Centrale thermique de Provence

La technique de la combustion en lit fluidisé circulant, utilisée dans l'unité 4 de la centrale, permet d'utiliser des charbons de mauvaise qualité, des déchets ou même de la biomasse. Le combustible est brûlé dans un lit de particules solides maintenues en suspension dans un courant d'air ascendant, à une température modérée avoisinant les 850 °C, ce qui évite la fusion des cendres et limite la production d'oxydes d’azote. Cette réduction des oxydes d’azote est également favorisée par une combustion étagée (réduction de la production de « NOx combustible »). On réduit aussi les émissions d’oxydes de soufre par injection de dolomie (calcaire) dans le lit[5].

1953-1962 : Construction et mise en service des tranches 1, 2 et 3 (3 × 55 MW). Exploitation par les Houillères du Bassin de Provence, ultérieurement intégrées dans les Houillères de Bassin du Centre et du Midi (HBCM).

1967 : Mise en service de la tranche 4 d'une puissance de 250 MW.

1981 : Arrêt des tranches 1, 2 et 3. Début des travaux de construction de la tranche 5[6].

1984 : mise en service de la tranche 5 au charbon d'une puissance de 595 MW.

En septembre 2012, l'opérateur de la centrale, E.ON, confirme son projet de conversion de l’unité quatre en centrale à « biomasse » (mélange de bois et de combustibles fossiles, essentiellement du charbon ; la part des combustibles fossiles ne doit pas dépasser 15 %), puis arrête le fonctionnement au charbon de cette unité en mars 2013[7]. Le nouveau mode de fonctionnement entre en phase de test au début 2016. En 2018, l'unité Provence 4 Biomasse est mise en service avec une puissance de 150 MW.

En 2016, Uniper devient le propriétaire du site. Uniper est issu de la scission des activités d'énergie fossile d'E.ON.

En décembre 2018, à la suite de l'annonce gouvernementale de l'arrêt des centrales à charbon françaises pour 2022, Uniper décide de vendre ses activités de production en France qui comprennent la centrale de Provence ainsi que la centrale Émile-Huchet, six parcs éoliens et deux centrales solaires au groupe tchèque EPH[8].

En juillet 2019, le site est repris par Gazel Energie, filiale du groupe tchèque EPH[9].

Un projet de conversion du charbon au bois de l’unité 4 (PR4) est retenu dans le cadre d'un appel d’offres organisé par la Commission de régulation de l'énergie en 2011. Démarrés fin 2014, les travaux de conversion de l’unité 4 à la biomasse ont duré deux années et coûté près de 300 millions d'euros. Ils devraient réduire les émissions de CO₂ de PR4 de 77 % par rapport à un fonctionnement exclusif au charbon. Le tarif bonifié accordé pour la vente de l’électricité de PR4 est de 115 €/MWh pendant une durée de 20 ans. PR4 utiliserait trois types de combustibles : des plaquettes forestières et de broyats de déchets verts, des broyats de bois de recyclage, et une petite part de combustibles fossiles : du charbon cendreux en base et du gaz naturel et du fioul lourd en quantités marginales pour la montée en température de la chaudière. La biomasse forestière locale participe au démarrage à hauteur de 20 % du combustible biomasse et pourrait représenter 50 % après 10 ans. La partie de plaquettes forestières importées représente 55 % du combustible biomasse au démarrage et cette importation pourrait cesser au bout de 10 ans au profit d’une augmentation de l’approvisionnement local. Les bois d’élagage et de débroussaillement fourniraient 15 % du biocombustible au démarrage et 40 % au bout de 10 ans. 10 % de la biomasse serait constituée de bois de recyclage de classe A (palettes, bois d’emballage) et B (issus de démolition, de mobilier). Au total, 850 000 tonnes de biocombustibles seraient consommées annuellement. Ils seraient complétés par des charbons cendreux de récupération à hauteur de 10 % du mix combustible de la centrale pour un tonnage annuel de 127 000 tonnes[7]^{[source insuffisante]}.

L'unité 4 reconvertie à la biomasse a très vite fait face à des critiques concernant notamment l'approvisionnement en bois et l'absence de cogénération par récupération de la chaleur résiduelle[10].

Son autorisation d'exploiter est suspendue en juin 2017 à la suite de recours administratifs déposés par des organisations environnementales locales[11]. Un projet alternatif est alors présenté par les élus EELV : le rendement doit être amélioré grâce au chauffage urbain et à la co-génération. Le projet inclut aussi la production de CO₂ utilisable par l’industrie, du photovoltaïque, du petit éolien et la mise en place d’une filière bois intégrant l’écoconstruction[12]. À la suite de l'appel déposé par l'exploitant et le ministre de l'Environnement, une autorisation provisoire d'exploiter est délivrée en juillet 2017[13].

Fin décembre 2020, une décision de la cour administrative d’appel de Marseille rend à nouveau possible l’exploitation de cette tranche dont les équipements sont progressivement remis en état de marche par l’exploitant. En avril 2021 le plan de reconversion qui « prévoit le maintien en activité de l'unité de production d'électricité utilisant de la biomasse et la concrétisation d'une unité de production d'hydrogène vert et de e-méthanol » est en cours de finalisation par l’exploitant Gazel énergie, filiale de production et vente d’électricité du groupe EPH nouveau propriétaire de la centrale depuis 2019[14]^,[15].