Transcript J. Pulou - France Nature Environnement
Formation Hydroélectrique Pour Tous !
Partie I
1. Hydrologie 2. Typologies des Chutes Hydroélectriques 3. Parc Hydroélectrique France Métropolitaine 4. 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 +nival Maximum - haut + glaciaire Maximum + haut +nival +haut QMMA en Fevrier (par exemple) J F M A M J J A S O N D Module = débit moyen
L’Arve à Arthaz-Pont-Notre-Dame
47 ans (1961-2007), Module :73,5 m2/s, Msp : 44,9 l/s (1660 km2) Etiage : VC3 5 =10,0, QMNA = 40,50 m3/s
Pluvial
Q QMMA en septembre J F M A M J J A S O N D Module = débit moyen
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)
Q
Nivo-Pluvial
- 2 maximums - 2 étiages QMMA en septembre ou en janvier J F M A M J J A S O N D Module = débit moyen
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
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 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 débit d’équipement Module = débit moyen débit réservé étiage
Courbe monotone des débits classés
Q Débits turbinables 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 débit d’équipement Module = débit moyen débit réservé étiage
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/s 2 –
Puissance maximale nette (PMN)
• Hauteur de chute « utile » (m) × débit maximum dérivé (m3/s) × 9,81 m/s 2 – 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
P
Consommation électrique
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 : VC3 5 =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,…
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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 (↓CO 2 ) 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) Demi Base (3000 h) Pointe (1500 h) Ultra Pointe 200h Puissance Installée
Quelques exemples
Parc Français Le Rhin Français Le Rhône Français Les Trois Gorges Quebec Donzères Genissiat Marèges Roselend Orlu
Puissance Productible
25,4 70
Charge
1,424 3,04 8,62 16,3 22,5 37,5 90 181 330 410 775 550 80 2 1,665 1,8 1 0,1 2775 6042 5362 4000 4827 6060 4061 2322 1818 1250
Typologie des centrales hydrauliques
Productible Impossible H > 8760h Fil de l’eau Obligation d’achat Minimum Puissance de Pointe 10 MW 12 MW 15/20 MW Réservoir et forte puissance (> 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 Grande Hydraulique Réservoir et forte puissance (> 20 MW) 10MW 15/20 MW Puissance Installée
Typologie des centrales hydrauliques
Productible Impossible H > 8760h Stratégiques Fil de l’eau Petite Hydraulique Grande Hydraulique Réservoir et plutôt stratégiques puissance (> 20 MW) 10MW 15/20 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-hydro electricite.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 AG FRAPNA Chambéon 39
Type
Fil de l’eau Eclusées Lac Step Total
France
Puissance
7,6 4 9 4,5
Productible
37 14 17
Charge
25,1 68 4868 3500 1889 1300 2709 Source : Ministère, 2010
Par « Massif »
Région
Pyrénées Alpes (+ Rhône, Rhin, Est) Centre Total
Puissance (GW)
2,5 15,7 7,2 25,3
Par Région
Région
Rhône-Alpes Midi-Pyrénées Paca Alsace Auvergne + Limousin Autres Région Total
Puissance (GW)
10 5 3,2 1,5 2 0 26,7 (« environ 25 GW »)
Type
Fil de l’eau Eclusées Lac Step Total
Rhône-Alpes
Puissance
3 1,6 3,4 2,6 10,6
Productible
15 6,6 5,3 1,1 28
Charge
5000 4125 1559 423 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
Inventaire EDF Inventaire SDAGE LB Inventaire CETE RMed Inventaire SDAGE RMed Inventaire UFE X X
« Sauvage » « projets » Commentaire
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) X X X Réalisé l’étude d’impact des classements Identifie des « patatoïdes stratégiques » Inventaire EDF « dé biaisé » + inventaire « sauvage » pour les tronçons « sans projets », pas dévaluation du potentiel sur ouvrages existants « à dire d’expert » : Pas de prise en compte des impacts sur l’environnement (ni de la faisabilité technique, économique ou sociétale)
Inventaire Dambrine
Évaluation du potentiel de développe ment par catégories d'installatio ns hydraulique Puissance (MW) Grande hydraulique 10 MW à 50 MW Productible (TWh) Petite hydraulique 100 kW à 10 MW Très petite hydraulique 10 kW à 100 kW STEP TOTAL
environ 18 200 MW (+ 95%) environ 750 MW (+ 10 %) 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 %) environ 4 300 MW (+ 50 %) sans objet
environ 23
850 MW (+ 93 %)
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
Projets de “grande” hydraulique
Localisation
Bassin de l’Isère Bassin de la Dordogne Côtiers Atlantique entre Espagne et Gironde (Adour)
Nombre de projets (exemple)
61 31 13
PPI 2009 (Proposition Dambrine)
PROJETS NEUFS OPTIMISATION STEP Puissan ce Producti ble Nombre s 20 à 50 MW Petite hydro < 4,5 MW Pico hydrau lique Optimis a-tion de l’existan t Turbina ge débits réservés
475 MW 500 MW 600 MW 300 MW 45 MW 1,9 TWh/an 16 1,7 TWh/an 8 /départ ement (800 environ) 1 TWh/an 30.000
2 TWh/an 0,4 TWh/an
PPI 2015 TOTAL
1920 MW
7 TWh/an
2000 MW
Pertes DR 2014
2-4Twh 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 !
Inventaire UFE et convergence DGEC
Région
Auvergne Bretagne Languedoc-Roussillon PACA Lorraine Franche-Comté Bourgogne Rhône-Alpes Midi-Pyrénées Aquitaine Limousin Total
Puissance
484 26 77 324 22 113 16 817 653 77 146 2755
Productible Nombre
1,568 112 0,092 0,268 1,138 0,094 0,285 0,056 3,133 2,132 0,269 0,511 10 48 69 11 12 9 133 108 17 46 9,546 575
Inventaire UFE et convergence DGEC
Région
Auvergne Bretagne Languedoc-Roussillon PACA Lorraine Franche-Comté Bourgogne Rhône-Alpes Midi-Pyrénées Aquitaine Limousin Total
Puissance
38 9 25 50 22 38 21 9 40 35 16 2755
Productible Nombre
0,134 147 0,031 0,073 0,032 0,142 0,122 0,057 0,088 0,176 0,078 0,135 27 61 29 85 91 47 15 33 14 16 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
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
Invention Appel d’offre
1 2 3 5 6 4 7 8 9 10 11 Étapes
Un acteur privé ou public fait une étude pour équiper un cours d’eau Il adresse son étude aux services de l’administration 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 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 A la fin de l’enquête publique, la concession est octroyée Renouvel lement Le nouveau concessionnaire réalise la construction de l’ouvrage Une fois les travaux terminés, le concessionnaire exploite l’ouvrage sur la durée de la concession A la fin de la concession, l’ouvrage est remis en concurrence par appel d’offre (étape 5)
3-Acteurs et Intérêts
Etat
Financier
Capter la rente
Energie
Améliorer, étendre l’existant, exploitations coordonnées Collectivités Locales Personnels Capter la rente Exploitants potentiels Electro intensifs Europe Capter la rente « Verdir » son offre Accéder à des kWh à bas prix (prix coutant ?)
Environnement
Bon état écologique Choix discrétionnaire Loisirs, AEP, irrigation … Peu sensibles à la Biodiversité (Statut acquis) éviter mobilité et disparition des emplois (doublons) 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> 1hm 3 )
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
Chiffre d'affaires Charges d'exploitation EBE Résultat net Dettes Capitaux propres
2012
270 282 84.495
42.127
298270
2011
271 593 163 910 120.429
79 674 63000 291142
2010
193 373 137 691 47 100 44000 211 469
2009
226 992 139 475 64 580 59000 184 368
2008
232 127 135 267 72 277 114000 119 788
Chute du Carré 384227963
Chiffre d'affaires Charges d'exploitation EBE Résultat net Dette Capitaux propres
2012
306 711 255015 173400 668 294
2011
166 220 59 297 123 699 82 988 17000 529 901
2010
224 441 55 486
2009
186 704 69 630 136 907 70000 506 912 96 162 45000 430 004
2008
265 934 61 394 139 907 47000 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 3 4 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)