Formation Hydroélectrique Pour Tous !

Partie I Hydrologie Typologies des Chutes Hydroélectriques Parc Hydroélectrique France Métropolitaine Variabilité de la Production

1-Hydrologie Hydrologie = Pluviométrie mais … Influencée par 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

QMMA en Fevrier (par exemple) Nivo-Glaciaire Q +nival Maximum - haut + glaciaire 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)

QMMA en septembre ou en janvier 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

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,…

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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

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 Réservoir et forte puissance (> 20 MW) Impossible H > 8760h Fil de l’eau « ancien » H> 5500 h Fil de l’eau « classique » 5500h> H >4500h Fil de l’eau suréquipé (3500h) Demi-Base (3000 h) Fil de l’eau Pointe (1500 h) Ultra Pointe 200h Puissance Installée

Quelques exemples Puissance Productible Charge Parc Français 25,4 70 2775 Le Rhin Français 1,424 8,62 6042 Le Rhône Français 3,04 16,3 5362 Les Trois Gorges 22,5 90 4000 Quebec 37,5 181 4827 Donzères 330 2 6060 Genissiat 410 1,665 4061 Marèges 775 1,8 2322 Roselend 550 1 1818 Orlu 80 0,1 1250

Typologie des centrales hydrauliques Productible Impossible H > 8760h Fil de l’eau Réservoir et forte puissance (> 20 MW) Minimum Puissance de Pointe Maximum Puissance “fil de l’eau” Obligation d’achat Puissance Installée 10 MW 12 MW 15/20 MW 330 MW

“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 Grande Hydraulique Réservoir et forte puissance (> 20 MW) Petite Hydraulique Puissance Installée 10MW 15/20 MW

Typologie des centrales hydrauliques Productible Impossible H > 8760h Stratégiques Fil de l’eau stratégiques Petite Hydraulique Grande Hydraulique Réservoir et plutôt forte puissance (> 20 MW) Puissance Installée 10MW 15/20 MW

3-Parc Métropolitain Par statut public/privé (concession/autorisation) Par type (fil de l’eau, éclusées, lacs, STEP) Par zones géographiques bassin hydrographiques régions

concession/autorisation 429 concessions 26441 MW de PMB (dont 64 « autorisables » pour 134 MW de PMB) http://www.senat.fr/questions/base/2013/qSEQ130807697.html Sur le site du Ministère on trouve 399 concessions pour 25400 MW de Puissance Installée 1870 exploitations « privés » : autorisations + fondées en titres Pour 2170 MW (PI ?) et 7 TWh de productible (source FHE) soit 10 % (1,2% de la production électrique, 0,1% de la consommation énergétique) http://www.france-hydro-electricite.fr/fichiers/adherents/Articles%20de%20presse/Publi%20%20UN%20Energie%20Environnemen%20HYDROELECTRICITE%2026%20nov%2017.pdf ) 2248 (2000 fdle,141 éclusée,96 lac,11 step)source SER

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

France Type Puissance Productible Charge Fil de l’eau 7,620 35 4593 Eclusées 4,320 30 2228 Lac 9,140 Step 5 1157 Total 25,4 70 2641 Sources : Rapport Battistel (Puissance), Borloo(Productible)

France Type Puissance Productible Charge Nombre Fil de l’eau 8,5 32 3765 2000 Eclusées 4,2 13,6 3238 141 Lac 9,2 17 1848 96 Step 5 6,5 1300 11 Total 26,9 69,1 2641 2248 Source : SER

France Type Puissance Productible Charge Fil de l’eau 7,6 37 4868 Eclusées 4 14 3500 Lac 9 17 1889 Step 4,5 1300 Total 25,1 68 2709 Source : Ministère, 2010

Par « Massif » Région Puissance (GW) Pyrénées 2,5 Alpes (+ Rhône, Rhin, Est) 15,7 Centre 7,2 Total 25,3

Par Région Région Puissance (GW) Rhône-Alpes 10 Midi-Pyrénées 5 Paca 3,2 Alsace 1,5 Auvergne + Limousin 2 Autres Région 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

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 77,3 64,5 63,2 63,5 56 60,9 68 61,8 67,6 50,3 -16,6% -2% +0,4% 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 66

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 Inventaire CETE RMed Réalisé l’étude d’impact des classements Identifie des « patatoïdes stratégiques » Inventaire SDAGE RMed Inventaire EDF « dé biaisé » + inventaire « sauvage » pour les tronçons « sans projets », pas dévaluation du potentiel sur ouvrages existants Inventaire UFE «  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 développement par catégories d'installations hydraulique Grande hydraulique10 MW à 50 MW Petite hydraulique 100 kW à 10 MW Très petite hydraulique 10 kW à 100 kW STEP TOTAL Puissance (MW) environ 18 200 MW (+ 95%) environ 750 MW (+ 10 %) environ 600 MW (+ 200 %) 30.000 « moulins » de 50 kW chacun environ 4 300 MW (+ 50 %) environ 23 850 MW (+ 93 %) Productible (TWh) jusqu’à 23,4 TWh (+ 50 %) entre 3 et 4 TWh (+20 %) (4 000 heures de fonctionnement contre 3 200 actuellement) environ 1 TWh (+ 150 %) sans objet jusqu’à 28,4 TWh (+ 42 %) Evaluation du potentiel technique de développement des installations hydroélectriques (Indépendamment des contraintes économiques et environnementales ainsi que de celles liées aux autres usages de l’eau)

Inventaire Dambrine 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 OPTIMISATION STEP Pertes DR 2014 20 à 50 MW Petite hydro < 4,5 MW Pico-hydrau-lique Optimisa-tion de l’existant Turbinage débits réservés PPI 2015 TOTAL Puissance 475 MW 500 MW 600 MW 300 MW 45 MW 1920 MW 2000 MW Productible 1,9 TWh/an 1,7 TWh/an 1 TWh/an 2 TWh/an 0,4 TWh/an 7 TWh/an 2-4Twh Nombres 16 8 /département (800 environ) 30.000 Si on tient compte de l’estimation des pertes suite au relèvement des débits réservés on obtient dès 2006 les objectif de la PPI 2009 et du Grenelle !

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 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 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 0,135 Total 2755 9,546 565

Inventaire UFE et Convergence DGEC Selon le syndicat FHE, la petite hydroélectricité pourrait assurer 5,4 TWh de production supplémentaire en créant 524 nouveaux sites et en équipant 734 ouvrages déjà existants. http://www.actu-environnement.com/ae/news/petite-hydroelectricite-classement-rivieres-17474.php4

Les anciens moulins Finalités multiples : Bladiers, farine animale, huiles (noix, olives,…), tan, Pré-industriel : broyage concassage minier (boccard), fonderies (soufflet, trompe), forges, taillanderies, textile (moulinage, tissage, foulon, …), papèterie, peausserie,…scies, Plusieurs inventaires 1792, 1809, 18... Existants où ayant existés en France : 150.000 Moulins ? Potentiel énergétique : Difficile à chiffrer précisèment (DAMBRINE : 30.000 unité, 1TWh ?)

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 Étapes 1 Un acteur privé ou public fait une étude pour équiper un cours d’eau 2 Il adresse son étude aux services de l’administration 3 L’administration décide de créer ou non une concession hydraulique sur le cours d’eau 4 Si le projet est retenu, elle lance un appel d’offre pour attribuer la concession 5 Les candidats répondent à l’appel d’offre 6 L’administration analyse les offres, dialogue avec les candidats, et retient la meilleure proposition 7 L’offre retenue est soumise à enquête publique au niveau local 8 A la fin de l’enquête publique, la concession est octroyée 9 Le nouveau concessionnaire réalise la construction de l’ouvrage 10 Une fois les travaux terminés, le concessionnaire exploite l’ouvrage sur la durée de la concession 11 A la fin de la concession, l’ouvrage est remis en concurrence par appel d’offre (étape 5) Appel d’offre Renouvel- lement

3-Acteurs et Intérêts Financier Energie Environnement Etat Capter la rente Améliorer, étendre l’existant, exploitations coordonnées Bon état écologique Choix discrétionnaire Collectivités Locales Loisirs, AEP, irrigation … Peu sensibles à la Biodiversité Personnels (Statut acquis) éviter mobilité et disparition des emplois (doublons) Exploitants potentiels « Verdir » son offre Image à préserver Electro-intensifs Accéder à des kWh à bas prix (prix coutant ?) complexe en toutes hypothèses Europe Concurrence

3-Enjeux Energétique Environnement Choix discrétionnaire de l’Etat 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 Barycentrique (origine gouvernementale) Amélioration de la solution « Borloo » pour répondre aux griefs de la Cour des Compte Concession Unique Régie Directe 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 Collectivités Agence de l’eau 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 Passif 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. 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  Charges d'exploitation  163 910   137 691   139 475   135 267  EBE 84.495 120.429 Résultat net 42.127  79 674   47 100   64 580   72 277  Dettes 63000 44000 59000 114000 Capitaux propres 298270 291142 211 469   184 368   119 788

Chute du Carré 384227963 2012 2011 2010 2009 2008 Chiffre d'affaires 306 711   166 220   224 441   186 704   265 934  Charges d'exploitation 59 297   55 486   69 630   61 394  EBE 255015 123 699 Résultat net 173400 82 988   136 907   96 162   139 907  Dette 17000 70000 45000 47000 Capitaux propres 668 294 529 901   506 912   430 004   379 352 

Certificat d’origine et labels Traçabilité Les certificats sont créés par le producteur et détruits par le consommateur (en fait par le fournisseur) Le circuit suivi par les certificats verts est indépendant du circuit de commercialisation de l’énergie Outil de pilotage économique (l’Etat peut imposer une proportion de certificats verts à chaque distributeur distributeur d’énergie) Identification par le consommateur ce qui permet de différencier les offres par leur contenu « vert ». Permet la différenciation des offres

Labels et Hydroélectricité Aujourd’hui les certificats verts rendent compte d’un seul critère : le caractère « renouvelable de la production ». Demain de nouveaux certificats peuvent permettre de tracer d’autres critères par exemples des critères environnementaux : les labels. 4 questions posées par les labels Définition du Cahier des Charges Certification/Vérification Prix de vente du kWh sous label Affectation de la plus value « labels » sur la chaine de valeur

Définition et vérification de Labels L’accord autour d’un label universel garantissant l’innocuité des centrales sous labels est un défit scientifique tant les différences entre les sites sont fortes et faibles les connaissances scientifiques et la disponibilité d’outils techniques d’évaluation des impacts. La vérification de la réglementation est aujourd’hui déficiente (même quand des constats peuvent être faits par les SD ONEMA, les DDT et les parquets sont peu motivés) Pourquoi en serait-il autrement des labels ? Les labels apparaissent comme un moyen de généraliser l’artificialisation des cours d’eau en s’appuyant davantage sur une valeur d’image que sur des réalités Accepter des labels c’est reconnaître l’insuffisance actuelle de la réglementation et sans doute se priver de tous moyens pour la faire évoluer ( « De quoi vous plaigniez vous ? Les labels pallient les insuffisances réelles ou supposées de la réglementation …)

Niveau et répartition de la Plus-Value Niveau et rendement du sur-prix de vente Élevée (offre « élitiste ») ou Faible ( offre « populaire ») Répartition du sur prix de vente : Rémunération de la production d’énergie renouvelable (compensation des coûts de production plus élevés version positive de l’internalisation des coûts environnementaux des autres sources d’énergie) : Incitativité. Nouveaux investissements dans les énergies renouvelables : additivité. Fonctionnement du Label : certification, promotion des labels (rôle des APNE ?): acceptabilité. En France, les distributeurs et producteurs ne semblent pas intéressés. En Suisse, en avance sur ces questions avec le label « Naturemade Star », des hydrauliciens disposant d’une offre « sous label » n’ont pu commercialiser tous les kWh sous labels.

STEP La STEP saisonnière est une centrale de lac remplie par pompage Les grandes réserves saisonnières actuelles sont remplies par des réseaux d’adduction de plusieurs dizaines voire plusieurs centaines de km (Mont-Cenis, Roselend, Tignes,…) ce qui a un impact important. La nécessité d’un deuxième bassin (lorsqu’il n’existe pas déjà) constitue également un impact. La STEP peut être remplie plusieurs fois par an alors que la centrale de lac n’est remplie qu’une seule fois (8 ou 9 années sur 10). Des progrès ont été réalisés dans la technologie des pompe-turbines (meilleurs rendements 80% au lieu de 70%, sensibilté moindre aux variations de charges) Puissance (Hauteur de chute , débit d’équipement, électromécanique,…) Capacité énergétique (Saisonnière, Hebdomadaire, Journalière) Coût d’une STEP 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 Abroger la PPI 2009, irréaliste et dangereuse Réorienter de la CSPE en matière hydroélectrique Réaliser (avec prudence) les opérations environnementalement neutres Optimiser du Parc existant Prendre en compte l’environnement dans les procédure d’appels d’offre 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)

Ce qu’il faut savoir Le débit donne le diamètre des tuyaux, la taille du génie civil et des machines hydrauliques donc le coût (hautes chutes “moins chères” que les basses chutes à puissance égale) L’augmentation du débit d’équipement augmente la production mais diminue le facteur de charge et le tepp plus une valeur de débit est grande plus rarement elle est dépassée plus grand est le débit d’équipement d’une turbine plus grand est son débit d’armement (débit minimum) palliatif : multiplication des groupes … mais aussi des coûts !  limite écononomique au débit d’équipement L’optimum économique évolue dans le temps : tendance à l’augmentation des débits d’équipements plus grande sensibilité à la variabilité de l’hydrologie et au relèvement des débits réservés. Augmente la durée de “l’étiage forcé” des tronçons court-circuités (TCC)