J. Pulou - France Nature Environnement

Report
Formation Hydroélectrique
Pour Tous !
Partie I
1.
2.
3.
4.
Hydrologie
Typologies des Chutes Hydroélectriques
Parc Hydroélectrique France Métropolitaine
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
nival
exemples 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
Q
+ glaciaire
Maximum + haut
+nival
Maximum - haut
Module = débit moyen
+nival
+haut
QMMA
en
Fevrier
(par
exemple)
J
F
M
A
M J
J
A
S
O
N
D
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
Module = débit moyen
QMMA en
septembre
J
F
M
A
M J
J
A
S
O
N
D
La Sioule à Saint-Pourçain
42 ans (1967 -2008), QMNA = 7,86, VCN3 5=1,8m2/S
M =26,5m3/s, Msp=10,4 (2458km2)
Nivo-Pluvial
Q
- 2 maximums
- 2 étiages
Module = débit moyen
QMMA en
septembre
ou en
janvier
J
F
M
A
M J
J
A
S
O
N
D
L’Ain à Chazey-sur-Ain
49 ans (1959 -2007), QMNA = 46, VCN3 5= 10 m2/S
M =123m3/s, Msp=33,8 (3630km2)
Le Drac à Fontaine
14 ans (1984-2007), QMNA = 66,20, VCN3 10=10,3m2/S
M =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/S
M =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
Q
Débit mensuel
dépassé « la moitié
du temps »
Module = débit moyen
étiage
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12
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.
Courbe monotone des débits classés
Q
débit d’équipement
Module = débit moyen
étiage
débit réservé
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12
Courbe monotone des débits classés
Q
débit d’équipement
Module = débit moyen
Débits turbinables
étiage
débit réservé
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12
Caractérisation Energétique
d’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
AG FRAPNA Chambéon
20
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
J
F
M
A
M J
J
A
S
O
N
D
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
• 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/S
M =26,5m3/s, Msp=10,4 (2458km2)
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.
• 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,…
30/06/12
AG FRAPNA Chambéon
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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
AG FRAPNA Chambéon
29
Typologie technico-économique
• 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
Productible
Impossible
H > 8760h
Fil de
l’eau
« ancien »
H> 5500 h
Fil de l’eau
« classique »
5500h> H >4500h
Fil de
l’eau
Fil de l’eau
suréquipé
(3500h)
Réservoir
et forte
puissance
(> 20 MW)
DemiBase
(3000 h)
Pointe
(1500 h)
Ultra
Pointe
200h
Puissance
Installée
Quelques exemples
Parc Français
Le Rhin Français
Puissance Productible
Charge
25,4
70
2775
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
80
0,1
1250
Orlu
Typologie des centrales hydrauliques
Productible
Impossible
H > 8760h
Fil de
l’eau
Réservoir
et forte
puissance
(> 20 MW)
Obligation
d’achat
10 MW 12 MW
Minimum
Puissance de
Pointe
15/20 MW
Maximum
Puissance
“fil de l’eau”
330 MW
Puissance
Installée
“Grande”, “Petite” hydrauliques
4 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
Typologie des centrales hydrauliques
Productible
Impossible
H > 8760h
Fil de
l’eau
Petite
Hydraulique
10MW
Grande
Hydraulique
15/20 MW
Réservoir
et forte
puissance
(> 20 MW)
Puissance
Installée
Typologie des centrales hydrauliques
Productible
Impossible
H > 8760h
Stratégiques
Fil de
l’eau
Petite
Hydraulique
10MW
Grande
Hydraulique
15/20 MW
Réservoir
et plutôt
forte
stratégiques
puissance
(> 20 MW)
Puissance
Installée
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-hydroelectricite.fr/fichiers/adherents/Articles%20de%20presse/Publi%20%20UN%20Energie%20Environnemen%20HYDRO
ELECTRICITE%2026%20nov%2017.pdf )
• 2248 (2000 fdle,141 éclusée,96 lac,11
step)source SER
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
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France
Type
Puissance
Productible
Charge
7,6
37
4868
Eclusées
4
14
3500
Lac
9
17
1889
Fil de l’eau
Step
4,5
Total
25,1
Source : Ministère, 2010
1300
68
2709
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-Alpes
Type
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
AG FRAPNA Chambéon
47
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
Inventaire
SDAGE
RMed
X
Inventaire
UFE
Réalisé l’étude d’impact des classements
Identifie des « patatoïdes stratégiques »
X
Inventaire EDF « dé biaisé » + inventaire « sauvage »
pour les tronçons « sans projets », pas dévaluation du
potentiel sur ouvrages existants
X
« à dire d’expert » : Pas de prise en compte des
impacts sur l’environnement (ni de la faisabilité
technique, économique ou sociétale)
Inventaire Dambrine
Grande
Petite
Évaluation
hydraulique
du potentiel 10 MW à 50 MW hydraulique
100 kW à 10 MW
de
développe
ment par
catégories
d'installatio
ns
Très petite
hydraulique
hydraulique
Puissance
(MW)
environ 18 200
MW (+ 95%)
environ 750 MW
(+ 10 %)
Productible
(TWh)
jusqu’à 23,4
TWh (+ 50 %)
entre 3 et 4
TWh (+20 %)
(4 000 heures
de
fonctionnement
contre 3 200
actuellement)
environ 600
MW (+ 200 %)
30.000
« moulins » de
50 kW chacun
environ 1 TWh
(+ 150 %)
STEP
TOTAL
environ 4 300
MW (+ 50 %)
environ 23
850 MW (+
93 %)
sans objet
jusqu’à 28,4
TWh (+ 42 %)
10 kW à 100
kW
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
Projets de “grande” hydraulique
Localisation
Nombre de projets (exemple)
Bassin de l’Isère
61
Bassin de la Dordogne
31
Côtiers Atlantique entre
Espagne et Gironde (Adour)
13
PPI 2009 (Proposition Dambrine)
PROJETS NEUFS
20 à 50
MW
Optimis
a-tion
de
l’existan
t
475 MW 500 MW 600 MW 300 MW
Puissan
ce
Producti 1,9
ble
TWh/an
Nombre 16
s
Petite
hydro <
4,5 MW
OPTIMISATION
1,7
TWh/an
8
/départ
ement
(800
environ)
Picohydraulique
1
TWh/an
30.000
2
TWh/an
STEP
Pertes
DR 2014
Turbina PPI
ge
2015
débits
TOTAL
réservés
45 MW
0,4
TWh/an
1920
MW
7
TWh/an
2000
MW
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 !
2-4Twh
Inventaire UFE et convergence DGEC
Région
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
11
Franche-Comté
113
0,285
12
Bourgogne
16
0,056
9
Rhône-Alpes
817
3,133
133
Midi-Pyrénées
653
2,132
108
Aquitaine
77
0,269
17
Limousin
146
0,511
46
Total
2755
9,546
575
Inventaire UFE et convergence DGEC
Région
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
85
Franche-Comté
35
0,122
91
Bourgogne
16
0,057
47
Rhône-Alpes
25
0,088
15
Midi-Pyrénées
50
0,176
33
Aquitaine
22
0,078
14
Limousin
38
0,135
16
2755
9,546
565
Total
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
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’attribution
Étapes
Invention
Appel
d’offre
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
Si le projet est retenu, elle lance un appel d’offre pour attribuer la
concession
Les candidats répondent à l’appel d’offre
4
5
7
L’administration analyse les offres, dialogue avec les candidats, et retient
la meilleure proposition
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
6
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)
Renouvellement
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
Exploitants
potentiels
Electrointensifs
Europe
(Statut acquis)
éviter mobilité et
disparition des
emplois
(doublons)
Capter la
rente
« Verdir » son offre
Accéder à des kWh à bas
prix (prix coutant ?)
Image à
préserver
complexe en
toutes hypothèses
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 Unique
3. Régie Directe
4. 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
Poller
408.720.100
2012
2011
2010
2009
2008
Chiffre d'affaires
270 282
271 593
193 373
226 992
232 127
163 910
137 691
139 475
135 267
Charges
d'exploitation
EBE
84.495
120.429
Résultat net
42.127
79 674
47 100
64 580
72 277
63000
44000
59000
114000
291142
211 469
184 368
119 788
Dettes
Capitaux propres
298270
Chute du Carré
384227963
2012
2011
2010
2009
2008
Chiffre d'affaires
306 711
166 220
224 441
186 704
265 934
59 297
55 486
69 630
61 394
Charges
d'exploitation
EBE
255015
123 699
Résultat net
173400
82 988
136 907
96 162
139 907
17000
70000
45000
47000
529 901
506 912
430 004
379 352
Dette
Capitaux propres
668 294
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
2
3
4
Le ou les réservoir(s) : €/m3 et surtout €/kWh, notamment l’étanchéité des cuvettes
Circuit hydraulique (Longueur : L/H, diamètre : P/H)
Equipement électromécanique
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 hydroélectrique
3. Réaliser (avec prudence) les opérations
environnementalement neutres
4. Optimiser du Parc existant
5. 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)

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