UCL UNIVERSITE CATHOLIQUE DE LOUVAIN

La filière hydroélectrique : Aspects technologiques et environnementaux.

Working Paper n°5

Pépin Tchouate Héteu (UCL-GEB) et Joseph Martin (UCL-GEB) Unité TERM

Juin 2003

Prix Tractebel 2001

« Contribution des certificats verts au développement de l’électricité renouvelable dans un marché libéralisé »

Prof. J. MARTIN (GEB-TERM) et Prof. F. VARONE (AURAP)

1

Résumé du projet L'objectif du projet est d'élaborer des outils d'analyse scientifique de la politique des certificats verts en Belgique et en Europe. La politique des certificats verts est un instrument de soutien à l’électricité verte qui repose sur la création d’un marché financier au sein duquel s’échangent des titres octroyés aux producteurs d’électricité certifiés. L'analyse scientifique sera conduite selon deux approches complémentaires: l'une, technico-économique, par le Groupe Energie Biomasse rattaché à l'Unité de Thermodynamique, Faculté des Sciences Appliquées; l'autre, politologique, réalisée par l'AURAP (Association Universitaire de Recherche sur l'Action Publique), Centre de recherche de la Faculté des Sciences Economiques, Sociales et Politiques. L'approche technico-économique visera dans un premier temps à identifier de manière précise les principales filières vertes qui entreront en compétition sur le marché des certificats verts. Dans un deuxième temps, il s'agira de déterminer la rentabilité propre hors certificats verts de ces filières vertes et d'y associer un potentiel énergétique et un potentiel de réduction des émissions de CO2. Finalement, les courbes de rentabilité obtenues permettront de déterminer pour une valeur donnée du certificat vert, les filières vertes qui devraient émerger ainsi que le potentiel de réduction des émissions de CO2 correspondant. L’approche politologique cherchera à analyser les instruments de politique énergétique visant à promouvoir l’électricité verte dans cinq pays européens : la Belgique, le Royaume-Uni, le Danemark, la France et l’Allemagne. La recherche portera tout spécialement sur le choix des certificats verts en tant qu’instrument privilégié en Europe suite à la libéralisation du marché de l’électricité. Par ailleurs, l’accent sera mis particulièrement sur le rôle des principaux acteurs publics et privés du secteur électrique dans la définition de ces politiques. Enfin, les deux approches contribueront à élaborer des scénarios d’harmonisation entre les différents systèmes de certificats verts au niveau belge et européen en identifiant les opportunités et les contraintes qui y sont liées. Prof. J. Martin Unité de thermodynamique (TERM) Groupe Energie Biomasse (GEB) Place du Levant 2 1348 Louvain-la-Neuve Tel : 010/47 22 09 Fax : 010/45 26 92 e-mail : martin@term.ucl.ac.be Pépin Tchouate Heteu (TERM/GEB) Place du Levant 2 1348 Louvain-la-Neuve Tel : 010/47 22 19 Fax : 010/45 26 92 e-mail : tchouate@term.ucl.ac.be

Prof. F. Varone Unité de science politique et de relations internationales (SPRI) Association universitaire de recherche sur l’action publique (AURAP) Place Montesquieu 1, bte 7/8 1348 Louvain-la-Neuve Tel : 010/47 42 74 Fax : 010/47 46 03 e-mail : varone@spri.ucl.ac.be Isabelle de Lovinfosse (SPRI/AURAP) Place Montesquieu 1, bte 7/8 1348 Louvain-la-Neuve Tel : 010/47 41 34 Fax : 010/47 46 03 e-mail : delovinfosse@spri.ucl.ac.be

2

1. Introduction

La filière hydroélectrique constitue non seulement une des filières renouvelables de production d’électricité, mais la première à être exploitée par l’homme. Elle valorise les fleuves et rivières existants moyennant des aménagements allant du simple au plus complexe. L’énergie hydraulique était, il y a encore quelques décennies, l’une des principales sources d’énergie des pays industrialisés. Au niveau mondial, la puissance installée des centrales hydrauliques de moins de 10 MW est de l’ordre de 47 000 MW, le potentiel technique et économique avoisinant 180 000 MW. En Europe, la puissance installée en 1998 était de 9500 MW et l’objectif de l’Union Européenne est de 14 000 MW en 2010 [ESHA,1998]i. La Commission Européenne décrit dans le tableau 1 le marché de l’hydroélectricité en Europe tel qu’il était en 1995 et donne une estimation du productible pour l’an 2010. on en déduit que sur cette période, l’électricité d’origine hydraulique croit d’environ 12% et plus particulièrement la production des petites centrales connaîtra une croissance de 22%.

Tableau 1 : Etat du marché de l’hydroélectricité en Europe en 1995 et estimation pour 2010

[Source : Site web DGTREN]

Les centrales hydroélectriques peuvent être classées selon leur taille ou selon que le cours d’eau sur lequel elles sont construites possède ou non une chute. Selon la taille, on les classe en micro, mini et petites centrales hydroélectriques et les limites définies par ce mode de classification varient d’un pays à l’autre, comme indiqué dans le tableau 2. Celle de ESHA est

3

celle adoptée par la Commission Européenne suite à l’étude réalisée pour son comte dans le cadre d’un projet ALTENER.

Pays Micro (kW) Mini (kW) Petite (MW) Source Etats-Unis < 100 100 - 1000 1 – 30 Dragu, 2002 Chine < 500 - 0,5 – 25 Dragu, 2002 Italie < 3 European

Commission, 2000Portugal, Espagne, Irlande, Grèce, Belgique

< 10 European Commission, 2000

France 5 – 5000 < 8 European Commission, 2000

Inde < 100 101 – 1000 1 – 1,5 Dragu, 2002 ESHA - European Small Hydropower Association < 100 101 - 500 0,5 - 10 ESHA, 1998

Tableau 2 : Quelques classifications des centrales hydroélectriques

L’objectif de ce papier est d’appliquer les principes du Life Cycle Analysis à la filière hydroélectrique afin d’évaluer les émissions de polluants qu’elle génère et ensuite de calculer le nombre de certificats verts liés à la production d’un mégawatheure d’électricité hydraulique.

2. Rappel méthodologique

La méthodologie générale décrite par Tchouate (2002)ii de ce projet pour l’analyse des filières énergétiques comporte quatre étapes principales :

- la description et la circonscription de la filière,

- le bilan matière et le bilan énergétique,

- le bilan environnemental proprement dit

- l’interprétation des résultats.

2.1. Description et circonscription du système

Une centrale hydroélectrique peut être subdivisée en 3 parties : les travaux de génie civil, les équipements mécaniques et les équipements électriques. Le choix de la turbine, des équipements électriques et des travaux de génie civil dépend du potentiel du site et de la puissance électrique requise. Le potentiel hydroélectrique dépend de la chute et du débit du cours d’eau. Les cours d’eau peuvent être classés en faible chute (hauteur inférieure à 15 mètres), moyenne chute ( hauteur de 15 à 100 mètres) et haute chute (hauteur supérieure à 100 mètres). Le système hydroélectrique est schématisé à la figure 1 et est constitué de :

- la centrale contenant divers équipements électriques et mécaniques. C’est un bâtiment conventionnel, généralement de petites dimensions,

- la conduite forcée qui transporte de l’eau vers la turbine. La conduite peut être constituée d’un tuyau en acier, fonte, PVC, fibres de verre ou éventuellement une conduite en bois ou en béton,

4

- le bief d’aval qui renvoie l’eau de la turbine vers le cours d’eau,

- les équipements de production et auxiliaires

Fig. 1 : Schéma d’une centrale hydroélectrique [Source : Lejeune et Topliceanu, 2002]iii On distingue plusieurs types de barrages hydrauliques : au fil de l’eau, à accumulation et les barrages de pompage/turbinage.

- Les barrages au fil de l’eau sont des barrages construits sur le lit du cours d’eau et sans retenue d’eau. Leur production dépend du débit d’eau disponible et varie en fonction des saisons et des climats.

- Les barrages à accumulation turbinent seulement une partie du débit disponible et accumulent le reste dans un réservoir situé en amont de la turbine, pour une utilisation future. Ce types de barrage est adapté aux productions régulières.

- Les barrages de pompage/turbinage sont des barrages munis de deux réservoirs, en amont et en aval de la turbine. Ils sont munis de pompes qui permettent de pomper l’eau du bassin inférieur dans le bassin supérieur pendant les heures creuses où le coût de l’électricité est faible et cette eau est turbinée pendant les heures pleines et de pointe lorsque l’électricité a une très grande valeur ajoutée.

Les principaux composants électriques et mécaniques sont la turbine et l’alternateur. Ils peuvent être multipliés si le système est composé de plusieurs groupes modulaires.

Le type de turbine dépend de la hauteur de chute (figure 2).

5

Fig. 2 : Choix de la turbine en fonction de la hauteur de chute et du débit. Sur les barrages à faible chute, on utilisera les turbines axiales de type Kaplan muni d’hélices à inclinaison fixe ou variable. Les turbines hélico-centripètes de type Francis sont mieux indiquées pour les chutes moyennes. Pour les applications à haute chute, ce sont généralement les turbines tangentielles de type Pelton. Le rendement des turbines avoisine de nos jours les 90%. Durant ces dernières années, les fabricants de turbines ont conçu deux types de petits groupes bulbes à renvoi d’angle. L’un est muni d’un alternateur dont l’axe de rotation est perpendiculaire à celui de la turbine alors que l’autre est muni d’un distributeur fixe équipé d’un alternateur avec son propre système de régulation et d’excitation. Ces groupes bulbes ont l’avantage d’être compacts, autonomes et pré-montés en usine. Pour les très faibles puissances (moins de 100 kW), les constructeurs ont développé des turbines hélices que l’on peut placer directement à l’extrémité de la conduite. Le choix de la turbine est fonction de la courbe des débits turbinables et leur rendement varie avec la charge. Dans cette même gamme de petite puissance, les turbines Mitchell-Banki fonctionnent raisonnablement jusqu’à 25% de leur débit maximal alors qu’une turbine hélice à distributeur fixe (propeller turbine) a du mal à fonctionner en deçà de 80% du débit maximal admissible (figure 3 ) .

Etant donné l’absence de relief montagneux en Belgique d’une part et le fait que les centrales au fil de l’eau nécessitent moins de travaux de génie civil d’autre part et par conséquent vont provoquer moins d’émissions de polluants pendant la phase de construction, nous nous limiterons dans cette étude aux barrages au fil de l’eau, susceptibles de mieux profiter de l’introduction des certificats verts.

6

Fig. 3 : Rendement des turbines Banki et hélice en fonction du débit [Montanari, 2003].

Ainsi, les turbines à hélice conviennent aux sites à débit relativement stable autour de la valeur moyenne qui a servi à leur dimensionnement. Elles peuvent ainsi être exploitées pendant de longues périodes dans des conditions proches du rendement maximal. Les turbines Banki ont l’avantage d’être de construction simple et par conséquent nécessitent un investissement relativement faible. Elles peuvent être exploitées dans des conditions de grande variation du débit sans que le rendement ne fluctue énormément. Généralement il reste entre 55 et 65%.

Les générateurs sont soit synchrones, soit asynchrones. Les générateurs synchrones sont très indiqués dans les réseaux en îlotage alors que les générateurs asynchrones peuvent être combinés à d’autres générateurs pour alimenter de grands réseaux électriques, mais ils sont souvent indiqués pour les puissances inférieures à 500 kW. Dans ce cas, le générateur asynchrone ne doit pas participer au réglage de la tension. Pour minimiser le coût des alternateurs, on choisit souvent ceux à basse vitesse (750, 1000 ou 1500 trs/min) pour autant qu’ils admettent les survitesses imposées par la turbine.

D’autres équipements électriques et mécaniques sont : le multiplicateur de vitesse entre la turbine et le générateur, la vanne de fermeture d’eau vers la turbine, le système de contrôle hydraulique pour turbines et soupapes, les systèmes de protection et de contrôle des équipements électriques, les transformateurs, le régulateur, les systèmes de ventilation, les batteries, etc.

Les hydrauliennes constituent un autre type d’équipement permettant de produire de l’électricité sur un cours d’eau. Leur particularité est qu’elles ne nécessitent aucun génie civil et récupèrent l’énergie cinétique de l’écoulement selon le principe de la roue hydraulique. Elles sont par conséquent bien adaptées aux rivières rapides. La puissance maximale atteignable par ce type d’équipement varie selon son constructeur entre 15 et 45 kVA et la rentabilité économique n’est assurée que dans des conditions très spécifiques. Les sites propices aux hydrauliennes sont sur des cours d’eau ayant idéalement une vitesse comprise entre 5 et 8 km/h avec un maximum de 16 km/h, une largeur minimale de 10 mètres et un lit exempt de pierres et profond d’au moins 90 cm. La figure 4 indique la courbe de puissance d’une hydraulienne construite par l’entreprise belge RUTTEN Electromécanique en fonction de la vitesse du fleuve, la roue ayant un diamètre de 1,8 m et une largeur de 5 m.

7

Fig.4 : Courbe de puissance d’une hydraulienne [Source : www.ruttenhydro.com ]

2.1.1. Paramètres de caractérisation d’un site hydroélectrique

La caractérisation d’un site repose sur un certain nombre de paramètres dont le régime de la rivière, le bassin versant, la longitude, la latitude, les apports moyens, les cotes amont, les cotes aval et bien d’autres. La latitude et la longitude permettent de localiser le site, les côtes amont et aval déterminent la hauteur de chute et l’apport moyen la quantité d’eau exploitable.

Le dimensionnement d’une microcentrale hydroélectrique comprend plusieurs étapes :

- Evaluation de la puissance requise, suite à une analyse de la demande potentielle dans la localité à électrifier. Ensuite, il faut savoir si la localité sera alimentée en tension alternative ou continu. Généralement, on va utiliser en électrification rurale la basse tension à courant alternatif et éviter le transport de l’électricité produite pour diminuer les pertes électriques;

- Evaluation du potentiel disponible sur le site. Le potentiel disponible sur un site dépend du débit d’eau, de la hauteur de chute. Le meilleur site de production est celui avec une régularité de débit durant toute l’année et une chute importante sur une courte distance.

La chute : lors de l’étude de potentialité d’un site, on peut considérer que la hauteur de chute brute est la différence d’altitude entre les niveaux à la prise d’eau et la sortie de la turbine. C’est une donnée topographique mesurable sur le terrain grâce à des théodolites électroniques ou de plus en plus par des récepteurs GPS portables, ou encore grâce à une carte pour des hautes chutes. Pour le calcul de la puissance exploitable, c'est la hauteur de chute nette qui est décisive. Elle tient compte de la réduction de la hauteur brute due aux frottements dans la conduite forcée, les coudes et les vannes et éventuellement d’autres pertes de charges liées au type de turbine utilisée. En se basant sur les hypothèses de l’ESHA (1994)iv, Almeida (2000)v estime les pertes de charge de parcours et les pertes de charge localisées à 7,5% de la hauteur de chute brute. Il vient alors :

8

0,925n bH = ∗H

res

(1)

Le débit moyen : La connaissance de la quantité d’eau disponible pour l’exploitation d’une centrale hydroélectrique est primordiale. Elle s’obtient grâce à la courbe des débits instantanés généralement mesurés une fois par jour pendant un an. Cette courbe peut être obtenue de la station hydrologique la plus proche. A défaut, des mesures effectuées à l’aide d’un flotteur bien qu’approximatives sont suffisantes dans bon nombre de cas. On choisit pour les mesures un endroit du cours d’eau avec un lit fixe et uniforme. Si dt est l’intervalle de temps mis par le flotteur pour parcourir une distance dl et S la section du cours d’eau, obtenue en multipliant la largeur du lit par la hauteur d’eau, le débit est alors égal à :

(2 / 3) ( / )Q S dl dt= × × (2)

Si dl est exprimé en mètre (m), dt en secondes (s) et S en m², alors Q est exprimé en m3/s.

D’autres méthodes permettent de déterminer le débit moyen en fonction de l’écoulement moyen des cours d’eau. Par exemple, au Royaume uni le débit moyen est évalué par la méthode appelée « water catchment balance methodology » qui consiste à estimer la différence entre la précipitation annuelle moyenne (standard average annual rainfall, SAAR) et la capacité d’évaporation du bassin versant (actual evaporation, AE). La capacité d’évaporation du bassin est un facteur (r) du potentiel d’évaporation (potential evaporation) disponible sous forme de cartes et est fonction de la précipitation.

0,00061 0,475 8501,0 850

r SAAR for SAAR mmr for SAAR mmAE r PE

= × += ≥= ×

≺ (3)

Le ruissellement moyen (Average run-off depth, AARD en millimètres) à travers le bassin de rétention de surface (AREA, exprimée en km²) permet de calculer le débit moyen en m3/s par la formule suivante :

( ) / 31536Q AARD AREA= × (4)

Cette méthode n’est pas universelle, par exemple elle ne donne pas en Espagne de bons résultats et le débit moyen est calculé à partir de la formule précédente mais suppose une mesure empirique du ruissellement moyen [ESHA, 1998].

En rangeant ces mesures par ordre décroissant, on obtient la monotone des débits instantanés, qui montre le nombre de jours pendant lequel un débit est atteint ou dépassé sur une année. Lorsque les mesures ne sont pas effectuées, il faut garder à l’esprit que les résultats issus des deux méthodes précédentes doivent prendre en considération le niveau de perméabilité du sol sur le site étudié.

Le débit nominal : c’est le débit qui permet à la centrale de produire sa puissance nominale. Son choix dépend de l’utilisation de l’installation. Si la centrale est la seule source d’approvisionnement du consommateur ou du mini-réseau, le débit nominal est celui atteint pendant au moins 250 jours sur l’année. Dans le cas contraire, la production doit être le facteur le plus important et le débit nominal optimal se situe autour d’un débit atteint entre 50 et 90 jours par an.

Le débit turbinable : Le débit turbinable Qt s’obtient en soustrayant des débits mesurés instantanément la valeur du débit réservé au tronçon de la rivière court-circuité, valeur constante sur l’année et égale à au moins 1/10 du débit interannuel du cours d’eau.

tQ Q Q= − en m3/s (5)

9

Potentiel exploitable : La puissance brute exploitable (P) sur le site est fonction du produit du débit turbinable (Qt) dans la conduite par la hauteur de chute (H).

9807tP Q H= × × (6)

La hauteur est exprimée en mètres, le débit en m3/s et la puissance en Watts.

Le meilleur site de production est celui avec une régularité de débit durant toute l’année et une chute importante sur une courte distance.

La puissance nette fournie au réseau électrique dépend des rendements de la turbine, de l’alternateur et du reste des équipements électriques.

_nette turbine générateur syst elP P η η η= × × × (7)

Le rendement de la turbine ( turbineη ) dépend de la construction et varie autour de 0,9. Si c’est une pompe qui fonctionne comme turbine, le rendement est moins élevé et varie entre 0,6 et 0,8.

Le rendement du générateur ( générateurη ) est généralement supérieur à 0,9. Les autres systèmes électriques ont un rendement équivalent ( syst elη − ) généralement supérieur à 0,95, ou moins si des convertisseurs ou de longues lignes de transport sont utilisés.

Chaque type de turbine présente une plage de chutes lui garantissant un fonctionnement optimal.

Le tableau 3 donne en fonction du type de turbine le débit minimal en dessous duquel la turbine ne fonctionne pas, exprimé en pourcentage du débit nominal.

Turbine type Qmin

Francis spiral 30

Francis open flume 30

Semi Kaplan 15

Kaplan 15

Cross flow 15

Pelton 10

Turgo 10

Propeller 65

Tableau 3 : Minimum technical flow of turbines [Source : Leyman’s guidebook, 1998]

Selon le USBR (1971) cité par Almeida (2000), les rapports entre les chutes utiles minimale et maximale à la chute nominale devrait rester dans les intervalles définis dans le tableau 4 pour que les rendements ne soient pas trop faibles.

Type de turbine Hmax/Hn Hmin/Hn

Francis, Kaplan 1,25 0,65

Hélice 1,10 0,90

Tableau 4 : Plage de fonctionnement des turbines en fonction du type

10

Dans les centrales à faible chute, lorsque le débit devient plus grand que le débit nominal, le niveau d’eau aussi bien à la prise d’eau qu’au bief d’aval augmente à des proportions différentes de manière à ce que la hauteur de chute nette peut considérablement baisser ou augmenter. Si une turbine est exploitée avec un débit plus grand que son débit nominal avec une hauteur de chute H1 diminuée par rapport à la hauteur Hn correspondant au débit nominal Qn, le débit admissible à la turbine est donnée par l’équation

11 n

n

HQ QH

= (8)

Il vient pour la puissance électrique fournie au réseau : 3

21

1 nn

HP PH

=

(9)

La figure 5 montre comment la hauteur varie en pratique avec le débit et son influence sur la puissance fournie pour une installation dimensionnée selon un débit nominal de 14 m3/s et un hauteur nominale 6,45 m.

Fig. 5 : Influence da la variation du débit sur la hauteur de chute et la puissance électrique fournie [Source : Leyman’s guidebook, 1998].

Unités fonctionnelles : Les grandeurs de l’analyse d’un système hydroélectrique sont indiquées en unités de base (TJ, kWh, etc.) et normalisées en grandeur spécifique. Nous retiendrons ici comme unité fonctionnelle le kilowattheure d’électricité produite.

11

2.2. Bilan matière et énergie

Il consiste à faire l’inventaire quantitatif des matériaux utilisés pour la construction de la centrale et pour la fabrication des équipements. Bilan des consommations énergétiques : Dans cette rubrique sont comptabilisées les consommations des machines utilisées pendant la construction du barrage (électricité et combustibles fossiles éventuellement) et l’énergie consommée pendant la fabrication des divers matériaux et équipements (par exemple la turbine). La liste des matériaux pris en compte n’est pas exhaustive, mais se limite aux principaux matériaux utilisés et dont la quantité ou l’intensité énergétique est importante. Le bilan ne tient compte que des matériaux explicitement répertoriés, le restant étant regroupé sous la rubrique « autres ». La consommation spécifique pour la fabrication des matériaux de construction, des équipements et pour la fourniture de services sont repris dans le tableau 5. Ces valeurs spécifiques ne prennent pas en compte l’âge de l’installation. Utilisées pour l’évaluation de vieilles installations, les résultats seraient un peu faussés, mais nous supposons dans tous les bilans que l’installation est identique à celle qui serait construite ou réhabilitée aujourd’hui.

Pendant la phase d’exploitation, les consommations énergétiques de la centrale sont très faibles. Elles doivent être comptabilisées si la centrale s’approvisionne à partir d’un groupe électrogène d’appoint, car le facteur d’émission du gazole est assez élevé.

La quantification des consommations énergétiques liées au démantèlement n’est pas toujours aisée. En principe, rares sont les installations hydroélectriques qui sont démantelées. Elles sont le plus souvent réhabilitées et il est d’usage de comptabiliser ces consommations plutôt comme celles entrant dans la construction de la nouvelle installation (Econcept, 1999)vi.

Coke Charbon Fioul Gaz naturel Total Val. MoyenneAcier 1,6 14,1-20,7 4,9-8,2 0,1 20,7 - 30,6 25,65Aluminium 0 23,1-31,5 8-11,4 1,4 - 2,9 32,5 - 45,8 39,15Cuivre 3 45,1 13,6 16,5 78,2 78,2Plastiques (polyester et résine) 0 30,8 9,8 5,1 45,7 45,7PVC 0 19 12,6 6,6 38,2 38,2Caoutchouc 7,4 19,8 20,5 0 47,7 47,7Reinforced iron (rebars) 0 10,6 18,2 0,1 28,9 28,9béton 0 3,45 0,23 0 3,68 3,68Plomb 0 20,3 9 6,3 35,6 35,6Zinc 0 61,3 9,3 2,4 73 73Float glass 0 1 0,8 7,5 9,3 9,3Packing glass 0 2 0,8 5,3 8,1 8,1Isolation, laine de roche (/m3) 168 84 81 3 336 336Isolation, laine de verre (/m3) 0 121 6 102 229 229 Tableau 5 : Consommation spécifique d’énergie pour la fabrication de divers matériaux,

exprimée en MJ/kg de matériau si pas expressément indiqué. Enfin, le temps de retour énergétique est la durée de fonctionnement de l’installation pour produire la quantité d’énergie qui a servi à sa construction. Il se calcule comme la somme des consommations énergétiques divisée par la production annuelle nette de l’installation.

2.3. Bilan environnemental

L’impact sur la nature et le paysage est prépondérant dans l’énergie hydraulique. Il est pratiquement inévitable de provoquer une altération des sites lors de la construction des installations et ces dégâts sont le plus souvent irréversibles. Le préjudice causé à la nature est étroitement lié au type d’installation et des améliorations écologiques (débits résiduels,

12

perméabilité, zones sèches/humides) sont envisageables par étapes. Ces impacts sont en général plus complexes, plus liés au site et moins faciles à quantifier, à comparer et à contrôler que les impacts liés au réchauffement climatique. Aussi, le choix de critères adéquats pour l’évaluation de l’impact sur l’hydrobiologie est très problématique. Les activités accompagnant la construction d’un aménagement hydroélectrique et ayant un impact sur l’environnement sont énumérées ci-dessous (European Commission, 2000)vii :

Enquêtes géologiques : elles consistent en des tests géophysiques associés aux forages sur site dans le but de déterminer la stratigraphie du sol et le débit d’infiltration d’eaux souterraines. La nuisance est généralement sonore, limitée à quelques jours et doit être prise en compte si le site est situé dans un parc naturel ou en montagne, entraînant une perturbation de la faune.

Végétation : pour construire la conduite forcée, la végétation est détruite sur une largeur de 6 à 8 mètres. Cette déforestation et modification du paysage n’est que de courte durée puisque la végétation est rétablie quelques temps après la construction du barrage.

L’élargissement ou la création de la route qui mène au barrage constitue un impact négatif (intrusion visuelle et nuisance aux animaux) mais peut constituer un impact positif lorsque la route permet de désenclaver une ou plusieurs localités rurales.

Le dragage peut être nécessaire lors de la construction d’une microcentrale hydroélectrique, principalement pour augmenter la hauteur de chute. Son impact est très négatif sur la vie aquatique mais peut s’avérer positif s’il y a beaucoup de dépôt d’alluvions dans le cours d’eau.

La mise sous terre du canal d’amenée ou de la conduite forcée réduit l’impact visuel mais peut rendre la maintenance plus difficile si les technologies modernes de surveillances de canalisations et tuyauteries ne sont pas disponibles.

En ce qui concerne l’impact sur le changement climatique, trois sources majeures d’émissions sont à prendre en considération en hydroélectricité :

- les activités liées à la construction du barrage, de la centrale et des digues,

- le pourrissement de la biomasse des surfaces inondées produit des quantités significatives de CO2 et de CH4,

- la consommation de combustibles fossiles si l’aménagement hydroélectrique ne fonctionne qu’une partie de l’année et qu’il faille compenser ce déficit.

La quantité des émissions varie en fonction de la topographie, du volume du réservoir, des matériaux utilisés pour la construction, le type d’écosystème inondé, du climat, etc. Une particularité de la filière hydroélectrique est la durée de vie de l’aménagement à prendre en considération dans le calcul des émissions spécifiques, c’est-à-dire par unité d’électricité produite. Etant donné que la restauration d’un aménagement consomme très peu d’énergie, les experts de l’AIEA1 ont convenu d’utiliser 100 ans comme durée de vie de référence pour le calcul des émissions spécifiques (Gagnon et van de Vate, 1997)viii. Il est important de préciser que cette recommandation n’est pas appropriée pour une évaluation économique ou financière.

Dans tous les cas, la première source devra être analysée. Le calcul des émissions de gaz à effet de serre sera déduit des consommations énergétiques calculées ci-dessus. Le tableau 6 donne les émissions spécifiques liées à la fabrication de certains matériaux. Les valeurs sont indiquées pour chaque polluant en gramme par kilogramme de matériau.

1 Agence Internationale de l’Energie Atomique

13

Matériaux \ Emissions SO2 NOx CO2 N2O CH4 NMVOC COAcier 14,50 9,50 2306,50 0,07 0,04 0,16 0,93Aluminium 21,00 13,00 3433,50 0,11 0,07 0,15 0,75Cuivre 35,61 23,19 6536 0,19 0,16 0,25 1,57Plastiques (polyester et résine) 22,91 14,71 3941 0,12 0,08 0,2 1,1PVC 14,75 10,49 3113 0,09 0,08 0,2 1,04Caoutchouc 16,06 10,61 3398 0,1 0,06 0,18 1,06Reinforced iron (rebars) 14,58 8,89 3114 0,09 0,06 0,18 1,57béton 0,01 2,5 703 0 0 0 0Plomb 18,19 19,82 2953 0,11 0,07 0,55 2,03Zinc 47,49 35,66 6653 0,23 0,12 0,6 2,39Float glass 0,87 2,41 581 0,01 0,04 0,15 0,66Packing glass 1,58 2,48 551 0,01 0,03 0,14 0,64Isolation, laine de roche (/m3) 6,08 2,82 1042 0,03 0,02 0,06 0,82Isolation, laine de verre (/m3) 4,98 3,96 1008 0,03 0,03 0,08 0,36 Tableau 6 : Emissions spécifiques liées à la fabrication de divers matériaux : valeur en g/kg de

matériau.

Les valeurs ensuite seront converties en CO2 équivalent afin de faciliter la comparaison de la filière hydraulique avec les autres filières du point de vue de l’impact sur le réchauffement climatique.

3. Etude de cas Le cas étudié est une microcentrale d’une puissance de 70 kW. Les données du bilan matière (tableau 7) proviennent d’une étude réalisée en Suisse (Baumgartner, 1998)ix.

Matériaux Quantité [t]ConstructionBéton 969Alliage d'acier 15Acier 28Plastiques 1Autres 578Exploitation 93

Tableau 7 : Bilan des matériaux utilisés dans une centrale hydroélectrique Le bilan énergétique (tableau 8) et les valeurs d’émissions (tableau 9) qui en découlent sont calculés à partir des tableaux 5 et 6.

Matériaux Quantité [t] Energie [MJ]ConstructionBéton 969 3565920Alliage d'acier 15 433500Acier 28 718200Plastiques 1 45700Autres 578 22079600Total 26842920

Tableau 8 : Bilan énergétique de la centrale hydroélectrique en phase de construction.

14

Matériaux Quantité [t] SO2 [kg] NOx [kg] CO2équiv [kg] NMVOC [kg] CO [kg]ConstructionBéton 969 9,69 2422,50 681207,00 0,00 0,00Alliage d'acier 15 218,70 133,35 47147,40 2,70 23,55Acier 28 406,00 266,00 65213,12 4,48 26,04Plastiques 1 22,91 14,71 3979,88 0,20 1,10Autres 578 8525,50 6063,22 1816411,24 115,60 601,12Total 9183 8900 2613959 123 652Tableau 9 : Valeurs d’émissions globales liées à la centrale Le tableau 10 présente les hypothèses de production.

Puissance nominale en kW 70Rendement global 0,81Facteur de charge 0,9Durée de vie en années 50Energie totale produite [MWh] 22351

Tableau 10 : Hypothèses de production de la centrale On en déduit les émissions spécifiques suivantes :

SO2 [kg/MWh]

NOx [kg/MWh]

CO2équiv [kg/MWh]

NMVOC [kg/MWh]

CO [kg/MWh]

0,333 0,323 94,729 0,004 0,024

Il vient en rapport au réchauffement climatique une émission de 95 kgCO2 par MWh électrique produit. En comparant à une centrale TGV à 55% de rendement, il vient que par MWh d’électricité hydraulique, 355 kgCO2 équivalent sont évitées dans l’atmosphère, ce qui donne un taux d’économie de CO2 de 0,8. Les mesures effectuées en Finlande ont permis de calculer comme valeur d’émission spécifique 65 – 72 kgCO2équiv/MWh et au Canada (barrage du complexe de la Grande), 34 kgCO2équiv/MWh [Gagnon, 1997].

On conclut dès lors pour cette installation que son propriétaire obtiendrait un certificat vert par 1,2 MWh d’électricité produite. Le tableau 11 donne les valeurs d’émission d’une centrale hydroélectrique. Le CO2 émis est environ dix fois inférieur à la valeur calculée dans le cas précédent et nous pensons que cela est d^u à la taille de l’installation.

Parameter ValueEmission factor - CO2 (kg/TJ) 0Emission factor - SO2 (kg/TJ) 0Emission factor - NOx (kg/TJ) 0Emission factor - Particulates (kg/TJ) 0Emission factor - VOCs (kg / TJ) 0Emissions during construction - CO2 (kg / TJ) 2.400Emissions during construction - SO2 (kg / TJ) 7Emissions during construction - NOx (kg / TJ) 19

Tableau 11 : Valeurs d’émission d’une centrale hydroélectrique [Source : DGTREN].

15

Les données des tableaux 8 et 10 permettent de calculer un temps de retour énergétique de 11 ans. Il est possible que ce temps puisse être raccourci parce que les consommations liées à la fabrication des matériaux non explicitement identifiés « rubrique Autres » ont été calculées en fonction de la consommation spécifique liée à la production du PVC, qui est fort élevée. Il en est de même pour le calcul des émissions de la filière calculée précédemment. Toutefois, il faut remarquer que la durée de vie d’une telle microcentrale avoisine 70 ans, ce qui implique une rentabilité élevée du point de vue énergétique.

4. Potentiel

Le changement du contexte de la politique énergétique dans le sens de favoriser un accroissement de la part des énergies renouvelables dans l’approvisionnement énergétique a entraîné l’intérêt de certains propriétaires de sites anciens à les réhabiliter. Selon une étude de l’Apere (1998)x, le nombre de moulins en fonctionnement ou théoriquement réhabilitables dépasserait 1500. Selon TERES et Tractebel, le potentiel théorique exploitable sur les cours d’eau en Belgique atteindrait 600 GWh/an. En 1997, la puissance installée en hydroélectricité était 96 MW avec un productible de 301 GWh. L’objectif pour 2010 est d’atteindre une puissance installée en Wallonie de 118 MWxi. A ce jour, 41 installations totalisant une puissance électrique nette de 102 MW ont adressé à la Commission wallonne pour l’énergie (CWaPE) des demandes préalables d’octroi de certificats verts. La puissance électrique nette selon la CWaPE est la puissance que l’installation fournit au réseau électrique après déduction de la consommation sur site. Parmi ces installations, 14 ont une puissance nette inférieure ou égale à 100 kWe et 3 une puissance nette supérieure à 10 000 kWe.

En Flandre, six installations sont en projet sur le canal Albert. La hauteur de chute exploitable étant de dix mètres et le débit variant de 10 à 20 m3/s, la puissance unitaire sera située entre 1 et 2 MW. De même, environ 700 moulins historiques sont répertoriés, dont 200 à 300 sites sont réhabilitables en microcentrales hydroélectriques de puissance unitaire variant entre 2 et 100 kW. On peut espérer globalement une puissance installée de 2 MW sur l’ensemble de ces moulins. Sur les rivières navigables en Flandre, dix sites sont répertoriés avec un productible de 300 kW chacun. Selon une étude réalisée en 1996 citée par Dragu (2002), le potentiel hydroélectrique en Flandre et dans la Région de Bruxelles-Capitale est essentiellement composé de microcentrales (4,2 MW) et des écluses (12,5 MW). La Flandre compte en tout 38 écluses réparties comme suit, la plupart pouvant développer des puissances comprises entre 300 et 500 kW :

Provinces Puissance disponible [kW]

Anvers 4725

Limbourg 3796

Flandre orientale 2212

Brabant Flamand 362

Flandre occidentale 1395

Total 12460

La répartition géographique des microcentrales est :

16

Provinces Puissance disponible [kW]

Anvers 360

Limbourg 1126

Flandre orientale 361

Brabant Flamand 1877

Flandre occidentale 362

Région de Bruxelles-Capitale 75

Total 4181

Une répartition de l’ensemble des 320 sites répertoriés dans cette même étude selon la puissance disponible est donnée ci-dessous.

Puissance disponible Nombre de sites

< 5 kW 189

5 – 10 kW 60

10 – 15 kW 19

15 – 40 kW 34

> 40 kW 18

Total 320

Le tableau 12 résume la situation actuelle de la production d’électricité hydraulique en Flandre à partir des micro et minicentrales. Il existe aussi la possibilité d’installer sur la Meuse (site de Masseik) une centrale de 10 MW et une autre vers Ostende d’une capacité de 3,4 MW [ODE Vlaanderen, 1999]xii.

Localité Propriétaire Puissance

[kW]

Production 1997

[MWh]

Production 1998

[MWh]

Production 1999

[MWh]

Production

2000 [MWh]

Production 2001

[MWh]

Rotselaar Wind- en Waterkracht Vlaanderen

75 357 473 498 376 320

Hoegaarden Wind- en waterkracht Vlaanderen

33 38 65 72 81 88

Wijnegem Vlaamse Gemeenschap,

dienst Scheepvaart

250 682 579 149 862 953

Leuven Wind- en waterkracht Vlaanderen

25 50 67

Bocholt Interelectra 60 104 410 Lozen Interelectra 100 180 619 40 petits moulins

total 285

570 570 570 570 570

17

18

Total 828 1647 1687 1289 2 223 3 027 Tableau 12 : Quelques sites hydroélectriques en Flandre et leur production

5. Conclusions

Bien que relativement faible, il existe un potentiel hydroélectrique en Belgique : environ 30 MW en Flandre dont 10,8 MW répartis sur 320 sites et environ 12 MW en Wallonie à développer d’ici 2010. La plupart des sites restaurés en Flandre l’ont été pour des raisons historiques (moulins et autres sites historiques), c’est le cas du site de Rotselaar [Dragu, 2002]. Néanmoins, l’introduction des certificats verts en Wallonie suscite chez les producteurs et autres acteurs un engouement au développement de nouveaux sites. En Wallonie, 42 producteurs ont introduit une demande de certification pour des installation totalisant 102 MW.

L’analyse du cycle de vie de la filière montre bien que les microcentrales hydroélectriques offrent des avantages environnementaux du point de vue du réchauffement climatique, bien que d’autres impacts négatifs sur l’environnement n’aient pu être évalués avec détail. Cela concerne pratiquement la qualité de l’eau, l’altération des sites lors de la construction des installations, la destruction de l’écologie du cours d’eau, etc. Généralement, les législations nationales dans l’Union Européenne exigent un débit réservé minimal du cours d’eau pour garantir la vie et la reproduction des poissons et passage libre des poissons migratoires.

En fonction de la taille de l’installation, on peut affirmer que la quantité d’équivalent CO2 émise par la filière hydroélectrique varie entre 8 et 95 kg par MWh d’électricité produite. Il vient par ricochet que le CO2 évité varie de 355 à 442 kg par MWh si l’on compare avec une TGV de rendement 55%.

6. Bibliographie

European Small Hydro Association (1998) : LAYMAN’s guidebook on how to develop a small hydro site. Altener project DG XVII-97/010.

Tchouate Heteu P.; Bolle L. (2002): Bilans énergétique et environnemental des filières de production d’électricité. Aspects méthodologiques. Prix Tractebel 2001 ; Working Paper n°2.

Lejeune A. ; Topliceanu I. (2002) : Feasibility studies. Faculty of Applied Sciences, University of Liège

ESHA, 1994. Layman’s Guidebook on how to develop a small hydro site, Part I & II. Celso Penche.

Almeida J. P., 2000. Développement d’un modèle global pour l’optimisation économique et financière de la configuration des petis aménagements hydroélectriques à buts multiples avec circuit hydraulique en pression. Thèse de doctorat. Uuniversité de Liège.

Econcept AG (1999) : Qualités écologiques de l’énergie hydraulique et d’autres modes de production d’électricité. Etude réalisée pour l’Association suisse pour l’aménagement des eaux.

19

European commission, (2000). Small hydroelectric plants : Guide to environmental approach and impact assessment.

Gagnon L.; van de Vate J.F. (1997)Greenhouse emissions from hydropower. Energy Policy, Vol. 25, N°1, pp 7-13.

Baumgartner W. ; Doka G. (1998): Energiebilanzen von Kleinwasserkraftwerken. Projektleitung DIANE Klein-Wasserkraftwerke.

APERE (1998) : Etude du potentiel hydro-énergétique de la Région Wallonne.

APERE ; UCL/GEB (2000). Potentiel de production électrique à partir des SER en Wallonie. Etude pour le compte de la DGTRE du MRW.

Organisatie Duurzame Energie (1999). Kleine Waterkracht. Publication du Ministère de la Région Flamande ANRE.

Montanari R. 2003. Criteria for the economic planning of a low hydroelectric power. Article in press. Renewable Energy

Dragu C., Sels T. and Belmanns R. (2002).; Small Hydro Power: State of the art and applications. Publications of the IEEE Young Researchers Symposium in Electrical Power Engineering, Leuven 7-8 Feb. 2002.