FICHE 7 : Que peut-on faire d’intelligent en matière d’hydroélectricité ?

L’état critique de nos cours d’eau ne leur permet pas de supporter des pressions supplémentaires (Fiche 1). Le développement de nouveaux ouvrages hydroélectrique doit être sérieusement revu à la baisse, ce qui est tout à fait acceptable compte tenu de la faible contribution attendue de l’hydroélectricité dans les objectifs de la PPE (Fiche 2). 

« L’AE recommande à l’État …. de considérer l’atteinte du bon état écologique des eaux comme prioritaire, sur les axes non encore aménagés, dans la nécessaire conciliation des objectifs de la DCE avec ceux de la programmation pluriannuelle de l’énergie. » [1]

Focaliser les aides sur les véritables enjeux du parc d’hydroélectricité dans le contexte de la transition écologique, c’est à dire en maintenir la pilotabilité et la souplesse d’intervention (Fiche 3) et si possible l’accroitre, tout en améliorant son insertion environnementale.

Stopper définitivement les nouveaux équipements de petite hydraulique

Le développement de la petite hydraulique, fonctionnant au fil de l’eau, sans intérêt pour la souplesse du parc, fortement impactant pour les milieux aquatiques, notamment par sa pullulation [2], en particulier sur les têtes de bassins, doit être stoppé. « Compte tenu de leur coût plus élevé et de leur bénéfice moins important pour le système électrique au regard de leur impact environnemental, le développement de nouveaux projets hydroélectriques [3] de faible puissance doit être évité sur les sites présentant une sensibilité environnementale particulière. » [4].

Le développement des chutes au fil de l’eau en site vierge doit être limité [5] et l’équipement des seuils existants doit être mis en balance avec leur effacement en particulier lorsqu’ils menacent les réservoirs biologiques et sur les cours d’eau habités par des espèces amphihalines.

Les appels d’offre annuels « petite hydraulique » actuellement prévus jusqu’en 2023 sont menés sans transparence (pas de réelle concurrence, choix discrétionnaire entre des réponses non connues), excluent les aménagements des chutes sur les réseaux existants (AEP, assainissement…) et le turbinage des débits réservés. Au fil des appels d’offre, l’environnement naturel est de moins en moins pris en compte dans l’appréciation des projets à travers des critères relatifs et « à géométrie variable ». Tout cela conduit bien souvent à de mauvais projets qui suscitent le rejet. Ces appels d’offre doivent être suspendus sine die et les fonds qui y sont mobilisés redirigés vers les priorités de la transitions écologiques.

Mettre le paquet sur la rénovation des sites existants notamment les concessions

Jusqu’aux années 1960, l’hydraulique, très proche du parc actuel, faisait jeu égal avec le thermique, constitué à ce moment-là de centrales minières au charbon que l’on n’hésitait pas à utiliser comme réserve tournante pour assurer les pointes et des centrales au fuel qui sont restées compétitives jusqu’aux chocs pétroliers des années 70 et 80.

La majorité du parc hydroélectrique actuel a donc été réalisé dans un contexte énergétique qui était très différent de ce qu’il est aujourd’hui. Les techniques de génie civil (qui forme l’essentiel des coûts d’établissement de l’hydraulique) étaient très différentes de ce qu’elles sont aujourd’hui sans parler bien sur des progrès techniques dans l’électromécanique. Certains ouvrages sont atteints par la « maladie du béton » et devront à terme être reconstruits (le Chambon sur la Romanche, Castelnau-Lassouts sur le Lot pour en citer deux …). La valorisation de la production hydroélectrique était sans doute moindre que celle qu’on lui attribuerait aujourd’hui, ce qui conduit à un certain sous-équipement des chutes anciennes.

A titre d’exemple, si l’on examine l’équipement du Rhône (25% de la production hydroélectrique nationale environ) on ne peut qu’être frappé par le sous équipement de tout le bas Rhône et, en particulier, les chutes les plus anciennes. (Donzère-Mondragon, Montélimar…).

Si cet effort d’équipement était réalisé aujourd’hui, on aboutirait à un parc bien différent.

Tout cela pour attirer l’attention sur le potentiel de modernisation du parc existant et son adaptation à la transition écologique et au changement climatique. La PPE indique un potentiel de 400 MW sans autre précision (mais quid du productible ?)… qui le connaît vraiment ?

On peut constater que la modernisation d’anciens ouvrages comme ceux de Chancy-Pougny (Franco-Suisse) et de Verbois (Suisse) sur le Rhône ont conduit à des gains substantiels tant en énergie (productible) qu’en puissance. Rappelons que nos 400 ouvrages publics concédés représentent 90% du productible et la totalité de l’hydroélectricité pilotable (Fiche 5). Pourquoi continue-t-on à aider au développement des petites centrales alors que nous ne faisons rien pour le parc d’ouvrages concédés ?

Nous sommes favorables à des suréquipements de chutes existantes, sur le Rhône et ailleurs comme à Gavet sur la Romanche [6], surtout celles augmentant la souplesse d’intervention du parc si les effets de leurs éclusées en sont maitrisés (c’est ce que font nos voisins Suisses, c’est ce que fait EDF à la Bathie-Roselend). Nous sommes favorables à certaines extensions de chutes concédées existantes (ce que termine EDF à la Coche [7] n’a pas appelé de réaction de notre part) ce qui renvoie à leur renouvellement pour les plus anciennes d’entre elles.

Station de Transfert d’Energie par Pompage (STEP)

Actuellement, le stockage d’eau en altitude apparaît comme une des solutions présentant le meilleur rendement (plus de 70%) et la plus longue durée. Cependant ces installations sont aussi très coûteuses, de construction longue (10 ans) et très dommageables à l’environnement. Les sites d’importances sont connus, ceux de taille inférieure le sont moins mais ils sont aussi plus coûteux et leur multiplication serait source d’effets cumulatifs sur l’environnement, difficiles à maitriser. Par ailleurs l’évolution des techniques (batteries, hydrogène, Power-to-gas, réseau intelligent) comme celle des usages ( mobilité électrique, maitrise de l’énergie,…) fragilise la position économique des STEP rendant plus difficile l’estimation de leur intérêt à moyen et long terme.

En ce qui concerne les STEP nous remarquons :

  • que le besoin de stockage ne s’affirme pas avant 2035 selon RTE, qui plus est dans un contexte électrique très différent de celui d’aujourd’hui (voir supra) et, sans doute, difficilement prévisible, indépendamment de la contribution accrue de sources électrogènes variables.
  • que la PPE n’identifie ce besoin que de façon très imparfaite puisque le temps de cycle [8] des 1,5 ou 2GW prévus n’est pas donné alors que ce paramètre essentiel conditionne le volume des réservoirs et donc, en grande partie, l’impact environnemental.
  • que des technologies existantes (pompes turbines à vitesse variable) et disponibles sur le marché (et maitrisées par GE Hydro ex Alsthom à Grenoble) pourraient accroitre l’efficacité (5% ?) des 6 principales STEP existantes en France.
  • que la rentabilité économique des STEP a du mal à s’imposer, preuve en est la déconvenue des Suisses [9] qui voulait faire de leur pays la pile électrique de l’Europe

Bref pour les STEP en site vierge, il serait urgent…de ne pas trop se presser

Il y a donc beaucoup à faire en matière d’hydraulique tout en diminuant les impacts sur l’environnement. Aussi nous ne comprenons ni n’acceptons qu’aujourd’hui des fonds publics soient engagés pour détruire notre patrimoine naturel avec des infrastructures nouvelles en sites vierges, alors que la modernisation de l’existant reste en déshérence.

[1Avis délibéré́ de l’Autorité́ environnementale sur le schéma directeur d’aménagement et de gestion des eaux (Sdage) du bassin Rhône- Méditerranée (cycle 2022-2027) Avis 2020-62

[2En restant dans les Alpes, plusieurs centaines de projets y sont actuellement envisagés

[3Ajouté par nous afin d’éviter toute interprétation erronée, la phrase se situant dans le chapitre dédié à l’hydroélectricité.

[5FNE a été consultée sur un certain nombre de sites non équipés en vue d’appels d’offre « concessions » (dont la procédure nous semble bien préférable à celle suivie pour les « autorisations » tout en regrettant l’absence de transparence sur les réponses dans les deux cas), mais nos propositions n’ont jamais reçu de réponse à ce jour.

[6Remplacement de 6 centrales par une centrale unique : productible augmenté de 155 GWh (30%), arasement d’une dizaine de seuils transversaux, sécurisation de l’accès au lit de la Romanche pour le public. L’équivalent de 30 petites centrales hydroélectriques + une amélioration de l’environnement aquatique.

[7STEP journalière combinée à une centrale de pointe (+ 20% en puissance + 100 GWh en productible) avec un impact limité sur l’environnement aquatique.

[8Le temps de cycle « pompage turbinage » exprime la durée cumulée du remplissage du réservoir supérieur initialement vide et de sa vidange complète par turbinage. Un temps de cycle de quelque heures permet de reporter la production d’heures creuses vers les heures pleine dans une même journée, le report de fin de semaine sur la semaine demande des temps de cycle de plusieurs dizaines d’heures, le report d’une saison sur l’autre demande des temps de cycle de plusieurs centaines d’heures.

[9Le Nant de Dranse très importante STEP construite en amont du complexe hydroélectrique d’Émosson par un consortium d’entreprises Suisses et une part minoritaire française s’est révélée un désastre financier qui a failli entrainer les maitres d’ouvrages dans l’abîme. https://www.letemps.ch/suisse/nant-drance-risque-dun-gouffre-financier