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Quelle évolution pour les concessions hydroélectriques en France ?

Lorsque le groupe EDF a été constitué en 1946, une de ses missions était d’accélérer le développement de la production hydroélectrique, « la houille blanche », pour sortir lentement mais sûrement de la houille noire... En accélérant le développement de la production hydroélectrique, EDF s’inscrivait dans une ancienne tradition dont le régime juridique avait été institué par la loi du 16 octobre 1919, en pleine reconstruction nationale, pour les centrales de puissance supérieure à 4,5 MW (ce qui était technologiquement une puissance élevée pour l’époque). Qu’en est-il aujourd’hui ?

État des lieux des concessions hydroélectriques en France

La plupart des concessions ont été historiquement attribuées pour une durée de 75 ans. A l’issue de cette période, les biens en concession font retour à l’État qui peut renouveler la concession ou l’attribuer à un autre opérateur.

En juillet 2008, « en application d'une procédure en manquement émanant de la Commission européenne », le gouvernement a décidé de mettre en concurrence l'attribution des concessions hydroélectriques à leurs échéances. Ceci s’est concrétisé par trois longs articles (116, 117, 118) de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Les concessionnaires actuels sont logiquement réticents à cette mise en concurrence qu’ils estiment contraire à l’intérêt commun.

En pratique, il y a jusqu’ici deux grands concessionnaires en France :

  • EDF qui gère la grande majorité des lacs de montagne avec une puissance installée de 18,4 GW, les STEP (Stockage d’Energie par Turbinage Pompage) avec une puissance installée de 5 GW en croissance grâce à des suréquipements, l’aménagement du Rhin partagé avec l’Allemagne pour 1,6 GW ;
  • la Compagnie Nationale du Rhône (CNR), associée à la Société Hydroélectrique du Midi, qui gère près de 5 GW de capacités hydroélectriques.

Le total représente 25,4 GW que l’on peut comparer à la demande électrique de pointe en France en hiver (vers 19h) qui peut atteindre exceptionnellement 100 GW et la demande d’été maximale (vers midi) qui avoisine 45 GW.

Être concessionnaire d’un barrage est un choix lourd de conséquences potentielles pénales, civiles, administratives. Un barrage met en cause la sécurité publique et est soumis à des règles administratives strictes qui supposent des équipes expérimentées. En cas de changement de concessionnaire, si le nouveau concessionnaire a les qualités et l’expérience requises, il n’y a toutefois pas de raison de penser a priori qu’il fera moins bien que le précédent.

L’exemple de la CNR et d’EDF

Durant de longues années, EDF et ses agents exploitaient les centrales hydroélectriques échelonnées le long du Rhône tandis que la CNR gérait l’aménagement du territoire le long du fleuve : barrages, canaux, usines, vannes, écluses, ports, irrigation, etc. En 2001, la CNR a retrouvé son statut de producteur indépendant et elle exploite depuis elle-même des usines. En 2006, 300 agents EDF ont été transférés à CNR pour assurer la continuité de l’exploitation(1).

L’actionnariat de la CNR est aujourd’hui composé par Engie (49,97%), le groupe CDC (33,2%) et les collectivités locales (16,83%). Avec le soutien d’Electrabel-Suez, la CNR s‘est équipée à partir de 2005 d’une salle des marchés avec une équipe météo, une équipe hydrologie, une équipe « débit du Rhône » aux différents barrages et une salle de marché classique permettant de vendre de l’électricité à terme, généralement le lendemain, en jouant intelligemment sur les volumes d’eau variables dans chaque bief(2). C’était un progrès. Au moment du changement, les dossiers ont été transmis d’EDF à la CNR et ont été gérés par des équipes dont de nombreux membres étaient maintenus en place, ce qui est essentiel. La continuité de la mission, le maintien de l’expertise, la permanence et la disponibilité des archives sont essentiels pour garantir la sûreté des installations si un concessionnaire vient à changer.

La dévolution des concessions peut être compliquée par l’imbrication d’équipements différents dans la chaîne de production d’électricité. Les aménagements complexes comprenant des barrages de haute montagne, des tunnels, des conduites en charge, des usines de fond de vallées ne produisent de valeur que collectivement. Les travaux destinés à augmenter la durée de vie d’un ouvrage ou à le mettre en conformité avec la législation qui évolue ne trouvent de répondant économique que dans la concession de l’usine ou des usines concernées, car c’est elle qui produit l’électricité. Il en est de même pour les successions d’usines équipant une même vallée ou des vallées confluentes qui doivent fonctionner de concert en « train d’eau » descendant la vallée et produisant à chaque étage.

C’est la production hydroélectrique qui est la plus sollicitée pour passer la pointe.

La gestion globale de l’optimisation de l’exploitation du « réservoir France » est une question importante. Il est souhaitable que l’optimum économique de chaque concessionnaire participe à un optimum global pour la France, ce qui n’est pas nécessairement le cas. On a constaté, par exemple en Californie en 2000 avec l’entreprise Enron, des comportements spéculatifs très éloignés des règles éthiques habituelles…

Ceci est d’autant plus vrai que les installations hydroélectriques ont une valeur particulière pour le réseau électrique national et européen. Elles apportent une disponibilité quasi immédiate au moment où le réseau le demande : c’est la production hydroélectrique qui est la plus sollicitée pour passer la pointe. Ce stock d’eau, qui est en pratique un stock d’électricité, est soit naturel, soit « rechargeable » comme les STEP au prix d’une dépense d’électricité et pour des durées d’environ 5 heures à pleine puissance. Cette contribution de l’hydroélectricité ira croissante avec l’augmentation de la part d’énergie intermittente dans le mix électrique, d’autant plus que le vent est nul et le soleil inexistant lors des périodes froides anticycloniques hivernales.

La production hydroélectrique (réservoirs de montagne, STEP ou éclusées) joue un rôle très efficace dans l’équilibrage du réseau(3) parce qu’elle apporte de l’inertie au système global grâce au poids élevé et au grand diamètre des turbines hydrauliques, mais aussi grâce à sa grande flexibilité et à une cinétique de démarrage très rapide (pas de temps de chauffe).

Loi de transition énergétique : vers le développement de SEM

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte, promulguée le 18 août 2015, ne prévoit pas explicitement d’augmentation de la puissance hydroélectriques installée en France. Le texte de loi a convergé vers un compromis « public-privé » favorable à la mise en concurrence des concessions, mais par le biais de sociétés d’économie mixte (SEM) ad hoc, en tout cas pour les lots les plus importants.

Il est prévu dans la loi « la possibilité de création d’une nouvelle catégorie de SEM, dont l’objet est d’exploiter des contrats de concessions hydroélectriques sur une vallée. Cette disposition a pour objectif de mieux associer les collectivités territoriales à la gestion des usages de l’eau, et de renforcer le contrôle public sur le patrimoine commun que constitue le parc hydroélectrique français. Aux côtés des entités publiques (collectivités locales, mais également d’éventuels investisseurs publics), les actionnaires privés sont sélectionnés à l’issue d’une procédure de mise en concurrence, conformément à la législation européenne. Dans certains cas, la loi prévoit également la possibilité de regrouper des concessions afin d’optimiser l’exploitation de chaînes d’aménagements hydrauliquement liés ».

Le décret relatif aux concessions d’énergie hydraulique et approuvant le modèle de cahier des charges est paru au Journal Officiel le 30 avril 2016. Il précise les conditions du regroupement des concessions lorsque des aménagements sont hydrauliquement liés et doivent être exploités de manière coordonnée. Il établit également la procédure de création de SEM hydroélectriques lors du renouvellement de concessions.

Points d’attention sur la loi de transition

La loi traite donc principalement de l’aspect politique de l’association des collectivités territoriales à la gestion de l’eau et du renfort du contrôle public. « Pour toute nouvelle concession hydroélectrique, y compris lors d'un renouvellement, il est institué, à la charge du concessionnaire, au profit de l'État, une redevance proportionnelle aux recettes de la concession. Les recettes résultant de la vente d'électricité sont établies par la valorisation de la production aux prix constatés sur le marché, diminuée, le cas échéant, des achats d'électricité liés aux pompages. Les autres recettes sont déterminées selon des modalités définies par arrêté du ministre chargé de l'énergie ».

La loi n’évoque pas explicitement le rôle spécifique croissant que va jouer l’hydroélectricité dans la transition énergétique.

Il ne faudrait pas que cette rédaction conduise à considérer l’hydroélectricité comme une rente passive et non comme un outil stratégique de la transition énergétique. Notons que l’aménagement du territoire est une partie constitutive de la mission de la CNR avec la participation des collectivités locales. EDF est associée très étroitement à la gestion de l’eau, en particulier lors des périodes de sécheresse.

La loi n’évoque pas explicitement le rôle spécifique croissant que va jouer l’hydroélectricité dans la transition énergétique. Or ce rôle est de très haut niveau technique et échappe à la connaissance des collectivités locales et du public. Il est essentiel de maintenir et renforcer les compétences scientifiques et techniques des exploitants quels qu’ils soient et de s’assurer de leurs capacités de recherche et développement du fait des nouveaux enjeux.

Les investissements importants à entreprendre supposent une visibilité de long terme et des conditions d’amortissement explicites dans les règles de concession, ce que la loi permet. Cette visibilité est essentielle pour le parc hydroélectrique, sinon il perdra de son efficacité et de sa sûreté et ne répondra pas aux attentes que le réseau place en lui.

La nouvelle loi sur les concessions hydroélectriques, provoquée par les orientations libérales contraignantes européennes, n’est qu’un des aspects de l’approche nouvelle de l’hydroélectricité. Ce sont peut-être les critères d’évaluation initiaux et permanents des opérateurs et la définition des missions futures des sociétés concessionnaires qu’il faudrait mieux détailler, sans doute avec la CRE.

Sources / Notes
  1. Le statut des personnels IEG, commun aux deux établissements, facilitait ces transferts volontaires.
  2. Section d’un cours d’eau compris entre deux écluses.
  3. L’équilibrage du réseau est de la responsabilité de RTE sous le contrôle de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE). Les outils d’équilibrage sont les réserves système déclenchées automatiquement et le mécanisme d’ajustement déclenché volontairement à moins de 13 minutes et à 30 minutes. Cet ajustement est rémunéré par le marché et payé par les consommateurs à travers le Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics (TURPE). La production hydroélectrique participe efficacement à la réserve primaire avec peu de perte de rendement. Mais, c’est dans le mécanisme d’ajustement tertiaire que l’hydraulique joue un rôle majeur. L’hydraulique, en particulier de lac (STEP incluses), est particulièrement adaptée à une demande croissante de flexibilité et d’ajustement. Ce rôle augmente du fait de la croissance de l’intégration des énergies intermittentes qui jusqu’à présent ne participent pas à la stabilisation du réseau. L’électricité solaire photovoltaïque est produite en courant continu qui est ensuite ondulé avec de l’électronique de puissance, donc sans les adaptations permises par les machines tournantes. Par ailleurs, la production photovoltaïque diffuse est généralement raccordée sur le réseau Basse Tension, ce qui complexifie beaucoup l’ajustement. L’électricité éolienne pourrait participer plus à la stabilité du réseau qu’elle ne le fait aujourd’hui.

Commentaires

Et à quand la mise en concurrence des concessions pour les Îles non connectées au réseau ?

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