Formation Hydroélectrique

Formation Hydroélectrique

Pour Tous !

Partie I

1. Hydrologie2. Typologies des Chutes Hydroélectriques3. Parc Hydroélectrique France Métropolitaine4. Variabilité de la Production

1-Hydrologie• Hydrologie = Pluviométrie mais …

– diminuée de :• l’infiltration (perméabilité des sols) • de l’évapotranspiration des végétaux ( printemps >> l’automne)

– régulée /retardée par des réserves• Nappes souterraines et karsts noyés• Lacs (Pyrénées)• Neige • Glace (et glacier)

• Influencée par– orographie : la pluviosité ↑avec l’altitude (hypsométrie des bassins)– localisation : distance à la mer, effet d’obstacle, – aérologie : vent dominant

débit spécifiques : 10l/s/km2 à 70 l/s/km2• typologie des réseaux hydrographiques

– convergence / divergence des débits– délais de concentration des crues– perméabilité des sol :

• imperméable : réseau hydrologique dense pas ou peu de nappe d’accompagnement • perméable : réseau peu dense, souvent intermittent sauf sur alluvions• karst : réseau peu dense, drains puissants issus de source vauclusiennes, réserves souterraines

Deux régimes simples, des régimes intermédiaires

• Nival ou Nivo-glaciaire (souvent distingués par les géographes)– Maximum unique de saison chaude (fin du Printemps - nival, début milieu d’été - glaciaire)– Etiage unique de saison froide (janvier-février) plus sévère en régime glaciaire qu’en régime nivalexemples typiques : l’Isère Alpine, l’Arve, La Haute Romanche, Le Vénéon, la Haute Durance

• Pluvial- un seul étiage de fin d’été (durée accrue en méditerranée)- un seul maximum de saison froide- exemple typique : La Saône, La Seine

• Des régimes intermédiaires : pluvio-nival– L’Ain, le Drac, les Usses, La Bourne, Le Fier, Les cours d’eau du Massif Central,…– Avec deux maximums et deux étiages

• Une particularité : le régime méditerranéen (“Oueds”)- Orages violents et productifs (Cévennes)- étiage long et sévère de saison chaude

Nivo-Glaciaire

J F M A M J J A S O N D

Q

Module = débit moyen

QMMA en

Fevrier (par

exemple)

+ glaciaireMaximum + haut

+nivalMaximum - haut

+nival+haut

L’Arve à Arthaz-Pont-Notre-Dame

47 ans (1961-2007), Module :73,5 m2/s, Msp : 44,9 l/s (1660 km2) Etiage : VC35=10,0, QMNA = 40,50 m3/s

Pluvial


Q


QMMA en septembre

La Sioule à Saint-Pourçain

42 ans (1967 -2008), QMNA = 7,86, VCN3 5=1,8m2/SM =26,5m3/s, Msp=10,4 (2458km2)

Nivo-Pluvial


Q


QMMA en septembre

ou en janvier

- 2 maximums- 2 étiages

L’Ain à Chazey-sur-Ain

49 ans (1959 -2007), QMNA = 46, VCN3 5= 10 m2/SM =123m3/s, Msp=33,8 (3630km2)

Le Drac à Fontaine

14 ans (1984-2007), QMNA = 66,20, VCN3 10=10,3m2/SM =99,3m3/s, Msp=28 l/s/km2 (3626km2)

La Drôme à Saillans

99 ans (1910-2008), QMNA = 4,140, VCN3 5=1,4 m2/SM =17,3 m3/s, Msp=15,6 l/s/km2 (1150km2)

Grandeurs hydrologiques caractéristiques

• Crue : QJ, QI <temps de retour (ans)>, débit journalier, débit instantané– QJ 10 biens agricoles , QJ 100/200 (lieux habités) , QJ 1000/10.000 Barrages, digues

insubmersibles– Références historiques (Rhône 1856 et 1840, Seine 1910, Garonne 1875, Isère 1859, Tech

1940, Gard 1958, Tarn 1930)• Module (M) ou débit moyen annuel

– équivalent au volume moyen des écoulements annuels ( M =1m3/ s ≈ 31,5 Millions de m3/an)– dispersion statistique : exemple remplissage d’un réservoir 9 années sur 10 on prendra le

volume moyen sec de temps de retour 10 ans• Etiages

– étiage absolu est peu significatif (référence historique : automne 1921)– QMNA5 (débit mensuel minimal quinquennal sec : temps de retour 5 ans)– VC 10 (débit minimal de 10 jours consécutifs)– DCE 355 débit dépassé 10 jours par an– VC 3 5(débit minimal de 3 jours consécutifs quinquennal sec)– Dans le bassin de l’Isère M/10 est très inférieur au débit d’étiage quelle que soit la mesure

considérée (le garde fous est peu performant )– M/10 se rapproche de l’étiage dans le Sud (méditerranée) dans le Nord de l’Ain, dans des

bassins du Sud Est (Aveyron, Viaur,…)

Courbe monotone des débits classés

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Q


étiage

Débit mensuel dépassé « la moitié du temps »

Variabilité des débits

• Journalière– précipitation (orage,…)– variation de la fonte des neiges et des glaces en

fonction de la température (en été, différence de débit entre matin et soir,…)

• Annuelle– saison humide/sèche (“été et hiver hydrologique”)– rétention nivale et glaciaire

• Interannuelle– Ecart type des modules de l’ordre de 30%

Hydrologie en France (vue de haut)• Alpes

– Précipitations importantes (diminution du Nord au Sud: Méditerranéen)– Rétentions nivales et, ponctuellement, glaciaires (étiage saison froide)– Concentration des débits très forte et très en amont (Alpes du Nord, Haute Durance)

• Pyrénées – Diminution des précipitations de l’Ouest à l’Est (méditerranéen)– Rétention nivale mais dominante pluviale en aval (fort débit de printemps, étiage )– Concentration des débits faibles en aval en en plaine – présence de Lacs (témoignage d’un appareil Glaciaire ancien)

• Massif Central : – Fortes pluviosité diminuant de l’Ouest à l’Est avec « effet Cévenol » au Sud et à l’Est– Vallées profondes, concentration des débits (Dordogne, Truyère, Agout,…)– rétention nivale faible (fort débit hivernaux, étiage de saison chaude)

• Rhône étiage de saison froide en amont de Lyon et très régulier en aval, très forts débits

Quelles caractéristiques hydrologiques intéressent l’hydraulicien ?

• un peu aux crues pour la sécurité des ouvrages : tenue du barrage, submersion de terrains et de l’usine, risque d’érosion de berges

• La courbe des débits moyens pour estimer la production espérée par un équipement projeté– Module, étiage, régularité des débits – la courbe des débits classés (au moins au pas de temps journalier)– Les variations interannuelles

• La connaissance des débits au pas de temps horaire est souvent indispensable pour obtenir une prédiction fiable de la production.


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Q


étiage

débit d’équipement

débit réservé


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Q


étiage

débit d’équipement

débit réservé

Débits turbinables

AG FRAPNA Chambéon 20

Caractérisation Energétiqued’une chute, d’un parc

• Ses puissances (GW : millions de KW) – Puissance maximale brute (PMB):

• Hauteur de chute « hors tout » (m) × débit maximum dérivé (m3/s) ×9,81 m/s2

– Puissance maximale nette (PMN)• Hauteur de chute « utile » (m) × débit maximum dérivé (m3/s) ×9,81 m/s2

– Puissance installée (GW)PMN x η, η= rendement « hydro-électromécanique » (typiquement: 0,8)

• La production d’une année (TWh: milliards de KWh)• 1GW installée disponible toute l’année (8760h) produit 8,760 TWh• « En 1990 ce parc de 1GW a produit 5 TWH »

• La production annuelle moyenne ou productible• « En moyenne ce parc de 1GW installée produit 6,3 TWh chaque année »

• Temps de fonctionnement équivalent à pleine puissance et facteur de charge– Tefpp =productible/puissance installée– Facteur de Charge = tefepp/8760 h

30/06/12

Typologie juridique

• Centrales Publiques : Concessions– Domaine public hydroélectrique– PMB > 4500 kW– 429 unités assurant 90 % de la production

• Centrales Privées : – régime de autorisation (PMB < 4500 kW)– Fondées en titre (faible puissance, anciens moulins…)– 1800 unités assurant 10% de la production

Typologie technico-économique

• La valeur de l’électricité produite dépend du moment où elle est produite.

• On a intérêt à produire au moment où l’électricité est la plus chère.

• L’électricité est d’autant plus chère que la consommation est forte

Consommation électrique


P




• L’électricité est d’autant plus chère que la consommation est forte

• La production hydroélectrique est naturellement liée au débits naturel

L’Arve à Arthaz-Pont-Notre-Dame

47 ans (1961-2007), Module :73,5 m2/s, Msp : 44,9 l/s (1660 km2) Etiage : VC35=10,0, QMNA = 40,50 m3/s

La Sioule à Saint-Pourçain

42 ans (1967 -2008), QMNA = 7,86, VCN3 5=1,8m2/SM =26,5m3/s, Msp=10,4 (2458km2)




• La production hydroélectrique est « naturellement » liée aux « débits naturels »

• S’abstraire des débits naturels en concentration les apports naturels dans des réservoirs pour les turbiner au moment où l’électricité produite a la valeur la plus haute;– Deux autres sources de valeur

• La garantie face à des défaillance• La modulation, suivie de charge, souplesse,…

AG FRAPNA Chambéon 2830/06/12


Focus sur le suivi de charge

-Le nucléaire module comme le thermique-L’hydraulique assure seule de forts gradients de puissance

- 100% de l’hydraulique de pointe remplace du thermique (↓CO2)- 30 à 50 % du « fil de l’eau » remplace du thermique, le reste du nucléaire

30/06/12


• Réservoir plein en : – moins de quelques heures (typiquement 2 h) :

Fil de l’eau– quelques centaines d’heures (moins de 400h):

Eclusée– quelques milliers d’heures :

Lac (remplis naturellement « par gravité »)

• STEP = lac remplis par pompage

Typologie des centrales hydrauliques

Puissance Installée

Productible ImpossibleH > 8760h

Fil de l’eau « classique »

5500h> H >4500h

Fil de l’eau suréquipé

(3500h)

Pointe(1500 h)

Fil de l’eau

« ancien »H> 5500 h

Ultra Pointe 200h

Réservoir et forte

puissance (> 20 MW)

Fil de l’eau

Demi-Base

(3000 h)

Quelques exemplesPuissance Productible Charge

Parc Français 25,4 70 2775

Le Rhin Français 1,424 8,62 6042

Le Rhône Français 3,04 16,3 5362

Les Trois Gorges 22,5 90 4000

Quebec 37,5 181 4827

Donzères 330 2 6060

Genissiat 410 1,665 4061

Marèges 775 1,8 2322

Roselend 550 1 1818

Orlu 80 0,1 1250




Réservoir et forte

puissance (> 20 MW)

Fil de l’eau

Obligation d’achat

10 MW 12 MW

MinimumPuissance de

Pointe

MaximumPuissance

“fil de l’eau”

15/20 MW 330 MW

“Grande”, “Petite” hydrauliques4 critères possibles

• Règlementaire (PMB) : 150kW, 500kW, 4500 kW– Autorisation : PMB < 4500kW (fil de l’eau en général)

• Obligation d’achat : 12 MW puissance installée• Classement “Européens” puissance “installée”

100kW (Pico), 500kW(Micro), 10 MW(Petite)• Usines “Stratégiques”:

usines de pointe ( CE R214-3et L214-18, DR> M/20)+ usines sur cours d’eau de module > 80 m3/s




Réservoir et forte

puissance (> 20 MW)

Fil de l’eau

10MW 15/20 MW

Petite Hydraulique

Grande Hydraulique

Stratégiques




stratégiques

Réservoir et plutôt forte puissance (> 20 MW)

Fil de l’eau

10MW 15/20 MW

Petite Hydraulique Grande

Hydraulique

3-Parc Métropolitain

• Par statut public/privé (concession/autorisation)

• Par type (fil de l’eau, éclusées, lacs, STEP)• Par zones géographiques

– bassin hydrographiques– régions

concession/autorisation

• 429 concessions 26441 MW de PMB (dont 64 « autorisables » pour 134 MW de PMB) http://www.senat.fr/questions/base/2013/qSEQ130807697.html

• Sur le site du Ministère on trouve 399 concessions pour 25400 MW de Puissance Installée

• 1870 exploitations « privés » : – autorisations + fondées en titres– Pour 2170 MW (PI ?) et 7 TWh de productible (source FHE)

soit 10 % (1,2% de la production électrique, 0,1% de la consommation énergétique) http://www.france-hydro-electricite.fr/fichiers/adherents/Articles%20de%20presse/Publi%20%20UN%20Energie%20Environnemen%20HYDROELECTRICITE%2026%20nov%2017.pdf

)• 2248 (2000 fdle,141 éclusée,96 lac,11 step)source SER

http://www.senat.fr/questions/base/2013/qSEQ130807697.html

http://www.senat.fr/questions/base/2013/qSEQ130807697.html

http://www.france-hydro-electricite.fr/fichiers/adherents/Articles%20de%20presse/Publi%20%20UN%20Energie%20Environnemen%20HYDROELECTRICITE%2026%20nov%2017.pdf

http://www.france-hydro-electricite.fr/fichiers/adherents/Articles%20de%20presse/Publi%20%20UN%20Energie%20Environnemen%20HYDROELECTRICITE%2026%20nov%2017.pdf


Production du Parc Français• Productible 70 TWh, Puissance 25,4 GW

• 12 % de la production électrique nationale (=exportations)

• 2 % de la consommation énergétique nationale• 20 % de la puissance installée

– (Parc Electrique Total : 128 GW, Pointe Max : 102 GW)

• Concentrée dans le Sud Est • Rhône Français > 20 % du productible national• Rhin Français > 10 % du productible national• Rhône-Alpes 40 % (465 centrales, 10,7GW, 28 TWh) ,

Bassin Rhône Méditerranée : 60 %

30/06/12

FranceType Puissance Productible Charge

Fil de l’eau 7,6 37 4868

Eclusées 4 14 3500

Lac 9 17 1889

Step 4,5 1300

Total 25,1 68 2709

Source : Ministère, 2010

Par « Massif »

Région Puissance (GW)

Pyrénées 2,5

Alpes (+ Rhône, Rhin, Est) 15,7

Centre 7,2

Total 25,3

Par Région

Région Puissance (GW)

Rhône-Alpes 10

Midi-Pyrénées 5

Paca 3,2

Alsace 1,5

Auvergne + Limousin 2

Autres Région 0

Total 26,7 (« environ 25 GW »)

Rhône-AlpesType Puissance Productible Charge

Fil de l’eau 3 15 5000

Eclusées 1,6 6,6 4125

Lac 3,4 5,3 1559

Step 2,6 1,1 423

Total 10,6 28 2641

Source : « feu » le SRCAE Rhône-Alpes

4-Quid de la variabilité de la production ?

• « La production annuelle hydraulique française moyenne est de 69,3 TWh, avec des variations liées aux précipitations. Ces variations sont relativement amples, avec une production annuelle parfois supérieure de 15 % à cette moyenne (en 2001 ou 1994 par exemple), parfois jusqu’à 30 % inférieure lors des années de très faible pluviométrie comme en 2005, par exemple. »

• « La production hydraulique 2012 est ainsi plus élevée (63,8 TWh) de 27% que l’an passé (50,3 TWh) , tout en restant en dessous de la moyenne des 10 dernières années. » (source RTE)

• « La valeur retenue pour cet exercice (bilan prévisionnel 2013, réalisé en 2012) a été calculée à partir des productions hydroélectriques des trente dernières années, ce qui amène à une production de l’ordre de 67,6 TWh en moyenne sur l’année (69,4 TWh dans le Bilan prévisionnel 2012) » (source RTE)


Vous avez dit changement Climatique ?

30/06/12

Partie II

• Inventaires et Potentiel• Concessions Hydroélectriques• Tendances• PPI

5- Le Potentiel Hydro-électrique métropolitain et sa réalisation

• Typologie des inventaires– Potentiel “sauvage” (orographie et hydrologie): peu opérationnel, difficile

d’éliminer l’existant– Potentiel de “projets”: caractère opérationnel “biaisé” réalisé en général « à dire

d’expert » donc même la faisabilité technique est hypothèquée– Limites des inventaires

• Autres types d’ inventaires : les stockages d’altitude– Volume (SIG), étanchéité, Volume des ouvrages à prévoir, L/H, possibilité de

retenue complémentaire.• 1 tonne d’eau (1m3) sous 400 m de chute = 1kWh (1000X400X9) • Euros /MWh stockée

– EDF dispose d’inventaires couvrant les stockages importants (supérieur à 10 GWh) et des possibilités de stockages complémentaires autour des ouvrages qu’elle gère.

– Etudes en cours sur les stockages de taille plus modeste (STEP journalières) : ADEME entre autres

Principaux inventaires– A. Bergès (1889), S. Arrhènius (1915) (pour mémoire) : 4,5 – 7,5 GW, (39 à 65 TWh ?)– Grandes Forces Hydrauliques de 1905 à 1930 (environ) : potentiel sauvage– Commissariat au Plan : plusieurs cahiers entre 1945 et 1950 (projets)– L’inventaire EDF 1953 mis à jour jusqu’en 1992

• Projets identifiés de grande hydraulique, probablement classés par ordre de rentabilité en interne à EDF, projets parfois incompatibles, pas de prise en compte de la géologie, ni des contraintes sociales …et encore moins de l’environnement … évidemment)/ Classeurs numérotés : évalue à 100 TWh

– Commission Pintat (1975 ) 266 TWh sauvage, 100 TWh techniquement équipables.– Le rapport Dambrine (2006 : Probablement issu de l’inventaire Précédent) : +28,6

TWh, prise en compte sommaire de l’environnement effectuée par sondage sur 3 bassins : +13,4TWh, PPI +7TWh (2-4 Twh de perte de DR)

– Potentiel hydroélectrique dans les SDAGE (2009) Prise en compte réglementaire ancien et sommaire de l’environnement)

– L’estimation du potentiel hydroélectrique par les CETE (Bassin Rmed) 2012• potentiel sauvage, « patatoïdes d’enjeux »

– Le potentiel estimé par l’UFE (gravitaire, Fil de l’eau, y compris petite hydraulique) 2012 : 9,6 (Neuf) + 1 (Classements liste 1 72%)

– Potentiel de convergence (UFE + DGEC) : entérine l’inventaire précédent

Tableau Comparatif« Sauvage » « projets » Commentaire

Inventaire EDF

X Projets moyenne puissance (10MW mini) pas tous compatibles. Pas de prise en compte des impacts sur l’environnement (ni de la faisabilité technique, économique ou sociétale)

Inventaire SDAGE LB

X

Inventaire CETE RMed

X Réalisé l’étude d’impact des classementsIdentifie des « patatoïdes stratégiques »

Inventaire SDAGE RMed

X X Inventaire EDF « dé biaisé » + inventaire « sauvage » pour les tronçons « sans projets », pas dévaluation du potentiel sur ouvrages existants

Inventaire UFE

X « à dire d’expert » : Pas de prise en compte des impacts sur l’environnement (ni de la faisabilité technique, économique ou sociétale)

Évaluation du potentiel de développement par catégories d'installations hydraulique

Grande hydraulique10 MW à 50 MW

Petite hydraulique 100 kW à 10 MW

Très petite hydraulique10 kW à 100 kW

STEP TOTAL

Puissance (MW)

environ 18 200 MW (+ 95%)

environ 750 MW (+ 10 %)

environ 600 MW (+ 200 %) 30.000 « moulins » de 50 kW chacun

environ 4 300 MW (+ 50 %)

environ 23 850 MW (+ 93 %)

Productible (TWh)

jusqu’à 23,4 TWh (+ 50 %)

entre 3 et 4 TWh (+20 %) (4 000 heures de fonctionnement contre 3 200 actuellement)

environ 1 TWh (+ 150 %)

sans objet jusqu’à 28,4 TWh (+ 42 %)

Evaluation du potentiel technique de développement des installations hydroélectriques (Indépendamment des contraintes économiques et environnementales ainsi que de celles liées aux autres usages de l’eau)

Inventaire Dambrine

Localisation Nombre de projets (exemple)

Bassin de l’Isère 61

Bassin de la Dordogne 31

Côtiers Atlantique entre Espagne et Gironde (Adour)

13

Inventaire DambrineProjets de “grande” hydraulique

PROJETS NEUFS OPTIMISATION STEP Pertes DR 2014

20 à 50 MW

Petite hydro < 4,5 MW

Pico-hydrau-lique

Optimisa-tion de l’existant

Turbinage débits réservés

PPI 2015TOTAL

Puissance

475 MW 500 MW 600 MW 300 MW 45 MW 1920 MW

2000 MW

Productible

1,9 TWh/an

1,7 TWh/an

1 TWh/an

2 TWh/an

0,4 TWh/an

7 TWh/an

2-4Twh

Nombres

16 8 /département (800 environ)

30.000

Si on tient compte de l’estimation des pertes suite au relèvement des débits réservés on obtient dès 2006 les objectif de la PPI 2009 et du Grenelle !

PPI 2009 (Proposition Dambrine)

Inventaire UFE et convergence DGECRégion Puissance Productible Nombre

Auvergne 484 1,568 112

Bretagne 26 0,092 10

Languedoc-Roussillon 77 0,268 48

PACA 324 1,138 69

Lorraine 22 0,094 11Franche-Comté 113 0,285 12

Bourgogne 16 0,056 9

Rhône-Alpes 817 3,133 133Midi-Pyrénées 653 2,132 108

Aquitaine 77 0,269 17Limousin 146 0,511 46

Total 2755 9,546 575

Inventaire UFE et convergence DGECRégion Puissance Productible Nombre

Auvergne 38 0,134 147

Bretagne 9 0,031 27

Languedoc-Roussillon 21 0,073 61

PACA 9 0,032 29

Lorraine 40 0,142 85Franche-Comté 35 0,122 91

Bourgogne 16 0,057 47

Rhône-Alpes 25 0,088 15Midi-Pyrénées 50 0,176 33

Aquitaine 22 0,078 14Limousin 38 0,135 16

Total 2755 9,546 565

Inventaire UFE et Convergence DGEC

• Selon le syndicat FHE, la petite hydroélectricité pourrait assurer 5,4 TWh de production supplémentaire en créant 524 nouveaux sites et en équipant 734 ouvrages déjà existants.

• http://www.actu-environnement.com/ae/news/petite-hydroelectricite-classement-rivieres-17474.php4

http://www.actu-environnement.com/ae/news/petite-hydroelectricite-classement-rivieres-17474.php4

http://www.actu-environnement.com/ae/news/petite-hydroelectricite-classement-rivieres-17474.php4

Conclusion sur les Inventaires

• A partir de l’inventaire le plus fiable (Convergence UFE-MEEDD) il apparait que le potentiel hydroélectrique Français a été réalisé à beaucoup plus de 90%, la gestion équilibrée de la ressource en eau entre ses divers usages voudrait qu’on en resta là

• Tous les inventaires visent le potentiel énergétiques des rivières si on les équipait « au fil de l’eau ». Les Inventaires réalisés aujourd’hui sont soit théoriques lorsqu’il ne prennent en compte que les données topographiques et hydrologiques et non pas les critères techniques (géologiques) ou économiques (financier, Tarifs d’achats, couts MO…)

• Soit intrinsèquement biaisés lorsqu’ils sont réalisés « à titre d’experts » sur liste de projets hypothétiques. (aucune analyse critique sur la faisabilité réelle des projets)

• Certains Inventaires tiennent compte partielle des règlementations anciennes plus (réservées,432°6 ) ou moins liées à l’eau (PN, RN, Sites Classés,..) certaines règlementations sont ignorées APPB, NATURA 2000,…

• Aucun Inventaire ne tient compte de la nouvelle règlementation (classements) si ce n’est l’étude d’impact des classements(réalisée dans chaque bassin) ou l’inventaire UFE mais de façon sommaire.

• Les inventaires ont en commun de surestimer le potentiel de façon à maximiser l’intérêt du développement de l’hydroélectricité face aux autres usages.

Conclusion sur les inventaires• Pas d’inventaires « par projet » établis selon des sources

publiques et de façon contradictoire.• Pas d’audit exhaustif et public des améliorations possibles de

l’existant (modernisation, suréquipement, prises d’eau complémentaires, Pompage, STEP,…).

• Pas d’inventaires de sites de pointe• Pas d’inventaire de sites de STEP• Pas d’inventaire des possibilité de suréquipement

– Pas plus en pointe qu’au fil de l’eau• Aucune possibilité d’arbitrer au grand jour entre les projets par

exemple en tenant compte des impacts environnementaux, choix opaque et discrétionnaire entre Etat et usiniers

3-Concessions Hydro-électriques

• Procédure • Acteurs et Intèrêts• Enjeux

3-Procédure d’attributionÉtapes

1 Un acteur privé ou public fait une étude pour équiper un cours d’eau

2 Il adresse son étude aux services de l’administration

3 L’administration décide de créer ou non une concession hydraulique sur le cours d’eau

4 Si le projet est retenu, elle lance un appel d’offre pour attribuer la concession

5 Les candidats répondent à l’appel d’offre

6 L’administration analyse les offres, dialogue avec les candidats, et retient la meilleure proposition

7 L’offre retenue est soumise à enquête publique au niveau local

8 A la fin de l’enquête publique, la concession est octroyée

9 Le nouveau concessionnaire réalise la construction de l’ouvrage

10 Une fois les travaux terminés, le concessionnaire exploite l’ouvrage sur la durée de la concession

11 A la fin de la concession, l’ouvrage est remis en concurrence par appel d’offre (étape 5)

Appel d’offre

Renouvel- lement

Invention

3-Acteurs et Intérêts

Financier Energie Environnement

Etat Capter la rente

Améliorer, étendre l’existant, exploitations coordonnées

Bon état écologique

Choix discrétionnaire

Collectivités Locales

Capter la rente

Loisirs, AEP, irrigation …

Peu sensibles à la Biodiversité

Personnels (Statut acquis) éviter mobilité et disparition des emplois (doublons)

Exploitantspotentiels

Capter la rente

« Verdir » son offre Image à préserver

Electro-intensifs

Accéder à des kWh à bas prix (prix coutant ?)

complexe en toutes hypothèses

Europe Concurrence

3-Enjeux

• Energétique– 26400 MW au total (5300 MW“ouverts” à la concurrence)– Plus de 90% du productible national– 4 à 5 % d’augmentation de productible (3TWh)

• Optimisation ou extension (“équipements complémentaires”) ?

• Environnement – Restauration ? Non dégradation ? Dérogation (Article 4.7 DCE)?

• Choix discrétionnaire de l’Etat• La variante choisie (équipement nouveau ou extension/optimisation)• les grands choix des conditions d’exploitation • Bref l’enveloppe des impacts environnementaux qui ne pourront plus

être remis en cause au cours de l’instruction de la concession proprement dite.

3-« Solutions » Battistel-Straumann

1. Barycentrique (origine gouvernementale)– Amélioration de la solution « Borloo » pour répondre

aux griefs de la Cour des Compte

2. Concession Unique3. Régie Directe4. SEM détentrice des actifs hydroélectriques ( « dé

domanialisation » des ouvrages, exploitation publique de biens privés)

• Ont en commun de passer complètement à coté des enjeux environnementaux

4-Contexte économique

• Le prix de l’Energie est à la hausse• La valorisation de l’hydroélectricité repose sur 3 points

– Production, Souplesse (cinétique), Garantie en cas de défaillance– Valorisation théorique du productible marginal dans un système thermique (la note bleue)– La contribution en souplesse et en garantie n’est pas directement valorisée par le marché (pas de

“prix de service système”)• L’obligation d’achat (6,07 cts + prime comprise entre 0,5 et 2,5 cts pour les petites

installations + prime d'hiver comprise entre 0 et 1,68 ce qui fait un total dans le meilleur des cas de 10,25 cts d'€/kWh)

– Pas très éloigné du prix moyen du kWh ( 5), nucléaire ARENH (4,2)– L’obligation d’achat est perçue comme une sécurité plus que comme un avantage financier– Des distributeurs sont intéressés par la production hydroélectrique pour « verdir » leur offre

• La rentabilité des STEP– Accès aux réseaux pour produire ET pour consommer– Peu de valorisation des services systèmes– rentabilité aujourd’hui difficile

Fiscalité

• Etat– TVA,– Bénéfice Industriel (SA) ou IRPP (SNC)– Redevance de Concession (< 25% CA)

• Collectivités– Foncier,– Contribution Economique Territoriale,

• Agence de l’eau– Taxe hydroélectricité (V.H et V >1hm3 turbiné)– Taxe obstacle (H > 5m)– Taxe stockage de l’eau en période d’étiage (V et V> 1hm3)

Bilan financier d’une petite centrale

Actif• Revenu tiré de la vente de

l’énergie produite – A EDF au tarif de l’Obligation

d’Achat.– A d’autres distributeurs avec

valorisation de certificat Verts ou de labels.

Passif• Exploitation et maintenance• Annuité d’emprunt• Impôts et taxes locales• rétribution pour les

communes (location de terrains, occupation du domaine public communal, contribution “gracieuse” au budget communal,…)

Forme jurique : SARL/SA/SAS ou SNC (transparence fiscale mais responsabilité excédent les capitaux engagés…)

Forces Motrices Poller408.720.100

2012 2011 2010 2009 2008

Chiffre d'affaires 270 282 271 593 193 373 226 992 232 127

Charges d'exploitation 163 910 137 691 139 475 135 267

EBE 84.495 120.429

Résultat net 42.127 79 674 47 100 64 580 72 277

Dettes 63000 44000 59000 114000

Capitaux propres 298270 291142 211 469 184 368 119 788

Chute du Carré 384227963 2012 2011 2010 2009 2008

Chiffre d'affaires 306 711 166 220 224 441 186 704 265 934

Charges d'exploitation 59 297 55 486 69 630 61 394

EBE 255015 123 699

Résultat net 173400 82 988 136 907 96 162 139 907

Dette 17000 70000 45000 47000

Capitaux propres 668 294 529 901 506 912 430 004 379 352

Certificat d’origine et labels

• Traçabilité – Les certificats sont créés par le producteur et détruits par

le consommateur (en fait par le fournisseur)– Le circuit suivi par les certificats verts est indépendant du

circuit de commercialisation de l’énergie– Outil de pilotage économique (l’Etat peut imposer une

proportion de certificats verts à chaque distributeur distributeur d’énergie)

– Identification par le consommateur ce qui permet de différencier les offres par leur contenu « vert ».

• Permet la différenciation des offres

Labels et Hydroélectricité

• Aujourd’hui les certificats verts rendent compte d’un seul critère : le caractère « renouvelable de la production ».

• Demain de nouveaux certificats peuvent permettre de tracer d’autres critères par exemples des critères environnementaux : les labels.

• 4 questions posées par les labels – Définition du Cahier des Charges – Certification/Vérification– Prix de vente du kWh sous label – Affectation de la plus value « labels » sur la chaine de valeur

Définition et vérification de Labels• L’accord autour d’un label universel garantissant l’innocuité des centrales

sous labels est un défit scientifique tant les différences entre les sites sont fortes et faibles les connaissances scientifiques et la disponibilité d’outils techniques d’évaluation des impacts.

• La vérification de la réglementation est aujourd’hui déficiente (même quand des constats peuvent être faits par les SD ONEMA, les DDT et les parquets sont peu motivés) Pourquoi en serait-il autrement des labels ?

• Les labels apparaissent comme un moyen de généraliser l’artificialisation des cours d’eau en s’appuyant davantage sur une valeur d’image que sur des réalités

• Accepter des labels c’est reconnaître l’insuffisance actuelle de la réglementation et sans doute se priver de tous moyens pour la faire évoluer ( « De quoi vous plaigniez vous ? Les labels pallient les insuffisances réelles ou supposées de la réglementation …)

Niveau et répartition de la Plus-Value

• Niveau et rendement du sur-prix de vente– Élevée (offre « élitiste ») ou Faible ( offre « populaire »)

• Répartition du sur prix de vente :– Rémunération de la production d’énergie renouvelable (compensation des

coûts de production plus élevés version positive de l’internalisation des coûts environnementaux des autres sources d’énergie) : Incitativité.

– Nouveaux investissements dans les énergies renouvelables : additivité.– Fonctionnement du Label : certification, promotion des labels (rôle des

APNE ?): acceptabilité.

En France, les distributeurs et producteurs ne semblent pas intéressés. En Suisse, en avance sur ces questions avec le label « Naturemade Star », des hydrauliciens disposant d’une offre « sous label » n’ont pu commercialiser tous les kWh sous labels.

STEP• La STEP saisonnière est une centrale de lac remplie par pompage• Les grandes réserves saisonnières actuelles sont remplies par des réseaux d’adduction

de plusieurs dizaines voire plusieurs centaines de km (Mont-Cenis, Roselend, Tignes,…) ce qui a un impact important. La nécessité d’un deuxième bassin (lorsqu’il n’existe pas déjà) constitue également un impact.

• La STEP peut être remplie plusieurs fois par an alors que la centrale de lac n’est remplie qu’une seule fois (8 ou 9 années sur 10).

• Des progrès ont été réalisés dans la technologie des pompe-turbines (meilleurs rendements 80% au lieu de 70%, sensibilté moindre aux variations de charges)

– Puissance (Hauteur de chute , débit d’équipement, électromécanique,…)– Capacité énergétique (Saisonnière, Hebdomadaire, Journalière)– Coût d’une STEP

1 Le ou les réservoir(s) : €/m3 et surtout €/kWh, notamment l’étanchéité des cuvettes 2 Circuit hydraulique (Longueur : L/H, diamètre : P/H)3 Equipement électromécanique4 Les Couts 2 et 3 sont indépendants des couts 1 => la rentabilité d’une STEP de petite capacité

(journalière, hebdomadaire) se joue sur le nombre de cycles => très dépendant de la conjoncture ( variation de la courbe de charge, cout marginal du kWh (powernet)

4-La PPI de 2009

• Origine : la PPI 2009 a purement et simplement repris les proposition du COMOP Grenelle (qui reprennait verbatim les propositions du rapport Dambrine de 2006 !) en les dédouanant par avance de l’incertitude pesant sur le relèvement des débits réservés (intervenus à la date du 1er janvier 2014) : 3TWh net

• Ses deux objectifs : + 3TWh (productible) + 3GW (puissance)• Décorrélation entre ces deux objectifs qui ne découlent pas des

mêmes investissements :– Productible = fil de l’eau, avec quelques rares projets de grande hydraulique

(16) et une multitude de projets de petite hydraulique (800)– “Service système” : forte puissance installée, réservoirs

• suréquipement de centrales de lacs ou d’éclusées existantes, surélèvement de réservoirs existants , nouveaux réservoirs d’altitude, nouvelles centrales de lacs, STEP

4-Comment atteindre les objectif de la PPI?

• Obligation d’achat :– Sécurise et Valorise les investissements, suscite l’amélioration des

performances énergétiques de la petite hydraulique,…– Permet aux entrepreneurs privés d’accéder à des crédits bancaires– Ne valorise que la production et les « petites » centrales (très faible

impact sur les « services systèmes » et sur la fourniture de la pointe (objectif + 3000 MW)

• L’ouverture à la concurrence des concessions permet de susciter des investissements qui sans cela n’aurait jamais vu le jour

• Dans l’un et l’autre cas il n’y a pas de place pour l’optimisation environnementale globale du parc de production hydraulique

5- Conclusion : une doctrine publique dangereuse pour l’environnement

• OA et ouverture à la concurrence des concessions poussent à la réalisation de nouveau projets

• Pour les installation nouvelles, la réglementation actuelle est très conservative pour l’environnement et l’instruction par les services extérieurs garanti l’innocuité pour l’environnement des aménagements finalement autorisés.

• Pour les installations existantes, le relèvement des débits réservés et les classements constituent des mesures (plus que) suffisantes à l’atteinte du bon état

• Avec les classements en liste 1 nous avons mis une partie des cours d’eau hors d’atteinte d’une hydroélectricité ayant trop d’impact pour le milieu naturel

• Hors classement liste 1 « la chasse est donc ouverte »

Partie III : Developper une hydraulique soutenable

1. Abroger la PPI 2009, irréaliste et dangereuse 2. Réorienter de la CSPE en matière hydroélectrique3. Réaliser (avec prudence) les opérations

environnementalement neutres4. Optimiser du Parc existant5. Prendre en compte l’environnement dans les

procédure d’appels d’offre 6. Mettre à plat les possibilités d’équipements

nouveaux

Abroger la PPI 2009, irréaliste et dangereuse

• Prévoir plus d’un milliers d’aménagements hydroélectriques supplémentaires relève de l’inconscience ou du cynisme

• L’environnement ne doit plus être la variable d’ajustement mais une contrainte qui s’impose à tous

• Les usiniers ne doivent plus être les seules personnes consultées pour l’établissement des futures version de la PPI.

Réorienter la CSPE

• La microhydraulique est une technologie mature, peu pourvoyeuse d’emplois et dont le marché se situe à l’exportation

• La CSPE (si elle est conservée pour l’hydraulique) doit être réservée uniquemement à l’aide directe (i.e. sans OA) à l’amélioration de l’existant– changement matériel electromécanique– turbinage systèmatique des débits réservés– Rachat des droit d’eau, des installations obsolètes– …

• Poursuivre Aide à la R&D pour la rénovation de l’existant et pour une Hydraulique Ichtiophile via le FUI (e.g. Pole TENERRDIS)

Réaliser (avec prudence) les opérations “neutres” pour la biodiversité

• Turbinages eaux usées, AEP, irrigation,…– turbiner de l’eau potable et non pas distribuer de

l’eau turbinée !• Sites isolés• Sites patrimoniaux• Turbinages débits réservés• …

Mettre à plat les possibilités d’équipements nouveaux

• Soumettre à l’analyse publique et contradictoire la liste des projets retenus dans l’étude de convergence UFE DGEC

• Rendre publics les inventaires de possibilités de STEP existants (EDF) et en cours (ADEME)

• Faire établir par l’ONEMA une analyse de faisabilité environnementale et de compatibilité avec DCE des projets

Optimisation globale du Parc existant

• Déterminer et réaliser les possibilités de modernisation de l’existant sans attendre les échéances des titres– Abaisser le seuil de la concession pour permettre à la

puissance publique de forcer la modernisation des petites centrales

– Examiner les possibilités de suréquipement des chutes existantes en particulier les usines au fil de l’eau fluviales.

– Examiner les possibilités d’augmentation de la capacités des réservoirs existants (e.g. Chambon)

– Examiner les possibilités de STEP sans création de réservoirs nouveaux

Prise en compte de l’environnement dans les procédure d’appels d’offre

• Accepter la transparence et concertation dans les appels d’offre– Compléter chaque soumission par une étude d’impact adaptée (au

besoin une étude d’impact commune à toutes les offres pour les parties mutualisables)

– Rendre publique les differentes soumissions– Adjoindre à chaque soumissions un avis de l’autorité environementale et

de l’ONEMA– Recueillir et prendre en compte l’avis du Comité de Bassin et

(éventuellement) de la CLE concernée• Modifier la procédure d’appel d’offre

– Soumettre la sélection de l’offre la mieux disante à une enquête publique

– Accompagner le dossier d’enquête publique des avis recueillis (ONEMA, Autorité environnementale, Comité de Bassin et, éventuellement, CLE)

Documents

Formation Hydroélectrique