekt Elec, la centrale Pointe des Carrières s’offre une cure de jouvence à 30 millions d’euros, trois nouvelles batteries arriveront en 2027-2028 et un compensateur synchrone à Hydrobase est déjà à l’étude. Arrivé du Brésil après six ans à la tête du groupe, le nouveau directeur Martinique a déroulé en compagnie de son staff, une feuille de route à la fois technique et concrète, ponctuée de chiffres et de cartes, suivie d’un long échange de questions-réponses dont voici la synthèse.
Un mix qui verdit, une consommation qui recule
La part des énergies renouvelables dans le mix électrique martiniquais s’établit à 27,3 % en 2025, contre 24,8 % en 2024. Un gain de 2,5 points qui s’explique presque entièrement par le retour à un régime normal de la production éolienne, après deux années particulièrement défavorables. Avec une hausse de 73,7 %, l’éolien retrouve son niveau habituel. Le photovoltaïque progresse également, de l’ordre de 4 GWh supplémentaires, tiré par le tarif S24 qui rend l’autoconsommation attractive. La biomasse, principalement issue de la centrale du Galion, reste la première source renouvelable de l’île, devant le solaire, l’éolien, l’incinération des déchets et la bagasse.
Côté demande, la consommation totale atteint 1 474,8 GWh en 2025, soit un recul de 4 % par rapport aux 1 550 GWh de 2024. Une première depuis plusieurs années, qui tient à deux phénomènes. D’abord la météo : 2024 avait été particulièrement chaude, 2025 l’a été un peu moins, avec une température moyenne annuelle de 27,7 °C contre 28 °C. La climatisation, premier poste de consommation domestique sous nos latitudes, a donc moins tourné. Ensuite l’autoconsommation et les actions de maîtrise de la demande MDE, qui font baisser la consommation moyenne par client de 4,4 %. Le parc client lui-même reste quasi stable, à 211 338 contrats, en très légère hausse, étant entendu qu’un contrat couvre généralement plusieurs habitants.
« Le prix de production de l’électricité en Martinique est trois à quatre fois plus élevé que dans l’Hexagone. La péréquation tarifaire représente une aide de 405 millions d’euros pour le territoire. »
Maîtrise de la demande : sept jours de consommation évités
Comme le dit Evelyne YP-TCHA BAVIER, responsable du Service Efficacité Énergétique et Transition Énergétiqueson, le dispositif AGIR+, qui structure les actions de maîtrise de la demande en énergie sur le territoire, fédère désormais plus de 100 partenaires. En 2025, il a généré 30,1 GWh d’économies, soit l’équivalent de sept jours de consommation totale évités. Cinquante-neuf actions sont déployées, des plus modestes, remplacement d’éclairage, brasseurs d’air performants, aux plus structurantes, comme l’isolation des bâtiments tertiaires ou les chauffe-eau thermodynamiques. Le programme d’éclairage public, lancé il y a plusieurs années avec les collectivités, a franchi la barre des 50 000 points lumineux modernisés et touche à sa fin.
Le bilan financier suit : 14,51 millions d’euros de primes ont été engagées sur l’année. La répartition s’inverse progressivement vers les professionnels, qui captent 58 % des actions contre 42 % pour les particuliers, l’isolation des bâtiments tertiaires expliquant largement ce basculement. Le contrôle qualité, sur lequel EDF dit avoir mis l’accent, affiche un taux de conformité de 76 % en moyenne, avec un taux de 100 % sur les opérations engagées avec des professionnels. Un nouveau Cadre territorial de compensation 2025-2028 vient d’être adopté pour prendre le relais du précédent dispositif.
Réseau : 150 millions d’euros sur dix ans pour les postes sources
C’est Bertrand Gottin, en charge du réseau, qui a déroulé la cartographie des chantiers en cours. Le programme pluriannuel sur les douze postes sources et les deux postes de répartition de l’île représente 150 millions d’euros entre 2023 et 2035.
Quatre chantiers majeurs avancent en parallèle :
- Dillon, en plein centre, fait l’objet d’une rénovation complète à plus de dix millions d’euros, avec remplacement de matériel haute tension et modernisation du contrôle-commande.
- Le François enchaîne une première phase qui se termine en juillet 2026 et une seconde qui démarrera en 2027, pour un total cumulé d’environ six millions.
- Le Lamentin, poste névralgique du système, mobilise neuf millions d’euros répartis sur une phase achevée début 2026 et une seconde prévue en 2029-2030.
- Le projet phare reste celui d’Union, à proximité immédiate du Lamentin. Lancé en juin 2025 pour vingt mois de travaux, il a vu son gros œuvre s’achever en janvier 2026. La phase d’installation du génie électrique court jusqu’à septembre, suivie du raccordement au réseau 63 kV d’octobre à février 2027, pour une mise en service à la fin du premier trimestre 2027. Il s’agit d’un poste en bâtiment, comparable à celui de Schœlcher, qui dédoublera celui du Lamentin. Sur la carte, ce dernier ressemble à un nœud de lignes ; un incident y entraînerait potentiellement un effondrement généralisé. Avec Union, la moitié des lignes basculera vers le nouveau poste : deux paniers indépendants à la place d’un seul. Coût du chantier : une quinzaine de millions d’euros.
« Aujourd’hui, les six postes sources du nord sont plutôt saturés, les six du sud plutôt disponibles. Les projets renouvelables du nord rencontrent donc des difficultés d’intégration au réseau. »
Konekt Elec : seize kilomètres de lignes souterraines vers Trinité
Le projet baptisé Konekt Elec constitue le grand chantier réseau des deux prochaines années. Il s’inscrit dans le Schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables, approuvé en 2020 et actuellement en révision. Diagnostic posé en 2019-2020 : la ligne HTB Galion-Lamentin est vieillissante et ne peut pas être renouvelée à l’identique en aérien, faute d’emprise dans une zone fortement urbanisée. La solution retenue consiste à créer en parallèle deux liaisons souterraines de 63 000 volts, sur un tracé de 16 km entre Lamentin, Galion et Trinité.
La première liaison répond au besoin d’évacuation des futurs parcs éoliens Grèss 2 et Grèss 3, dont la production représentera 7 % de la production totale annuelle de l’île. À la clé, un passage de 27 % à 35 % de pénétration des énergies renouvelables dans le mix. La seconde liaison vient renouveler en souterrain le réseau aérien existant, qui surplombe désormais des zones urbanisées. Le chantier doit durer 24 mois et représente 27 millions d’euros de travaux, dont environ 60 % de retombées dans le tissu économique local. Une centaine de personnes, majoritairement issues du territoire, seront mobilisées via la sous-traitance.
Pointe des Carrières : trente millions pour prolonger la vie d’une centrale unique au monde
La centrale de Pointe des Carrières, mitoyenne du siège, est la seule au monde à fonctionner avec deux moteurs diesel de 30 MW de cette taille. Mise en service en 1996, elle assure aujourd’hui 25 à 30 % de la consommation énergétique de l’île, et a cumulé 190 000 heures de fonctionnement. Ses deux moteurs vont fêter leurs trente ans le mois prochain. Ils relèvent d’un cycle de maintenance codifié de Z1 à Z4, la Z4 étant la plus lourde et la plus rare, programmée toutes les 48 000 heures, soit environ tous les huit à dix ans.
La première Z4 a été menée en 2025 sur l’un des deux moteurs, la seconde interviendra en fin d’année 2026 sur l’autre. Inspections, réparations, remplacement d’organes critiques : l’objectif est de fiabiliser, réduire les arrêts fortuits et optimiser la disponibilité. Le chantier mobilise plus de 400 activités, 220 intervenants et 26 entreprises prestataires dont 16 issues du territoire. Au total, sur 2025 et 2026, EDF aura investi 30 millions d’euros sur cette centrale dans le cadre du projet industriel et humain de Pointe des Carrières, désigné en interne par l’acronyme PIH.
« EDF constitue un stock stratégique de pylônes et de câbles à l’échelle Antilles-Guyane. Le retour d’expérience des cyclones de La Réunion et Mayotte a montré que le stock courant ne suffirait pas face à des vents de 300 km/h. »
Cyclones, batteries et inertie : un système qui se prépare à l’imprévisible
Plusieurs questions ont porté sur la résilience du réseau face aux phénomènes climatiques extrêmes.
La réponse d’EDF tient en trois volets :
- D’abord, constituer un stock stratégique, mutualisé à l’échelle de la zone Antilles-Guyane, pour pouvoir relever rapidement le réseau en cas de cyclone majeur.
- Ensuite, l’enfouissement progresse : 16 km en souterrain via Konekt Elec, alors que la HTB est aujourd’hui aérienne à 80 %. La logique change. Là où l’aérien restait la norme historique pour les longues portées, l’urbanisation, les contraintes environnementales et la résilience poussent désormais vers le souterrain, même si l’enfouissement HTB suppose des tranchées d’un mètre cinquante de large et autant de profondeur.
- Enfin, trois nouvelles batteries multiservices, lauréates du dernier guichet de la Commission de régulation de l’énergie, seront installées en 2027-2028 et viendront s’ajouter aux deux batteries existantes de 5 et 12 MW.
À l’horizon 2030, EDF prévoit l’installation d’inductances au Lamentin pour le réglage de tension et d’un compensateur synchrone à Hydrobase pour l’inertie, sur le modèle du premier compensateur synchrone insulaire au monde mis en service en décembre 2025 à Jarry, en Guadeloupe. À l’étude pour 2035 : une liaison Bellefontaine-Fort-de-France, qui pourrait être sous-marine, et une évolution du parc de production pour répondre au besoin assurantiel du système.
PPE Martinique, S2REnR et bilan prévisionnel : tout dépend du cadre
Pierre Bernard l’a martelé à plusieurs reprises : EDF ne décide pas des ambitions renouvelables du territoire. Le cadre est fixé par la Programmation pluriannuelle de l’énergie, validée pour l’Hexagone en début d’année et en cours de finalisation pour la Martinique. À cette PPE s’ajoutent deux outils : le S2REnR, qui planifie le réseau nécessaire à l’intégration des projets renouvelables, et le bilan prévisionnel d’équilibre offre-demande qu’EDF publiera d’ici la fin de l’année. Les trois sont en cours de révision.
À une question sur le retard apparent de la Martinique face à La Réunion, qui affiche 93 % d’EnR, la réponse a été technique. La Réunion bénéficie d’un potentiel hydraulique très important, dont la Martinique est dépourvue. L’île dispose en revanche d’éolien, de solaire et de projets à l’étude en géothermie et en énergie houlomotrice. Chaque territoire compose avec ses ressources. À la question d’une hausse possible du tarif face aux tensions géopolitiques, le directeur a rappelé que la péréquation tarifaire fixe un prix national hors taxes : la décision n’est pas dans les mains d’EDF Martinique.
L’image qui s’est dégagée de cette matinée est celle d’un système électrique à la croisée de plusieurs temporalités. Le temps court des chantiers en cours, du poste d’Union qui sortira de terre dans dix mois et de la deuxième maintenance Z4 programmée pour fin 2026. Le temps moyen des liaisons souterraines vers Trinité, des trois batteries attendues en 2027-2028 et de la sortie des futurs schémas d’orientation. Et le temps long, celui des trente prochaines années, qui se joue dès maintenant dans le choix des technologies à installer pour absorber davantage de renouvelable sans fragiliser la fourniture. Sur ce dernier point, Pierre Bernard a soigneusement renvoyé la balle aux pouvoirs publics : EDF construit et entretient, mais c’est bien à l’État et à la collectivité de fixer le cap. Aux Martiniquais, désormais, de se saisir du débat.
Entre-temps, l’opérateur poursuit son effort d’investissement, désormais à 70 millions d’euros annuels, sur des infrastructures dont la durée de vie se compte en décennies. Le rendez-vous de mai 2027 dira si le cap a tenu.
Philippe Pied
