Etude technique juridique des microcentrales de la Cère · 2019-02-13 · Etude technique et...
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Etude technique et juridique
des microcentrales
sur la basse Cère
Septembre 2008
Avec la collaboration de
Philippe MARC
Avocat à la Cour
Eaucéa – SARL au capital de 8000 euros RCS Toulouse 441 783 289 APE 731 Z N° SIRET 441 783 289 00016
67 allées Jean Jaurès 31000 TOULOUSE TEL: 05 61 62 50 68 Fax:05 61 62 65 58 E.Mail : [email protected]
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
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SOMMAIRE
1 - SITUATION GENERALE DES OUVRAGES ET DE LA PROBLEMATIQUE ... 3
1.1 - Présentation............................................................................................................ 3 1.2 - Résultats de l’étude 2002 ...................................................................................... 5 1.3 - Constats 2006 / 2007 ............................................................................................. 6
2 - HISTORIQUE DES OUVRAGES : LES DOCUMENTS UTILISES ...................... 8
2.1 - Pourquoi une analyse historique ?...................................................................... 8 2.2 - Carte de Cassini ..................................................................................................... 8 2.3 - Rapport établi entre l’AN VII et l’An IX (1799-1801) ....................................... 9 2.4 - Cartographie de la rivière Cère 1842................................................................ 10 2.5 - Relevés statistiques du XIXeme siècle ................................................................ 10 2.6 - Enquête OREMIP ................................................................................................ 10 2.7 - Mécanisme du moulin à eau horizontal :......................................................... 13
3 - INTERPRETATION PHYSIQUE DES DONNEES HISTORIQUES................... 17
3.1 - Tableaux analytiques .......................................................................................... 17 3.2 - Données actuelles des usines............................................................................. 18 3.3 - Passes à poissons et régulations........................................................................ 19
3.3.1 - Débits réservés et passes à poissons ..................................................................... 19 3.3.2 - Organes de régulation.......................................................................................... 22
3.4 - Synthèse sur des éléments techniques de caractérisation des droits des usines..................................................................................................................... 24
4 - FONDES EN TITRE SUR LA RIVIERE CERE : L’ANALYSE DU JURISTE ..... 25
5 - MODELISATION TECHNICO – ECONOMIQUE : ESTIMATION DES CONSEQUENCES D’UNE MODIFICATION DU REGIME DES EAUX.......... 32
5.1 - Interprétation technique..................................................................................... 32 5.2 - Analyse économique........................................................................................... 36
6 - CONCLUSIONS ............................................................................................................ 43
6.1 - Statut administratif des usines .......................................................................... 43 6.2 - Action sur les débits réservés ............................................................................ 44 6.3 - Action sur les centrales hydroélectriques........................................................ 44
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1 - SITUATION GENERALE DES OUVRAGES ET DE LA PROBLEMATIQUE
1.1 - Présentation
Les trois centrales hydroélectriques concernées par notre étude se situent sur le cours aval de la rivière de la Cère. L’équipement de ces trois sites est ancien et la reconstitution d’une partie de leur histoire permet aujourd’hui d’éclaircir la situation juridique de ces ouvrages qui de moulin meunier sont devenus usine de production d’énergie électrique. Administrativement parlant, il préexiste un flou qu’il est nécessaire de réduire si l’on souhaite agir efficacement dans les règles du droit avec les exploitants actuels. L’étude établit donc une analyse historique de ces sites, une interprétation du régime juridique qui les concerne et enfin une analyse des implications technico-économiques d'une révision des modalités de fonctionnement. Celles-ci semblent nécessaires pour favoriser une gestion cohérente de la rivière, eu égard à l’effort envisagé pour limiter l’impact des éclusées issues de l’aménagement hydroélectrique du grand bassin versant. L’une des voies de réduction de l’impact est de garantir un débit plancher dans les secteurs court-circuités, ce qui garantit une continuité des écoulements de l’amont vers l’aval et une meilleure valorisation écologique des biefs court-circuités. C’est ce double bénéfice qui est recherché par le maintien d’un débit minimum sachant que les difficultés de régulation propres à chaque centrale ne contribuent que marginalement aux perturbations du régime. Ce débit non turbiné se traduira par une réduction de la production d’énergie. Nous avons donc établi un modèle technique et économique de chacun des trois ouvrages pour estimer la sensibilité de cette production à plusieurs paramètres : le débit d’équipement, le débit réservé, le rendement global des ouvrages.
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Plan de situation des usines (IGN 2000)
Microcentrale du Port de Gagnac
Microcentrale de St Saury Microcentrale de Lagrénerie
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1.2 - Résultats de l’étude 2002
Dans l’étude sur la sensibilité aux éclusées des milieux aquatiques de la Cère aval, d’avril 2002 sous maîtrise d'ouvrage EPIDOR, l'analyse des éclusées sur la Cère aval concernait à la fois les grands aménagements EDF (Saint-Etienne-Cantalès, Laval-de-Cère, Brugale, etc.) et les microcentrales situées à l'aval de Brugale, dernier ouvrage de stock sur la Cère. Les constats suivants avaient été posés :
« Pour caractériser les éclusées de la Cère aval, les années 1997 à 2000 ont été retenues car elles offrent une large gamme de situations hydrologiques.
Sur les quatre années analysées, on observe de 335 à 420 pics de débit par an. La fréquence maximale est de 60 pics par mois au cours de l’hiver (entre Octobre et Février), soit en moyenne 2 pics par jour. La fréquence tombe à une dizaine de pics par mois au cours de l’étiage. La durée moyenne d’une éclusée est de 14 à 18 heures. On observe une légère diminution des pics le week-end, ce qui correspond à une plus faible demande énergétique sur le réseau.
L’amplitude moyenne des éclusées est d’une dizaine de m3/s. Les classes d’amplitude 10 à 25% du module et 25 à 50% du module représentent chacune environ 25% des pics de débits. On n’observe quasiment aucune éclusée d’amplitude supérieure au module. Les plus fortes amplitudes se situent en hiver ou au printemps. En période d’étiage, les amplitudes peuvent être du même ordre de grandeur que le débit moyen. »
« Le débit plancher ne descend que rarement en dessous du dixième du module. Le débit réservé réglementaire est de 1 m3/s mais dans la pratique EDF ne descend pas en dessous de 2 m3/s (démarche volontaire). »
« La question est de savoir si le fonctionnement de ces microcentrales induit des variations de débit qui s’ajoutent aux phénomènes d’éclusées. Pour le déterminer, nous disposons de 2 années d’enregistrements (1999 et 2000) de débits horaires à la station EDF au pied du barrage de Brugale. En mettant en parallèle les enregistrements horaires à la station de Bretenoux, on peut estimer l’impact des microcentrales sur les variations de débit.
Au vu des enregistrements en 1999 et 2000, les microcentrales à l’aval de Brugale ont un impact négligeable sur les débits enregistrés à Bretenoux. On remarque néanmoins une période de quelques jours en juin 2000, pour laquelle des variations de débit enregistrées à Bretenoux peuvent être imputées à des « éclusées » de microcentrales. Ces variations de débit sont de l’ordre de 4 à 6 m3/s et le volume moyen de ces éclusées est de l’ordre de 20 000 m3. Ce chiffre est à comparer au volume moyen des éclusées de Brugale : entre 900 000 m3 et 1,6 hm3. Ce phénomène intervient au cours d’une période ou les débits lâchés à Brugale sont bas (4 m3/s). On pourra donc pour la suite de l’étude négliger l’impact des microcentrales concernant les fluctuations de débit. »
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1.3 - Constats 2007
Nous présentons ici les enregistrements effectués à Bretenoux sur un cycle annuel et sur deux périodes contrastées (hiver, été) pour constater la permanence du phénomène d’éclusées sur la Cère aval.
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m3/s Débits horaires mesurés à Bretenoux - 2007
L'analyse comparée des hydrogrammes horaires à Brugale et Bretenoux confirme les résultats de l'étude 2002. Hors période d'étiage, les microcentrales n'ont aucun impact sur les débits de la Cère : les éclusées à la sortie du bassin sont les mêmes qu'à la sortie du barrage de Brugale (cf. graphe ci-dessous janvier 2007). En revanche (exemple du mois de mai 2007), pour un certain niveau de faible débit (4 m³/s dans cet exemple), des problèmes de régulation apparaissent et entraînent la création d'oscillations intempestives. Ces oscillations sont +/- 2 m³/s. Le volume des éclusées provoquées est d'environ 20 000 à 30 000 m³, valeurs déjà citées en 2002. Il n'est pas possible de connaître l'origine exacte de ces micro-éclusées parmi les trois centrales concernées ; le phénomène peut d'ailleurs avoir son origine dans la succession des trois ouvrages.
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Brugale Bretenoux
m3/s Débits horaires mesurés à Brugale et à Bretenoux - 2007
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1/05 2/05 3/05 4/05 5/05 6/05 7/05 8/05 9/05 10/05 11/05
Brugale Bretenoux
m3/s Débits horaires mesurés à Brugale et à Bretenoux - 2007
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2 - HISTORIQUE DES OUVRAGES : LES DOCUMENTS UTILISES
2.1 - Pourquoi une analyse historique ?
L’amélioration du régime des eaux au profit du bon état écologique de la Cère, implique une action sur le régime des eaux dérivés, turbinés ou réservé. Or l’organisation de cette gestion s’appuie légalement sur des droits à disposer de la force motrice du cours d’eau. Toutes modifications de ces conditions se traduisant par un préjudice énergétique, peut induire ou non des compensations financières. Force est de constater que l’administration n’ayant accordé à notre connaissance aucune autorisation à chacune des centrales hydroélectriques dans des temps
récents, la nature juridique des titres d’exploitation, s’ils existent, reste à établir. Nous examinerons donc la possibilité d’un fondement en titre, hypothèse propre aux ouvrages très anciens. En effet, les propriétaires d’usines fondées en titre ne sont pas tenus, pour disposer de l’énergie correspondant à la consistance légale de l’établissement, d’obtenir une concession ou une autorisation de l’Etat si cette consistance légale correspond au titre d’origine. Sur les cours d’eau non domaniaux, ce qui est le cas de la Cère, l’origine du titre doit être attestée avant la révolution française. C’est pour cela que nous avons collecté différentes analyses historiques de chacun des sites, attestant au moins de l’existence et décrivant au mieux la consistance des aménagements anciens.
2.2 - Carte de Cassini
La carte de Cassini établit entre 1766 et 1775 ne mentionne la présence que d’un moulin, celui de La Grenerie. Son existence est donc attestée avant la révolution et il est intéressant de constater que les levées des Cassini, lui affecte le bénéfice de la rivière d’Orgues.
Numéro de la feuille
Dénomination Année(s) des levées Année de publication
15 Aurillac 1766 - 1767 et 1774 - 1775
vers 1783
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2.3 - Rapport établi entre l’AN VII et l’An IX (1799-1801)
Cependant, pour les deux autres moulins, nos recherches aux archives départementales nous ont permis de retrouver des pièces attestant de la présence des trois moulins, 10 ans seulement après l’abolition des privilèges féodaux. Il s’agit d’un rapport sur l’état de la rivière Cère établi entre l’AN VII et l’An IX (1799-1801) dont nous retranscrivons la « traduction » des chapitres concernant les trois moulins.
Fac simili du rapport concernant le moulin de St Saury
Carte de Cassini n°15 – levées de 1766 à 1767 (seul le moulin de la Grenerie est identifiable)
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2.4 - Cartographie de la rivière Cère 1842
(Archives départementales du Lot) Une cartographie des aménagements datant de 1842 permet de vérifier que le schéma global des emprises a très peu évolué depuis plus de 160 ans.
2.5 - Relevés statistiques du XIXeme siècle
Deux relevés à vocation fiscale sont disponibles à la DDAE du Lot : 1870 et 1886
2.6 - Enquête OREMIP
L’Observatoire Régional de l’Energie de Midi Pyrénées a collationné sur la région les informations concernant les centrales hydroélectriques. Rapport sur l’état des de la rivière (CERE) An VII - An IX. Côte archives départementale de Cahors : 110 S 1 Traduction Eaucéa Apparemment selon l’introduction générale et l’article 3, la Cère est considérée comme navigable (exposé en introduction mais non confirmé par la suite) et flottable (signalé comme difficile de nombreuses fois) à l’époque du Directoire de l’An VI.
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Art 14 Moulin de Saury Nous sommes entrés ensuite dans le dit moulin situé sur la rive droite de la rivière communale de Cahors appartenant au citoyen Lougay, habitant le village de St Saury et en présence du le dit propriétaire. Nous avons procédé à la visite du moulin et nous avons trouvé qu’il était composé de 2 meules à cuve avec un déversoir entre deux composés de 2 empalements à vanner de 65 cm de largeur chacun avec un gord à 2 nasses contiguës au moulin construit comme vu précédemment. Nous avons reconnu aussi que la digue était construite comme les autres, qu’elle avait environ 250 m de longueur, que sur la dite longueur, on y avait pratiqué trois petits déversoirs dont un servait à faire passer les bois flottants. Nous en avons fait le nivellement et nous avons trouvé que la chute des eaux prises du dessus du couronnement de la palissade était de 2,20 m de hauteur, que le reflux des eaux quoique fort ne portait aucun préjudice attendu que les propriétés supérieures situées sur la rive droite sur une distance très considérable appartenaient au propriétaire du moulin et que la rive gauche était pour ainsi dire inculte. Mais nous observons que pour la commodité du flottage, il serait nécessaire que le propriétaire mit en état le pertuis actuel en se conformant à ce qui est prescrit à cet égard (à l’art.2). Art. 16 Moulin de la Grénerie Nous avons visité ledit moulin situé sur la rive gauche de la rivière communale de Gaignac appartenant au citoyen Lagrénerie habitant le village de la Grénerie. Nous avons procédé en sa présence et nous avons trouvé que ce moulin était composé de 3 meules à cuves avec un petit déversoir destiné aussi à faire passer les merrains, qu’il y avait en outre un gord à deux nasses contigu au le dit moulin et construit comme vu précédemment. Nous avons ensuite visité la digue et nous avons trouvé qu’elle était très sinueuse, qu’elle avait environ 250 m de longueur, qu’elle était construite en pierre. Après en avoir fait le nivellement, nous avons reconnu qu’elle avait 1,70 m de chute, que le dormant du moulin était établi à 1,46 m en contrebas de son couronnement, que le reflux des eaux submergeait un peu les prairies supérieures qui en conséquence le propriétaire du moulin devait être tenu d’enlever les fascines qu’il met en dessus du couronnement de la digue seule cause de cette inondation. Nous avons reconnu aussi qu’il existait au sommet de la digue et sur la rive droite un mauvais pertuis à l’usage du flottage sur quoi nous observons que vont ne pas retarder les gaffages des bois lors de leur descente et est nécessaire que le propriétaire du moulin fasse construire un nouveau passage semblable à celui indiqué (art. 2). Art. 18 Moulin du Port de Gaignac Vérification faite du le dit moulin situé sur la rive droite de la rivière en présence du citoyen Henry Lavaux, propriétaire du le dit moulin, habitant de Gaignac. Nous avons trouvé qu’il était composé de 3 meules à cuves avec un gord attenant au moulin construit comme lu précédent et un réservoir sur le devant servant à
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enfermer les poissons. Nous avons ensuite examiné la digue qui est d’environ 230 m de longueur et nous avons reconnu qu’elle était construite en pierres. Sachez qu’on y avait pratiqué plusieurs déversoirs dont l’un versait au passage du merrain qu’il en excitait/exportait ? Un autre et dans le moulin destiné au même usage qui n’avait que 63 cm de largeur. Après avoir fait le nivellement de la digue, nous avons reconnu qu’elle avait 1.95 m de hauteur et que le dessus du dormant du dit moulin était établi à 1,68 m en contrebas du couronnement de la digue. Nous avons remarqué encore qu’on l’avait singulièrement rehaussée au moyen d’une palissade qui fait refluer les eaux dans les propriétés supérieures et dans une partie des maisons du port situées sur la rive droite ; que la chose dans cet état, il convient que le citoyen Lavaux soit censé tenu d’enlever le dit surhaussement en se conformant aux anciennes ordonnances des Eaux et Forêts portant que le dessus de digue doit être établi à 87 cm en contrebas des terres à 19, 48 m de distance des bords et précédant la partie la plus basse afin de garantir non seulement les maisons du port et ??? éviter que les eaux ne se dirigent plus avec autant de force sur les propriétés de la rive gauche sur laquelle est située la ville de Gaignac. Nous observons encore que les passelis servant au flottage étaient en mauvais état et celui du moulin n’étant pas d’une largueur suffisante, le dit propriétaire doit être tenu de construire un nouveau vers le milieu de la digue en se conformant pour cela à ce qui est prescrit (art. 2). Définitions utiles pour analyser le texte : Couronnement : Partie supérieure visible d'un édifice. Empalement : XVIIIe siècle. Dérivé de pale,«vanne».Vanne d'un moulin, d'une écluse. Fascine : fagot employé dans une fortification ou des travaux de terrassement. Flottable : Il se dit des ruisseaux et des rivières sur lesquels le bois peut flotter en train ou à bûche perdue.
Gord : Il existait aussi des installations fixes comme celle du Prieuré royal de St Sauveur qui possédait à Melun, au XVII° siècle, une place et cours d'eau avec droit de gort, pesche et pescherie, au dedans de la rivière de Seine, sous le Pont-des-Moulins... Une série de pieux, plantés en eaux peu profondes et réunis par des filets ou des claies, formait un couloir en V menant à une nasse. Gués et moulins se prêtaient à ce genre d'installation.
Pêcherie consistant en deux rangs de perches plantées dans le fond de la rivière et formant un angle dont le sommet est fermé par un filet.
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Merrain : Bois fendu en planches et propre à différents ouvrages. Où ledit droit de sol pour livre est établi sur le bois, tant merrain qu'à brûler. Règlement général sur les aides, 12 oct. 1624. Pertuis : En navigation intérieure, on appelle "pertuis" une ouverture dans un barrage de moulin destinée à laisser passer les bateaux. Cette ouverture, en l'absence de bateaux, est obturée par un système de madriers, de planches, de pièces pivotantes. On connaît plusieurs systèmes de fermeture de pertuis. On trouve les termes synonymes de "porte marinière", "porte à bateaux", "pas', "passelis", "navière", "portereau", "portineau", "voye".
2.7 - Mécanisme du moulin à eau horizontal :
1 chèvre, potence à lever
2 trémie
3 graduateur
4 auget alimentaire
5 frayon ou babillard
6 archure ou cercle, coffrage
7 poignée de vanne
8 meule tournante
9 annille
10 boîtard ou boîtillon
11 meule dormante ou gisante
12 fusée, barre de transmission
13 anche, trémie d'échappement
14 huche, maie
15 arbre vertical en bois recevant l'impulsion du rouet
16 roue motrice horizontale
17 buse, trompe ou conduit d'amenée
18 vanne
19 pointe
20 crapaudine ou fût de section carrée, X de fer
21 banc, sommier, embrasement
22 trempure, levier
23 bol, partie voûtée où tombe l'eau du conduit d'amenée
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Microcentrale de St Saury
Microcentrales de la Cère
Plan de la Rivière de la Cère - 1842
IGN – années 2000
IGN – années 2000
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Microcentrale de Lagrénerie
Plan de la Rivière de la Cère - 1842
IGN – années 2000
IGN – années 2000
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Microcentrale du Port de Gagnac
Plan de la Rivière de la Cère - 1842
IGN – années 2000
IGN – années 2000
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3 - INTERPRETATION PHYSIQUE DES DONNEES HISTORIQUES
La puissance brute c'est-à-dire la consistance d’une usine hydroélectrique est le produit d’un débit, d’une hauteur de chute et de l’accélération de la pesanteur.
Les données historiques sont difficiles à interpréter techniquement car les conditions d’analyse qui prévalent aujourd’hui pour fixer un droit d’eau sont centrées sur le débit maximum dérivable et sur la chute brute, soit la différence de cote entre le plan d’eau amont et le plan d’eau aval au point de restitution.
Le processus de production d’énergie des anciens moulins n’exploitait qu’une partie de la chute et le débit était limité par la section des vannes, la charge hydraulique sur ces vannes et les pertes de charges enregistrées au niveau de la trompe.
3.1 - Tableaux analytiques
Centrale de St Saury
Centrale de Grenerie
Moulin du Port
Hauteur seuil 2.2 1.7 1.95
Nombre de meules 2 3 3
Section des vannes décrites (m2) 2.86 1.06
1789
Débit des vannes (calcul m3/s) 7.140 2.488
Enquête statistique
1870 Hauteur 1.8 1.65 1.91
Débit (volume des eaux motrices) 1.2 1.2 1.2
Nombre de meules 2 3 4
Puissance brute (CV) 28.8 26.4 30.56
Puissance brute (kW) 22.64 20.75 24.02
Force utilisée (Cv) 5.76 5.28 6.11
Force utilisée (kW) 4.53 4.15 4.80
1886 Hauteur 1.8 1.65 1.91
Débit (volume des eaux motrices) 7.161 7.161 7.161
Nombre de meules 3 2 3
Puissance brute (CV) 171.86 157.54 182.36
Puissance brute (kW) 135.08 123.83 143.33
Force utilisée (Cv) 111 102 71
Force utilisée (kW) 87.25 80.17 55.81
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De l’ensemble de ces données et en particulier des conditions, nous pouvons présupposer que l’état actuel de la hauteur de chute est voisin de la hauteur initiale. Une analyse topographique s’appuyant sur le repérage du dormant des moulins s’ils existent encore permettrait de statuer sur la cote légale. Vis-à-vis du point de restitution, la carte de 1842 fixe la référence la plus ancienne. Pour le débit, les sections de vanne disponibles sous les charges hydrauliques référencées permettent d’approcher par une formule de déversoir le débit maximal susceptible d’être évacué. Pour trancher, il faudrait pouvoir dimensionner les anciennes sections d’alimentation des trompes.
3.2 - Données actuelles des usines
Les données répertoriées dans les bases de données de l’OREMIP (Observatoire régional de l’énergie) sont les suivantes. Certaines données ont été modifiées grâce à l'enquête effectuée dans le cadre de l'étude.
Centrale de St Saury
Centrale de Grenerie
Moulin du Port
cote retenue NGF
Hauteur Retenue_m
Capacité utile Mm3
Coord_X_PRISE_LambII 565470.97 564704.52 563527.79
Coord_Y_PRISE_LambII 1994612.51 1994473.54 1993796.1
INSEE_Comm_Prise 46 163 46 117 46 117
Nom_Comm_Prise LAVAL-DE-CERE
GAGNAC-SUR-CERE
GAGNAC-SUR-CERE
Zone Hydro P194 P194 P196
superfice_BV_km2
(calcul base MNT ) 967 968 1027
module m3/s 23.9 23.9 25
Longueur court circuité m
300 400 500
Propriétaire Société Fils Besse M. Vritone M. J.F. Besse
Catégorie fil de l'eau fil de l'eau fil de l'eau
Débit_max_m³/s 19 30 7
Nbre et capacité des turbines (m³/s)
2 (13 + 6) 3 (12 + 12 + 6) 1 (5,2)
cote_REST_m
Hauteur ChuteBrute_m 2,95 2,3 1,91
P_max_brute_kW 781 677 131
P installée en kW 440 560 55
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A noter que la prise d’eau de la centrale de Lagrènerie est située en amont immédiat du ruisseau d’Orgues (BV 55 km2) qui conflue avec la Cère au pied du déversoir. L'usine du Port de Gagnac est donc la seule à bénéficier des apports de ce ruisseau. Le débit d’équipement de ces usines marque une différence forte entre les usines amont équipées à des valeurs du même ordre de grandeur que le module et la centrale aval équipée réellement à 5,2 m³/s, soit une valeur inférieure au quart du module. La dernière centrale est limitée principalement par la débitance du canal de fuite.
3.3 - Passes à poissons et régulations
Une visite des trois sites a été entreprise le 24 octobre 2007. Marlène Lacarrère, animatrice du contrat de rivière Cère à EPIDOR, était présente ce jour-là. Cette visite a principalement permis de rencontrer les producteurs des centrales de Saint-Saury et du Port de Gagnac (celui de la centrale de Lagrènerie n'était pas disponible), et de préciser avec eux les données techniques caractéristiques des centrales. La visite a également permis une observation des ouvrages de restitution des débits réservés ainsi que des moyens de régulation des turbines.
3.3.1 - Débits réservés et passes à poissons
Le débit réservé réglementaire de ces usines est de 600 l/s (1/40ème du module). Dans les faits, les dimensions des échancrures et les fuites dans les chaussées font que le débit réellement laissé au tronçon court-circuité est plus proche de 1 m³/s. les débits importants le jour de la visite et les déversements par dessus les ouvrages n'ont pas permis de mesurer les débits réels.
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Saint-Saury La passe à poissons constituée de 4 bassins successifs est située en rive gauche et fonctionne correctement. L'accès y est aisé et l'entretien y est assuré régulièrement par le propriétaire de l'usine. Celui-ci devra veiller à garder un écoulement d'appel correct pour assurer le bon fonctionnement de l'ouvrage de franchissement, notamment faire en sorte que des blocs de pierre ne viennent pas gêner l'accès à la passe (cf. photo ci-contre au dernier plan).
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Lagrènerie
La passe à poissons est située en rive droite et est très difficile d'accès. De ce fait, l'observation de son fonctionnement n'a pas été possible. Surtout, cette implantation pose question sur les possibilités et la régularité de son entretien.
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Moulin du Port de Gagnac La passe à poissons constituée de 4 bassins successifs est située en rive gauche et fonctionne correctement. La faible capacité de turbinage de l'usine fait qu'il y a souvent déversement, et donc les écoulements dans le tronçon court-circuité sont la plupart du temps largement supérieurs au débit réservé (plus de 80% du temps en moyenne). L'accès à la passe à poissons est aisé et l'entretien peut être effectué facilement.
3.3.2 - Organes de régulation Par rapport au phénomène d'éclusées sur un cours d'eau, la régulation des ouvrages au fil de l'eau est primordiale, afin de ne pas créer des variations brusques de débit vers l'aval ou, dans le cas de la Cère, ne pas aggraver celles provenant de l'amont (barrage de Brugale). Globalement, la capacité de nuisance d'une centrale au fil de l'eau est augmentée avec la longueur de la dérivation et avec la capacité de stockage des ouvrages de prise d'eau et d'amenée. Plus le volume stockable est important (même si ce n'est pas le but de ces ouvrages), plus des variations fortes de débit pourront être observées, du fait du phénomène de stockage/déstockage temporaire. Par ailleurs, lorsqu'une dérivation est longue, les différences de vitesses de propagation des débits dans le canal et dans le tronçon court-circuité peuvent générer des perturbations à l'aval.
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Dans le cas des trois centrales de la Basse Cère, les dérivations sont relativement courtes et les stocks en amont des usines sont faibles (pas de canal d'amenée, les usines turbinant en bout de chaussée). Cela explique notamment pourquoi les perturbations engendrées à l'aval des trois usines sont négligeables : leur capacité de modulation est réduite de par les caractéristiques relativement modestes des sites. Certains points moins positifs peuvent être relevés. Pour les trois usines, la régulation se fait grâce à une sonde de niveau d'eau située devant le plan de grilles, à l'entrée des chambres d'eau. Ce système ne permet pas d'anticiper les variations venant de l'amont et, comme l'inertie des groupes ne permet pas de s'adapter instantanément aux variations (temporisation d'environ 15-20 minutes à Saint-Saury par exemple), cela crée un déphasage, et une "perte" d'eau pour les usiniers. L'implantation d'une sonde plus en amont pourrait permettre de gagner en efficacité de ce point de vue.
De plus, si on prend l'exemple de la centrale de Saint-Saury, celle-ci possède une turbine Kaplan à pales fixes ne lui autorisant qu'à fonctionner en tout ou rien (elle entonne donc soit 0 m³/s, soit entre 9 et 13 m³/s). Cela a de fortes conséquences pour le régime des eaux dans le tronçon court-circuité, puisque celui-ci peut subir des variations brusques lors du démarrage et de l'arrêt de cette turbine.
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3.4 - Synthèse sur des éléments techniques de caractérisation des droits des usines
Les données disponibles concernant à la fois l’historique des aménagements, l’hydrologie naturelle du secteur nous conduisent à poser un certain nombre de constats : � L’emprise actuelle des usines est sans doute très proche du schéma initial. � Les hauteurs de chute peuvent avoir évolué mais seul le repérage altimétrique
du dormant des moulins offre une certitude quant à la côte initiale du plan d’eau amont.
� En première hypothèse (en attendant les résultats du procès récent), nous pouvons considérer que les chutes actuelles sont proches des conditions d’origines.
Pour le débit dérivé, les quelques éléments de dimensionnement ancien, les enquêtes statistiques et l’hydrologie du cours d’eau et le niveau d’équipement initial des moulins (entre 2 et 3 meules) nous conduisent à estimer que les débits d’équipement des usines de Saint-Saury et Lagrènerie sont manifestement surdimensionnés par rapport au droit d’eau initial justifiant le fondement en titre. Pour l’usine de Port de Gagnac, la situation est sans doute moins discutable. Traduction de quelques extraits du traité « Architecture hydraulique, ou l'art de conduire, d'élever et de ménager les eaux pour les différents besoins de la vie / par M. Belidor,... » Publication : Paris : L. Cellot : [puis] Barrois l'aîné : [puis] F. Didot, 1782-1790 La puissance qui surmonte l'action de la pesanteur relative d'une meule sur le bled, est à-peu-près la trente-cinquième partie de la pesanteur absolue de la meule,.
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4 - FONDES EN TITRE SUR LA RIVIERE CERE : L’ANALYSE DU JURISTE
L’étude des droits d’eau concernant le moulin de Saury, le moulin de la Grènerie et le moulin du Port de Gaignac repose exclusivement sur un rapport relatif à l’état de la rivière CERE établit entre l’An VII et l’An IX (1799-1801) trouvé dans les Archives Départementales du Département du Lot à Cahors (côte 110 S 1). Faute de titre établissant les droits d’eau desdits moulins, les informations collectées sont donc les seuls éléments en notre possession de nature à établir à la fois une présomption sur l’existence de ces moulins avant la Révolution et la consistance légale des droits d’eau attachés aux moulins. L’enjeu de la reconnaissance de l’existence légale d’une prise d’eau est d’importance, puisque les titulaires des prises d’eau fondées en titre ne sont pas tenus de formuler de demande de renouvellement d’autorisation. L’article 1er de la loi du 16 octobre 1919 ne leur étant pas applicable (Cass. Civ., 20 oct. 1942 : S. 1944, 1, 93, note J. L’Huillier), ils utilisent ainsi librement l’énergie des cours d’eau en vue de produire de l’électricité. Toutefois tout accroissement de la puissance de l’ouvrage ayant une existence légale doit faire l’objet, en vertu des articles 1er et 29 de la loi de 1919, d’une autorisation préalable. Souvent, l’ancienneté des titres pose indéniablement un problème dans l’établissement de la preuve. L’impétrant devra établir non seulement la preuve de son existence mais également le contenu de son droit, c’est-à-dire sa consistance. 1 - L’Histoire, fondement de l’existence légale de droits dits « fondés en titre » FABREGUETTE définissait les droits fondés en titres comme « ceux acquis antérieurement à l’abolition de la féodalité soit par convention, prescription, destination de père de famille ou même déclaration d’utilité publique, en vertu de quoi aurait été conféré à des non riverains un droit d’usage de l’eau » (Tome II, p. 669). Sont regardées comme fondées en titre, les prises d’eau � sur les cours d’eau domaniaux qui ont une existence légale reposant sur des
droits fondés ou présumés fondés sur un acte de l’autorité royale, antérieur à 1566, et comportant aliénation à titre perpétuel des droits à l’usage de l’eau, les droits fondés après 1566 en vertu d’un contrat d’engagement et les droits fondés sur des actes de vente conclus avant la Révolution par certains établissements ecclésiastiques qui s’étaient vu concéder à titre définitif des
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droits d’eau par l’autorité Royale avant 1683, les droits fondés sur une situation de fait ancienne,
� sur les cours d’eau non domaniaux ayant fait l’objet d’une aliénation comme bien national, ou établis en vertu d’un acte antérieur à l’abolition des droits féodaux.
L’histoire du droit est donc le fondement de ces droits dits fondés en titre et dont on peut établir la chronologie sommaire suivante : l’article 41 de l’ordonnance du 13 août 1669 sur le fait des eaux et forêts a déclaré la propriété du Roi « de tous les fleuves et rivières portant bateaux de leur fonds sans artifice et ouvrages de mains à la réserve des « droits de pêche, moulins, bacs et autres usages que les particuliers peuvent y avoir par titres, possessions valables auxquels ils seront maintenus ». Ce principe a été maintenu par un Edit de 1683 précisant que sont concernés les « titres de propriétés authentiques faits avec les rois nos prédécesseurs, en bonne forme, auparavant l’année 1566 ». L’article 14 du décret des 22 novembre et 1er décembre 1790 relatif aux domaines nationaux, aux échanges et concessions, et aux apanages a confirmé ces droits : « L’Assemblée nationale confirme les ventes et aliénations pures sans clause de rachat, même les inféodations, dons et concessions à titre gratuit sans clause de réversion, pourvu que la date de ces aliénations à titre onéreux ou gratuit soit antérieure à l’ordonnance de février 1566 ». Ces droits ont pu être acquis lors de la vente des biens nationaux, sous réserve qu’ils comportent effectivement une aliénation de droits à l’usage de l’eau. Le Conseil d’Etat et la Cour de cassation ont confirmé, dans la deuxième moitié du XIXème siècle, l’existence de ces droit dits « fondés en titre » ou ayant une existence légale : « ni les lois révolutionnaires, ni la législation intermédiaires, ni le Code civil n’ont porté atteinte aux droits régulièrement émanés de la puissance féodale au profit des particuliers non seigneurs » pose ainsi en principe la Cour de cassation (Cass. 1ère civ., 17 juill. 1866, L’Etat c/ Grimardias : DP 1866, I, p. 391), à la suite du Conseil d’Etat (CE, 18 juin 1852, Roussille, Rec. p. 249). Dans l’arrêt du 15 novembre 1904, Rambaux et Marceaux, la Cour de cassation précise que « dans le courant des siècles, les seigneurs hauts justiciers, avaient réussi à transformer en un droit de propriété ou d’usage sur les cours d’eau ce qui, dans son origine, n’aurait été qu’un droit de police ou de surveillance, comme émanation de la puissance féodale. Les droits transmis par eux à des tiers ont donc pour ceux-ci la valeur de droits patrimoniaux. Ils ne se trouvent pas atteints à ce titre par les lois abolitives de la féodalité ». Le Conseil d’Etat a estimé que « sont regardées comme fondées en titre ou ayant une existence légale, les prises d’eau sur des cours d’eau non domaniaux qui, soit ont fait l’objet d’une aliénation comme bien national, soit sont établies en vertu d’un acte antérieur à l’abolition des droits féodaux ; qu’une prise d’eau est présumée établie
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en vertu d’un acte antérieur à l’abolition des droits féodaux dès lors qu’est prouvée son existence matérielle avant cette date » (CE, 5 juill.2004, n° 246929, SA Laprade Energie, Rec. p. 294 ; JCP A 2004, 1846, M.-C. Rouault ; AJDA 2004, p. 2219 ; RFDA 2004, p. 1034. La matérialité de l’ouvrage peut substituer le titre « papier ». Ainsi, il n’est pas toujours nécessaire de produire les titres authentiques de vente pour qu’une prise d’eau soit déclarée « fondée en titre ». Compte tenu du caractère ancien de ces titres et de la difficulté à les produire, la jurisprudence fait preuve de mansuétude en admettant qu’il n’est pas toujours nécessaire de produire les titres authentiques de vente pour qu’une prise d’eau soit déclarée. 2 - La pérennité des droits fondés en titres Le Conseil d’Etat affirme régulièrement la pérennité du droit fondé en titre. Il déclare que « si cet ouvrage est partiellement délabré, ses éléments essentiels ne sont pas dans un état de ruine tel qu’il ne soit plus susceptible d’être utilisé par son détenteur ». Le Conseil d’Etat a récemment indiqué que « la force motrice produite par l’écoulement d’eaux courantes ne peut faire l’objet que d’un droit d’usage et en aucun cas d’un droit de propriété ; qu’il en résulte qu’un droit fondé en titre se perd lorsque la force motrice du cours d’eau n’est plus susceptible d’être utilisée par son détenteur, du fait de la ruine ou du changement d’affectation des ouvrages essentiels destinés à utiliser la pente et le volume d’eau ; qu’en revanche, ni la circonstance que ces ouvrages n’aient été utilisés en tant que tels au cours d’une longue période de temps, ni le délabrement du bâtiment auquel le droit de prise d’eau fondé en titre est attaché, ne sont de nature, à eux seuls, à remettre en cause la pérennité de ce droit (CE, 7 février 2007, M ; et Mme Sable, n°280373). 3 - La preuve de la consistance légale C’est cette même mansuétude dont on fait état à propos de l’existence légale du droit qui anime les juridictions lorsqu’il s’agit de rapporter la preuve de la consistance du droit. Les propriétaires d’usines fondés en titre ne sont pas tenus, pour disposer de l’énergie correspondant à la consistance légale de l’établissement, d’obtenir une concession ou une autorisation de l’Etat si cette consistance légale correspond au titre d’origine. Le juge judiciaire apprécie la consistance légale d’une usine fondée en titre suivant les méthodes d’évaluation et les éléments d’appréciation qui lui apparaissent les plus appropriés.
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La consistance légale d’une prise d’eau doit « être présumée conforme à sa consistance effective actuelle, du moins s’il n’est pas allégué par l’Administration aucun fait précis duquel on puisse inférer que la quantité d’eau utilisée a été augmentée depuis la date à laquelle l’usine a acquis son existence légale (Rougeaux, Les prises d’eau « fondées en titre » CJEG 1973, p. 381). Dans l’arrêt LAPRADE Energie, le Conseil d’Etat a estimé qu’un droit fondé en titre conserve la consistance qui était la sienne à l’origine et a jugé que la force motrice théoriquement disponible doit être « appréciée au regard de la hauteur de la chute d’eau et du débit du cours d’eau ou du canal d’amenée ». Toute modification de ce droit est soumise au droit commun des installations hydrauliques, impliquant une autorisation administrative préalable, pour autant que les caractéristiques du cours d’eau permettent de l’accorder (Ph. BILLET, La preuve de la consistance légale d’un droit fondé en titre et obligations de travaux de mise en conformité, JCP A Septembre 2006, p. 1175). La consistance d’un fondé en titre est, donc présumée, sauf preuve contraire, conforme à sa consistance actuelle. La charge de la preuve contraire revient à l’Administration. Si les éléments physiques constatables (repères, marques anciennes), les documents historiques existants (plan ancien du vannage en bois existant par exemple) et les données hydrologiques ne permettent pas de prouver que les différents travaux effectués sur les ouvrages ont eu pour conséquence de modifier à la hausse la consistance du droit fondé en titre, ce droit doit être reconnu. La détermination de la consistance légale doit se faire en fonction de la situation existante ou supposée à l’époque, mais référence exclusive à la puissance ou énergie dont le bâtiment d’origine pouvait disposer de par les ouvrages alors existants. Il faut tenir compte, par exemple, des caractéristiques topographiques et altimétriques supposées existantes à la date du fondé en titre en les appliquant à l’établissement hydroélectrique. Ainsi, il convient de rechercher avec précision la hauteur du barrage en fonction de la hauteur de chute brute qui seule permet de déterminer la puissance maximum brute (produit de la hauteur de chute brute et du débit maximum dérivé), comme constituant le critère légal instauré en 1919 du statut applicable à une centrale hydraulique fondée en titre. Le juge évalue la consistance par rapport au titre d’origine s’il est suffisamment explicite ou en fonction des éléments de faits comme par exemple le nombre de paires de meules effectivement activées (CE, 22 juillet 1887, Piette).
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La Cour de cassation a indiqué que « l’appréciation de la puissance en chevaux vapeur compte tenu de la puissance de cinq meules ne préjugeait pas que cette puissance ait été dépassé par les aménagements et transformations du moulin en petite fabrique au moyen de turbines plus économiques en énergies que les énormes meules anciennes du moulin d’avant la Révolution. […] que l’arrêt ne pouvait valablement exclure les conséquences du rehaussement du barrage voisin de Beaugeix, autorisé par l’arrête préfectoral du 9 mai 1906, sur le niveau des eaux à l’issue du bief de restitution du Moulin de Batifort au seul motif que ce rehaussement ne nuisait pas à la marche de l’usine supérieure, dans la mesure où (…) il y avait eu nécessairement un effet de remous d’au moins 0,77 mètre au point de restitution des eaux de Batifort calculé selon la formule des ingénieurs de la Seine, ce qui avait une incidence sur la hauteur de chute maximum brute du Moulin de Batifort » (Civ. 3ème, 8 février 2006). Dans notre cas d’espèce, on note : � pour le moulin de Saury : 2 meules, chute des eaux : 2,20 m � pour le moulin de la Grènerie : 3 meules à cuves avec un gords attenant au
moulin ; digue de 1,70 m de hauteur ; le dormant du moulant : 1,46 m en contrebas de son couronnement de la digue
� pour le moulin du Port de Gaignac : 3 meules à cuves avec un gords attenant au moulin ; digue : 1,95 m de hauteur ; le dormant du moulant : 1,68 m en contrebas de son couronnement de la digue
Si l'existence légale ne fait pas débat, en revanche la consistance légale est plus sujette à discussion. Les hauteurs de chute sont probablement voisines de l'état initial mais pour au moins deux des trois moulins les débits dérivés apparaitraient surdimensionnés par rapport au fonctionnement ancien probable. 4 - Les usines fondées en titre et le respect du droit de l’environnement Il est de jurisprudence constante que l’Administration a le droit de régler dans un but d’utilité générale et pour assurer le libre écoulement des eaux, le régime des moulins fondés en titre établis sur des rivières. Une prise d’eau peut toujours être modifiée ou supprimée pour un motif d’intérêt général. La préservation de l’environnement est reconnue comme d’intérêt général. L’article L. 210-1 du Code de l’environnement dispose, en outre, que la protection de l’eau, sa mise en valeur et le développement de la ressource utilisable, dans le respect des équilibres naturels, sont d’intérêt général. En effet, les pouvoirs imprescriptibles de police de l’Administration ne sauraient être mis en échec par une longue possession alors même qu’elle remonterait à une période antérieure à l’abolition de la féodalité (CE, 3 juin 1881, Pissevin ; CE, 22 octobre 1830, Couplet, Rec. p. 477 ; CE, 20 novembre 1891, Durand ; CE, 6 juillet 1928, Ollagnier, DH 1928, p. 479 ; CE, 19 mars 1937 CABROL, Rec. p. 369 ; CE,
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16 mai 1944, Floquet, Rec. p. 142 ; CE, 22 décembre 1950 Terrien, Rec. p. 636 ; CE, 16 mars 1960, Guignard, Rec. p. 500). La modification sans indemnité de l’autorisation accordée sur les cours d’eau non domaniaux, telle qu’elle est prévue par l’article 215-10 du Code de l’environnement [ancien article 109 du Code rural] s’applique également à l’égard des usines fondées en titre dès lors qu’elle est justifiée par un motif d’intérêt général. L’Administration peut, en effet, prendre toute prescription justifiée par la nécessité de préserver le milieu aquatique. Cette faculté repose sur deux dispositions législatives distinctes � l’article 11 du décret n°95-1204 du 6 novembre 1995 qui dispose que « sont
également considérées comme autorisées, en application de l’article 10 de la loi du 3 janvier 1992, les usines fondées en titre dans la limite de leur consistance légale ».
� l’article L. 215-10 du Code de l’environnement qui prévoit que les autorisations ou permissions accordées pour l’établissement d’ouvrages ou d’usines sur les cours d’eau non domaniaux peuvent être révoquées ou modifiées sans indemnité de la part de l’Etat exerçant ses pouvoirs de police :
• I-(3°) dans le cas de la réglementation générale prévue à l’article L.
215-8 visant à concilier les intérêts des diverses catégories d’utilisateurs de leurs eaux ;
• I-(5°) pour des raisons de protection de l’environnement et notamment lorsque ces autorisations soumettent les milieux naturels aquatiques à des conditions hydrauliques critiques non compatibles avec leurs préservations selon les modalités fixées par décret en Conseil d’Etat ;
• I bis dès lors que leur fonctionnement ne permet pas la préservation des espèces migratrices vivant alternativement en eau douce et en eau salée. La Cère est classée rivière à migrateur avec une liste d’espèce publiée.
L’article L. 215-10 –II précise notamment que les dispositions du I et du I bis sont applicables aux permissions ou autorisations accordées en vertu des articles L. 214-1 à L. 214-6, ou antérieurement à la mise en vigueur de ces dispositions, ainsi qu’aux établissements ayant une consistance légale. En tout état de cause, il convient de s’assurer que la mesure prescrite est proportionnée à l’objectif recherché. La question du maintien par l’Administration d’un débit supérieur dans le lit d’un cours d’eau, tenant compte des particularités de ce dernier, au débit minimum prévu par l’article L. 214-18 du Code de l’environnement pour assurer en permanence la vie, la circulation et la reproduction des espèces ou en vue de protéger les éléments définis à l’article L. 211-1 du même Code se pose avec acuité. Il s’agit là avant tout d’une question d’interprétation. Doit-on considérer cette mesure comme relevant d’une activité d’intérêt général ?
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Dans cette hypothèse, il est vraisemblable que le bénéficiaire du fondement en titre puisse prétendre à indemnité pour la perte d’exploitation lié à la différence entre le débit réservé imposé et le débit réservé minimum actuel soit le quarantième du module. En première approche l’usine de Moulin du Port relèverait de cette catégorie. Si la consistance légale du fondement en titre est inférieure à la puissance actuelle, cette indemnité n’est pas forcément due, dans la mesure où le propriétaire doit se mettre en conformité avec l’article L. 214-18 du Code de l’environnement au titre de la part de puissance non fondée en titre et soumise à autorisation. Ce cas de figure imposerait donc une démarche administrative aboutissant à une demande d’autorisation d’exploiter l’énergie. Notons que le classement de la Cère aval en cours d’eau réservé ne devrait pas remettre en cause la possibilité d’autoriser ce qui sera considéré comme une augmentation de puissance. En première approche au moins les usines de La Grenerie et de St Saury relèveraient de ce dernier cas de figure (débit d’équipement très important).
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5 - MODELISATION TECHNICO – ECONOMIQUE : ESTIMATION DES CONSEQUENCES D’UNE MODIFICATION DU REGIME DES EAUX
L’objectif est ici d’estimer a priori les conséquences économiques d’une modification des conditions de fonctionnement des usines actuelles. En particulier, une révision du débit réservé fixé aujourd’hui au 1/40eme du module, devrait se traduire par une perte de production et de chiffre d'affaires. Nous avons appliqué aux trois ouvrages une analyse hydrologique pour déterminer les eaux exploitables. En second lieu, nous avons appliqué un modèle de valorisation technique et économique (Turb’Eau-CA) pour analyser la sensibilité économique aux modifications du débit réservé mais aussi à une amélioration des performances mesurées par le rendement. Les débits réservés testés vont du 1/40ème du module à 5 m3/s valeurs préconisée dans le premier rapport d’étude sur les débits de la Cère. Les rendements testés sont ceux que l’on rencontre couramment sur des petits aménagements avec une fourchette comprise entre 50% et 75%. Selon nos estimations la valeur probable des rendements actuels se situerait plutôt vers 50 à 55%. Cela est en partie dû au débit réservé réellement laissé à la rivière : les fuites dans les chaussées et les ouvrages de passes à poissons font que le débit réservé réel est plus proche de 1 m³/s que de 0,6 m³/s strictement. Les résultats de cette modélisation sont présentés dans les fiches ci après.
5.1 - Interprétation technique
Le débit réservé apparaît comme un facteur de deuxième ordre par rapport au rendement de l’exploitation. Ceci signifie que les marges de progrès interne à chaque usine dépassent largement la perte énergétique qui serait liée à l’augmentation du débit réservé. Dans l’exemple ci-dessous un rendement de 55% augmenté à 65% permet d’annuler le coût énergétique de l'augmentation du débit réservé de 0,6 m³/s (1/40ème du module) à 5 m3/s.
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Productible estimé : centrale de Saint-SauryMWh Module estimé : 23.9 m3/s
40ème du
module
20ème du
module
10ème du
module
0.6 m3/s 1.2 m3/s 2.4 m3/s
50% 1 690 1 646 1 556 1 520 1 461 1 405
55% 1 859 1 811 1 712 1 672 1 607 1 545
60% 2 029 1 976 1 867 1 824 1 753 1 686
65% 2 198 2 140 2 023 1 976 1 900 1 826
70% 2 367 2 305 2 179 2 128 2 046 1 966
75% 2 536 2 470 2 334 2 279 2 192 2 107
5 m3/s3 m3/s 4 m3/s
Débit
réservé
testé
Rendement simulé
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Productible estimé : centrale de Saint-Saury
MWh Module estimé : 23.9 m3/s
40ème du
module
20ème du
module
10ème du
module
0.6 m3/s 1.2 m3/s 2.4 m3/s
50% 1 690 1 646 1 556
55% 1 859 1 811 1 712
60% 2 029 1 976 1 867
65% 2 198 2 140 2 023
70% 2 367 2 305 2 179
75% 2 536 2 470 2 334
Productible estimé : centrale de Lagrènerie
MWh Module estimé : 24.0 m3/s
40ème du
module
20ème du
module
10ème du
module
0.6 m3/s 1.2 m3/s 2.4 m3/s
50% 1 313 1 283 1 222
55% 1 444 1 411 1 345
60% 1 576 1 539 1 467
65% 1 707 1 667 1 589
70% 1 838 1 796 1 711
75% 1 970 1 924 1 834
Productible estimé : centrale du Moulin du Port
MWh Module estimé : 25.0 m3/s
40ème du
module
20ème du
module
10ème du
module
0.63 m3/s 1.25 m3/s 2.5 m3/s
50% 461 448 421
55% 507 493 464
60% 553 538 506
65% 599 583 548
70% 645 628 590
75% 691 673 632
Débit
réservé
testé
Rendement simulé
Rendement simulé
Débit
réservé
testé
Débit
réservé
testé
Rendement simulé
1 500
1 700
1 900
2 100
2 300
2 500
2 700
50% 55% 60% 65% 70% 75%
40ème du module
20ème du module
10ème du module
MWh
Rendement
1 200
1 400
1 600
1 800
2 000
50% 55% 60% 65% 70% 75%
40ème du module
20ème du module
10ème du module
MWh
Rendement
400
500
600
700
800
50% 55% 60% 65% 70% 75%
40ème du module
20ème du module
10ème du module
MWh
Rendement
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Productible estimé : centrale de Saint-Saury
MWh Module estimé : 23.9 m3/s
50% 1 520 1 461 1 405
55% 1 672 1 607 1 545
60% 1 824 1 753 1 686
65% 1 976 1 900 1 826
70% 2 128 2 046 1 966
75% 2 279 2 192 2 107
Productible estimé : centrale de Lagrènerie
MWh Module estimé : 24.0 m3/s
50% 1 193 1 145 1 103
55% 1 312 1 260 1 213
60% 1 431 1 375 1 324
65% 1 550 1 489 1 434
70% 1 670 1 604 1 544
75% 1 789 1 718 1 655
Productible estimé : centrale du Moulin du Port
MWh Module estimé : 25.0 m3/s
50% 409 390 374
55% 450 429 411
60% 491 468 449
65% 532 507 486
70% 572 546 523
75% 613 585 561
Débit
réservé
testé
Rendement simulé
Rendement simulé
Débit
réservé
testé
Débit
réservé
testé
Rendement simulé
3 m3/s 4 m3/s 5 m3/s
3 m3/s 4 m3/s 5 m3/s
3 m3/s 4 m3/s 5 m3/s
1 400
1 600
1 800
2 000
2 200
2 400
50% 55% 60% 65% 70% 75%
Qr = 3 m3/s
Qr = 4 m3/s
Qr = 5 m3/s
MWh
Rendement
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
50% 55% 60% 65% 70% 75%
Qr = 3 m3/s
Qr = 4 m3/s
Qr = 5 m3/s
MWh
Rendement
350
400
450
500
550
600
650
50% 55% 60% 65% 70% 75%
Qr = 3 m3/s
Qr = 4 m3/s
Qr = 5 m3/s
MWh
Rendement
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 36 -
5.2 - Analyse économique
Les fiches ci après traduisent les éléments de production en chiffre d’affaires calculé selon les conditions tarifaires et d’achat en jeu en 2007 (prime de qualité comprise), un rendement de 55% et un débit réservé égal au 1/40ème du module. Les chiffres d’affaires ainsi obtenus permettent de clarifier les ordres de grandeurs mis en jeu dans cette opération. Il ne s'agit pas des résultats économiques réellement obtenus par ces ouvrages notamment pour lequel les conditions tarifaires ont régulièrement évolué et que certaines indisponibilités (incidents, travaux, etc.) ne peuvent être prises en compte dans un modèle.
Chiffre d'affaire (k€) Scénario rendement 55%
DR = 1/40ème
= 0,6 m³/s
DR = 5 m³/s Ecart
Saint Saury 124 106 -18
Lagrènerie 98 82 -16
Moulin du Port 32 28 -4
Total 254 216 -38
Dans l’hypothèse où le rendement des usines serait de 55% et avec les hypothèses d’équipement et de chute inscrites sur les tableaux d’analyse des pages suivantes, la perte de chiffre d’affaires est estimée en moyenne à 38 000 € par an. Cette valeur significative vis-à-vis du chiffre d’affaire total doit cependant être pondérée par la possibilité d’effectuer des gains de productivité forts sous réserve d’investissements sur les usines mais dont une part pourrait être rentabilisée sur le moyen terme. Nous rappelons que la prise en charge du "préjudice subi" dépend du statut administratif des usines.
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 37 -
Evaluation énergétique et économique
Usine hydroélectrique :Saint-Saury
Logiciel Turb'Eau-CA©
Caractéristiques :
Chute brute :
2.95m
Tarifs d'achat électricité : 2 tarifs (été & hiver), au 01/03/2007
Chute nette :
2.95m
hiver :8.146ct €/kWh
Rendement :
0.55
été :
3.275ct €/kWh
Débit turbinable mini :
3m³/s
6.333
hiver :
0ct €/kWh
Débit turbinable maxi :
19m³/s
été :
0ct €/kWh
Débit réservé :
0.6
m³/s
0.598
Prime de qualité (MQ) maxi :
1.685ct €/kWh
Puissance installée :
448kW
Majoration de qualité calculée :
1.685ct €/kWh, soit
100%de la prime maxi
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Productible total en 1000 kWh (MWh)
Janvier
204
224
223
199
155
223
221
136
86
224
195
181
225
224
225
203
225
208
225
225
186
225
225
206
216
Février
191
203
210
200
199
194
210
113
178
200
171
114
203
203
210
177
194
203
210
203
190
203
210
192
192
Mars
199
223
221
220
181
192
221
225
199
204
122
107
224
225
188
155
211
225
225
225
221
210
217
122
225
Avril
184
210
178
218
218
209
218
216
165
152
198
135
211
201
122
7214
215
213
218
184
117
204
185
212
Mai
165
225
112
221
215
123
225
220
104
82
71
183
225
117
142
28
204
225
180
225
137
105
211
179
203
Juin
127
147
215
112
113
185
186
120
938
205
210
158
42
78
85
104
184
153
155
198
64
92
127
74
Juillet
97
49
76
90
38
173
162
49
76
43
202
178
73
15
86
152
72
92
131
196
161
49
56
66
50
Août
54
826
43
25
58
79
44
125
14
94
65
40
12
13
79
18
92
53
95
133
31
60
47
41
Septembre
109
79
40
25
83
69
110
30
22
42
159
138
150
108
108
214
74
13
185
174
191
54
193
176
191
Octobre
154
86
219
45
127
191
167
37
22
98
225
221
220
138
192
84
217
100
211
211
185
126
175
172
222
Novembre
178
93
214
80
172
190
178
95
218
197
218
149
218
166
178
206
218
184
218
186
206
218
168
125
184
Décembre
196
209
214
53
206
196
185
101
212
203
225
216
217
166
225
225
214
224
225
172
225
225
174
194
196
Total Année
1 859
1 758
1 949
1 505
1 733
2 004
2 162
1 384
1 416
1 497
2 086
1 897
2 164
1 618
1 767
1 616
1 964
1 966
2 228
2 285
2 219
1 628
1 984
1 790
2 007
Total hiver (nov-mars)
968
953
1 082
752
914
996
1 016
669
893
1 027
932
767
1 087
985
1 026
966
1 062
1 044
1 103
1 011
1 028
1 081
994
839
1 013
Total été (avril-oct)
891
804
867
753
819
1 009
1 146
715
523
469
1 154
1 129
1 077
633
741
650
903
922
1 125
1 274
1 191
546
990
952
994
Productible en milliers d'€ (majoration de qualité non comprise)
Janvier
16.6
18.3
18.1
16.2
12.6
18.2
18.0
11.0
7.0
18.3
15.9
14.8
18.3
18.3
18.3
16.5
18.3
16.9
18.3
18.3
15.1
18.3
18.3
16.8
17.6
Février
15.6
16.6
17.1
16.3
16.2
15.8
17.1
9.2
14.5
16.3
13.9
9.3
16.6
16.6
17.1
14.4
15.8
16.6
17.1
16.6
15.5
16.6
17.1
15.7
15.7
Mars
16.3
18.2
18.0
17.9
14.7
15.6
18.0
18.3
16.2
16.6
10.0
8.7
18.3
18.3
15.4
12.6
17.2
18.3
18.3
18.3
18.0
17.1
17.7
9.9
18.3
Avril
6.0
6.9
5.8
7.1
7.1
6.8
7.1
7.1
5.4
5.0
6.5
4.4
6.9
6.6
4.0
0.2
7.0
7.0
7.0
7.1
6.0
3.8
6.7
6.1
7.0
Mai
5.4
7.4
3.7
7.3
7.0
4.0
7.4
7.2
3.4
2.7
2.3
6.0
7.4
3.8
4.7
0.9
6.7
7.4
5.9
7.4
4.5
3.4
6.9
5.9
6.6
Juin
4.2
4.8
7.1
3.7
3.7
6.1
6.1
3.9
0.3
1.2
6.7
6.9
5.2
1.4
2.6
2.8
3.4
6.0
5.0
5.1
6.5
2.1
3.0
4.2
2.4
Juillet
3.2
1.6
2.5
3.0
1.2
5.7
5.3
1.6
2.5
1.4
6.6
5.8
2.4
0.5
2.8
5.0
2.3
3.0
4.3
6.4
5.3
1.6
1.8
2.1
1.6
Août
1.8
0.3
0.8
1.4
0.8
1.9
2.6
1.4
4.1
0.5
3.1
2.1
1.3
0.4
0.4
2.6
0.6
3.0
1.7
3.1
4.4
1.0
2.0
1.5
1.4
Septembre
3.6
2.6
1.3
0.8
2.7
2.3
3.6
1.0
0.7
1.4
5.2
4.5
4.9
3.5
3.5
7.0
2.4
0.4
6.1
5.7
6.3
1.8
6.3
5.8
6.3
Octobre
5.0
2.8
7.2
1.5
4.2
6.3
5.5
1.2
0.7
3.2
7.4
7.2
7.2
4.5
6.3
2.7
7.1
3.3
6.9
6.9
6.1
4.1
5.7
5.6
7.3
Novembre
14.5
7.6
17.5
6.5
14.0
15.5
14.5
7.8
17.7
16.0
17.7
12.1
17.7
13.5
14.5
16.8
17.7
15.0
17.7
15.2
16.8
17.7
13.7
10.1
15.0
Décembre
16.0
17.0
17.4
4.3
16.8
16.0
15.1
8.2
17.3
16.6
18.3
17.6
17.7
13.6
18.3
18.3
17.4
18.3
18.3
14.0
18.3
18.3
14.2
15.8
15.9
Total Année
108
104
117
86
101
114
120
78
90
99
114
99
124
101
108
100
116
115
127
124
123
106
113
99
115
Total hiver (nov-mars)
79
78
88
61
74
81
83
55
73
84
76
63
89
80
84
79
86
85
90
82
84
88
81
68
83
Total été (avril-oct)
29
26
28
25
27
33
38
23
17
15
38
37
35
21
24
21
30
30
37
42
39
18
32
31
33
Prix moyen du kWh annuel réalisé, hors majoration de qualité (ct €/kWh)
5.81
5.92
5.98
5.71
5.84
5.69
5.56
5.63
6.35
6.62
5.45
5.25
5.72
6.24
6.10
6.19
5.91
5.86
5.69
5.43
5.53
6.51
5.72
5.56
5.73
Calcul de la majoration de qualité
Base de calcul : nombre de mois pris en compte
Total =
72
mois d'hiver (déc, jan, fév)
élimination des 10% =
8mois les plus mauvais
=> calcul sur les
64
mois les meilleurs
Base de calcul : prime
Prime maximale =
1.685ct €/kW
hCoefficient d'irrégularité
I1 =
0.087
Prime selon coeff. d'irrégularité
0 à 20%
1
I2 =
0.173
20 à 50% 1 à 0,5
Régularité de la puissance
Pmax (MWh) =
225
Coeff Irr =
0.151
50 à 70% 0,5 à 0
Pmin (MWh) =
171
70 à 100%
0
Pmoy (MWh) =
207
=> Droit à prime de qualité :
OUI
=> Prime de qualité calculée =
1.685ct €/kWh
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Primes de qualité (5 mois d'hiver nov-mars) en milliers d'€
16.3
16.1
18.2
12.7
15.4
16.8
17.1
11.3
15.0
17.3
15.7
12.9
18.3
16.6
17.3
16.3
17.9
17.6
18.6
17.0
17.3
18.2
16.7
14.1
17.1
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Chiffre d'affaire total HT en milliers d'€ (toutes majorations incluses)
124
120
135
99
117
131
137
89
105
116
129
112
142
118
125
116
134
133
145
141
140
124
130
114
132
Prime petites installations (MP)
Tarif de référence (T)
X la prime de qualité maxi
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 38 -
Evaluation énergétique et économique
Usine hydroélectrique :Saint-Saury
Logiciel Turb'Eau-CA©
Caractéristiques :
Chute brute :
2.95m
Tarifs d'achat électricité : 2 tarifs (été & hiver), au 01/03/2007
Chute nette :
2.95m
hiver :8.146ct €/kWh
Rendement :
0.55
été :
3.275ct €/kWh
Débit turbinable mini :
3m³/s
6.333
hiver :
0ct €/kWh
Débit turbinable maxi :
19m³/s
été :
0ct €/kWh
Débit réservé :
5m³/s
0.598
Prime de qualité (MQ) maxi :
1.685ct €/kWh
Puissance installée :
448kW
Majoration de qualité calculée :
1.418ct €/kWh, soit
84%de la prime maxi
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Productible total en 1000 kWh (MWh)
Janvier
189
220
218
169
132
221
214
88
19
220
169
146
225
222
225
188
225
197
223
225
153
225
224
189
203
Février
180
203
210
195
193
165
209
67
157
194
129
66
203
203
210
151
183
203
210
203
177
203
208
181
183
Mars
180
214
195
210
143
151
210
221
186
170
74
52
223
225
160
127
194
225
225
224
209
190
207
71
225
Avril
168
210
150
218
218
196
218
212
128
112
176
90
204
187
82
0210
210
205
218
149
65
195
162
207
Mai
138
225
63
216
199
69
221
204
73
27
23
144
225
72
108
8184
225
146
225
83
50
204
136
170
Juin
92
106
208
57
59
167
159
66
03
192
198
122
25
33
51
53
164
117
106
175
337
75
22
Juillet
54
11
35
33
4137
117
031
3174
157
90
44
124
15
33
82
164
112
00
01
Août
15
00
00
420
069
039
16
00
023
247
634
83
06
03
Septembre
77
31
31
031
12
58
011
8117
123
128
64
70
195
43
2147
136
153
12
163
143
162
Octobre
124
34
206
069
170
127
322
47
224
217
209
85
163
46
211
56
191
191
150
76
137
138
216
Novembre
153
39
203
36
129
171
140
45
218
184
218
97
218
133
147
191
218
150
218
160
199
217
123
69
157
Décembre
177
193
205
3181
170
153
46
198
176
225
207
204
127
221
222
204
222
223
126
225
225
134
170
179
Total Année
1 545
1 485
1 724
1 138
1 358
1 634
1 847
953
1 111
1 144
1 759
1 515
1 969
1 343
1 463
1 326
1 743
1 733
1 994
2 012
1 866
1 264
1 639
1 334
1 729
Total hiver (nov-mars)
879
869
1 031
613
778
879
926
467
778
944
813
568
1 073
910
963
879
1 023
997
1 099
938
963
1 059
897
680
948
Total été (avril-oct)
666
616
693
524
580
756
921
486
333
200
946
947
897
433
500
447
720
736
895
1 074
903
205
742
654
781
Productible en milliers d'€ (majoration de qualité non comprise)
Janvier
15.4
17.9
17.7
13.8
10.7
18.0
17.4
7.2
1.5
17.9
13.7
11.9
18.3
18.1
18.3
15.3
18.3
16.0
18.2
18.3
12.4
18.3
18.3
15.4
16.6
Février
14.6
16.5
17.1
15.9
15.7
13.5
17.1
5.5
12.8
15.8
10.5
5.4
16.6
16.6
17.1
12.3
14.9
16.6
17.1
16.6
14.4
16.6
17.0
14.7
14.9
Mars
14.7
17.4
15.9
17.1
11.6
12.3
17.1
18.0
15.1
13.8
6.0
4.2
18.1
18.3
13.0
10.3
15.8
18.3
18.3
18.3
17.1
15.5
16.9
5.8
18.3
Avril
5.5
6.9
4.9
7.1
7.1
6.4
7.1
7.0
4.2
3.7
5.8
3.0
6.7
6.1
2.7
0.0
6.9
6.9
6.7
7.1
4.9
2.1
6.4
5.3
6.8
Mai
4.5
7.4
2.1
7.1
6.5
2.3
7.3
6.7
2.4
0.9
0.8
4.7
7.4
2.4
3.5
0.3
6.0
7.4
4.8
7.4
2.7
1.6
6.7
4.5
5.6
Juin
3.0
3.5
6.8
1.9
1.9
5.5
5.2
2.2
0.0
0.1
6.3
6.5
4.0
0.8
1.1
1.7
1.7
5.4
3.8
3.5
5.7
0.1
1.2
2.5
0.7
Juillet
1.8
0.3
1.2
1.1
0.1
4.5
3.8
0.0
1.0
0.1
5.7
5.2
0.3
0.0
1.4
4.1
0.5
1.1
2.7
5.4
3.7
0.0
0.0
0.0
0.0
Août
0.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.7
0.0
2.3
0.0
1.3
0.5
0.0
0.0
0.0
0.8
0.1
1.5
0.2
1.1
2.7
0.0
0.2
0.0
0.1
Septembre
2.5
1.0
1.0
0.0
1.0
0.4
1.9
0.0
0.3
0.3
3.8
4.0
4.2
2.1
2.3
6.4
1.4
0.1
4.8
4.5
5.0
0.4
5.3
4.7
5.3
Octobre
4.1
1.1
6.8
0.0
2.2
5.6
4.1
0.1
0.7
1.5
7.3
7.1
6.8
2.8
5.3
1.5
6.9
1.8
6.3
6.3
4.9
2.5
4.5
4.5
7.1
Novembre
12.5
3.2
16.5
2.9
10.5
13.9
11.4
3.6
17.7
15.0
17.7
7.9
17.7
10.8
12.0
15.5
17.7
12.3
17.7
13.0
16.2
17.6
10.0
5.6
12.8
Décembre
14.4
15.7
16.7
0.2
14.7
13.9
12.4
3.7
16.1
14.4
18.3
16.9
16.6
10.3
18.0
18.1
16.6
18.1
18.2
10.3
18.3
18.3
10.9
13.9
14.6
Total Année
93
91
107
67
82
96
106
54
74
83
97
77
117
88
95
86
107
105
119
112
108
93
97
77
103
Total hiver (nov-mars)
72
71
84
50
63
72
75
38
63
77
66
46
87
74
78
72
83
81
90
76
78
86
73
55
77
Total été (avril-oct)
22
20
23
17
19
25
30
16
11
731
31
29
14
16
15
24
24
29
35
30
724
21
26
Prix moyen du kWh annuel réalisé, hors majoration de qualité (ct €/kWh)
6.05
6.12
6.19
5.90
6.07
5.89
5.72
5.66
6.69
7.29
5.53
5.10
5.93
6.58
6.48
6.50
6.13
6.08
5.96
5.55
5.79
7.36
5.94
5.76
5.95
Calcul de la majoration de qualité
Base de calcul : nombre de mois pris en compte
Total =
72
mois d'hiver (déc, jan, fév)
élimination des 10% =
8mois les plus mauvais
=> calcul sur les
64
mois les meilleurs
Base de calcul : prime
Prime maximale =
1.685ct €/kW
hCoefficient d'irrégularité
I1 =
0.148
Prime selon coeff. d'irrégularité
0 à 20%
1
I2 =
0.344
20 à 50% 1 à 0,5
Régularité de la puissance
Pmax (MWh) =
225
Coeff Irr =
0.295
50 à 70% 0,5 à 0
Pmin (MWh) =
129
70 à 100%
0
Pmoy (MWh) =
196
=> Droit à prime de qualité :
OUI
=> Prime de qualité calculée =
1.418ct €/kWh
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Primes de qualité (5 mois d'hiver nov-mars) en milliers d'€
12.5
12.3
14.6
8.7
11.0
12.5
13.1
6.6
11.0
13.4
11.5
8.1
15.2
12.9
13.7
12.5
14.5
14.1
15.6
13.3
13.6
15.0
12.7
9.6
13.4
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Chiffre d'affaire total HT en milliers d'€ (toutes majorations incluses)
106
103
121
76
93
109
119
61
85
97
109
85
132
101
108
99
121
119
134
125
122
108
110
86
116
Prime petites installations (MP)
Tarif de référence (T)
X la prime de qualité maxi
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 39 -
Evaluation énergétique et économique
Usine hydroélectrique :Lagrènerie
Logiciel Turb'Eau-CA©
Caractéristiques :
Chute brute :
2.32m
Tarifs d'achat électricité : 2 tarifs (été & hiver), au 01/03/2007
Chute nette :
1.8
mhiver :8.146ct €/kWh
Rendement :
0.55
été :
3.275ct €/kWh
Débit turbinable mini :
6m³/s
10
hiver :
0ct €/kWh
Débit turbinable maxi :
30m³/s
été :
0ct €/kWh
Débit réservé :
0.6
m³/s
0.599
Prime de qualité (MQ) maxi :
1.685ct €/kWh
Puissance max installée :
557kW
Majoration de qualité calculée :
1.373ct €/kWh, soit
82%de la prime maxi
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Productible total en 1000 kWh (MWh)
Janvier
178
200
206
151
131
207
200
86
42
205
152
134
217
214
217
175
217
179
212
214
126
216
209
178
184
Février
166
190
203
185
183
141
195
71
144
170
108
71
196
196
200
138
161
195
192
193
152
194
196
155
163
Mars
166
190
165
188
129
126
186
208
180
145
82
62
211
217
146
114
167
217
216
209
186
168
184
81
217
Avril
156
201
134
207
210
183
209
196
116
105
155
83
195
173
76
1192
190
189
209
128
72
175
149
196
Mai
130
217
72
197
180
72
205
169
66
39
33
129
211
73
104
10
169
217
132
215
85
63
193
117
146
Juin
87
97
192
62
61
160
141
72
05
173
179
112
26
36
47
55
149
107
99
158
18
38
78
27
Juillet
52
13
36
36
5126
111
142
10
147
127
23
044
122
26
47
82
145
101
00
72
Août
18
00
30
730
076
245
23
21
533
545
844
84
015
07
Septembre
69
40
25
036
24
61
013
21
105
117
118
58
64
160
41
2122
116
126
17
136
122
138
Octobre
115
39
189
574
153
113
421
50
212
209
187
81
136
49
200
55
166
169
129
77
118
120
199
Novembre
143
49
182
39
114
163
119
53
207
175
210
93
210
118
132
172
210
132
204
139
189
201
110
73
143
Décembre
163
164
190
13
158
153
139
62
181
155
213
191
182
118
207
212
187
209
213
109
213
215
119
150
171
Total Année
1 444
1 398
1 593
1 086
1 282
1 514
1 707
921
1 087
1 081
1 636
1 418
1 862
1 274
1 367
1 234
1 630
1 637
1 844
1 859
1 676
1 241
1 494
1 232
1 593
Total hiver (nov-mars)
817
793
945
576
715
790
839
479
754
849
765
551
1 015
862
902
811
941
932
1 038
864
866
995
819
638
878
Total été (avril-oct)
627
605
648
510
566
724
868
442
333
231
871
867
847
412
465
423
688
705
806
996
811
246
675
594
715
Productible en milliers d'€ (majoration de qualité non comprise)
Janvier
14.5
16.3
16.8
12.3
10.7
16.9
16.3
7.0
3.4
16.7
12.4
10.9
17.7
17.4
17.7
14.3
17.7
14.6
17.3
17.4
10.3
17.6
17.1
14.5
15.0
Février
13.5
15.4
16.5
15.1
14.9
11.5
15.9
5.8
11.8
13.8
8.8
5.8
15.9
15.9
16.3
11.2
13.1
15.9
15.7
15.7
12.4
15.8
16.0
12.6
13.3
Mars
13.6
15.5
13.4
15.3
10.5
10.3
15.2
16.9
14.6
11.8
6.7
5.0
17.2
17.7
11.9
9.3
13.6
17.7
17.6
17.0
15.1
13.7
15.0
6.6
17.7
Avril
5.1
6.6
4.4
6.8
6.9
6.0
6.8
6.4
3.8
3.4
5.1
2.7
6.4
5.7
2.5
0.0
6.3
6.2
6.2
6.8
4.2
2.3
5.7
4.9
6.4
Mai
4.3
7.1
2.4
6.5
5.9
2.4
6.7
5.5
2.2
1.3
1.1
4.2
6.9
2.4
3.4
0.3
5.5
7.1
4.3
7.0
2.8
2.1
6.3
3.8
4.8
Juin
2.9
3.2
6.3
2.0
2.0
5.2
4.6
2.4
0.0
0.2
5.7
5.9
3.7
0.9
1.2
1.5
1.8
4.9
3.5
3.2
5.2
0.6
1.3
2.5
0.9
Juillet
1.7
0.4
1.2
1.2
0.2
4.1
3.6
0.0
1.4
0.3
4.8
4.1
0.8
0.0
1.4
4.0
0.8
1.6
2.7
4.7
3.3
0.0
0.0
0.2
0.1
Août
0.6
0.0
0.0
0.1
0.0
0.2
1.0
0.0
2.5
0.1
1.5
0.7
0.1
0.0
0.1
1.1
0.2
1.5
0.3
1.4
2.7
0.0
0.5
0.0
0.2
Septembre
2.3
1.3
0.8
0.0
1.2
0.8
2.0
0.0
0.4
0.7
3.4
3.8
3.9
1.9
2.1
5.2
1.4
0.1
4.0
3.8
4.1
0.6
4.4
4.0
4.5
Octobre
3.8
1.3
6.2
0.2
2.4
5.0
3.7
0.1
0.7
1.6
7.0
6.8
6.1
2.7
4.5
1.6
6.5
1.8
5.4
5.5
4.2
2.5
3.9
3.9
6.5
Novembre
11.7
4.0
14.8
3.2
9.3
13.2
9.7
4.3
16.9
14.2
17.1
7.6
17.1
9.6
10.8
14.0
17.1
10.8
16.6
11.3
15.4
16.4
9.0
6.0
11.7
Décembre
13.3
13.4
15.5
1.1
12.8
12.4
11.3
5.0
14.7
12.6
17.4
15.6
14.8
9.6
16.9
17.2
15.2
17.0
17.3
8.9
17.3
17.5
9.7
12.2
13.9
Total Année
87
84
98
64
77
88
97
53
72
77
91
73
110
84
89
80
99
99
111
103
97
89
89
71
95
Total hiver (nov-mars)
67
65
77
47
58
64
68
39
61
69
62
45
83
70
73
66
77
76
85
70
71
81
67
52
72
Total été (avril-oct)
21
20
21
17
19
24
28
14
11
829
28
28
14
15
14
23
23
26
33
27
822
19
23
Prix moyen du kWh annuel réalisé, hors majoration de qualité (ct €/kWh)
6.03
6.04
6.17
5.86
5.99
5.82
5.67
5.81
6.65
7.10
5.55
5.17
5.93
6.57
6.49
6.48
6.09
6.05
6.02
5.54
5.79
7.18
5.95
5.80
5.96
Calcul de la majoration de qualité
Base de calcul : nombre de mois pris en compte
Total =
72
mois d'hiver (déc, jan, fév)
élimination des 10% =
8mois les plus mauvais
=> calcul sur les
64
mois les meilleurs
Base de calcul : prime
Prime maximale =
1.685ct €/kW
hCoefficient d'irrégularité
I1 =
0.193
Prime selon coeff. d'irrégularité
0 à 20%
1
I2 =
0.350
20 à 50% 1 à 0,5
Régularité de la puissance
Pmax (MWh) =
217
Coeff Irr =
0.311
50 à 70% 0,5 à 0
Pmin (MWh) =
118
70 à 100%
0
Pmoy (MWh) =
182
=> Droit à prime de qualité :
OUI
=> Prime de qualité calculée =
1.373ct €/kWh
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Primes de qualité (5 mois d'hiver nov-mars) en milliers d'€
11.2
10.9
13.0
7.9
9.8
10.8
11.5
6.6
10.4
11.7
10.5
7.6
13.9
11.8
12.4
11.1
12.9
12.8
14.2
11.9
11.9
13.7
11.2
8.8
12.1
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Chiffre d'affaire total HT en milliers d'€ (toutes majorations incluses)
98
95
111
72
87
99
108
60
83
88
101
81
124
96
101
91
112
112
125
115
109
103
100
80
107
Prime petites installations (MP)
Tarif de référence (T)
X la prime de qualité maxi
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 40 -
Evaluation énergétique et économique
Usine hydroélectrique :Lagrènerie
Logiciel Turb'Eau-CA©
Caractéristiques :
Chute brute :
2.32m
Tarifs d'achat électricité : 2 tarifs (été & hiver), au 01/03/2007
Chute nette :
1.8
mhiver :8.146ct €/kWh
Rendement :
0.55
été :
3.275ct €/kWh
Débit turbinable mini :
6m³/s
10
hiver :
0ct €/kWh
Débit turbinable maxi :
30m³/s
été :
0ct €/kWh
Débit réservé :
5m³/s
0.599
Prime de qualité (MQ) maxi :
1.685ct €/kWh
Puissance max installée :
557kW
Majoration de qualité calculée :
0.95ct €/kWh, soit
56%de la prime maxi
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Productible total en 1000 kWh (MWh)
Janvier
163
188
200
122
121
196
190
35
8197
118
104
217
211
217
159
217
162
209
210
89
215
202
159
168
Février
151
182
203
178
175
116
187
22
130
152
74
27
196
196
196
112
142
191
178
184
128
193
190
134
143
Mars
147
173
140
172
103
93
169
199
157
116
45
19
203
217
122
96
140
217
213
199
165
145
161
48
217
Avril
139
198
115
203
210
170
206
186
74
69
133
51
188
155
55
0177
173
173
207
95
21
153
126
189
Mai
106
216
35
186
160
30
194
143
47
10
897
193
36
81
2150
217
102
209
37
7179
84
119
Juin
63
52
181
26
28
138
112
32
00
155
163
83
16
18
26
24
132
73
61
137
018
32
4
Juillet
33
320
17
092
77
015
0117
94
10
22
99
010
50
114
62
00
00
Août
60
00
00
20
33
015
40
00
60
25
116
41
03
00
Septembre
49
13
18
013
028
05
171
110
108
33
40
133
29
087
86
95
0102
89
106
Octobre
93
15
174
036
130
81
021
25
206
206
169
49
104
24
191
33
139
141
91
41
80
85
183
Novembre
121
21
166
22
80
145
86
15
204
164
210
50
209
91
104
153
209
99
198
103
180
183
73
34
115
Décembre
143
138
176
0131
125
105
1162
125
207
178
159
90
198
208
168
203
206
70
207
211
81
122
151
Total Année
1 213
1 200
1 428
928
1 057
1 235
1 436
635
856
859
1 359
1 103
1 727
1 093
1 156
1 019
1 447
1 462
1 630
1 600
1 326
1 016
1 242
913
1 394
Total hiver (nov-mars)
725
703
885
495
610
674
736
274
661
754
653
378
984
805
836
729
876
872
1 005
766
768
947
707
497
793
Total été (avril-oct)
488
498
543
433
447
561
699
362
195
105
706
725
743
289
320
291
572
589
625
834
558
69
535
416
601
Productible en milliers d'€ (majoration de qualité non comprise)
Janvier
13.3
15.4
16.3
9.9
9.8
15.9
15.5
2.9
0.7
16.0
9.6
8.5
17.7
17.2
17.6
13.0
17.7
13.2
17.0
17.1
7.2
17.5
16.5
13.0
13.7
Février
12.3
14.8
16.5
14.5
14.2
9.5
15.2
1.8
10.6
12.4
6.0
2.2
15.9
15.9
16.0
9.2
11.5
15.6
14.5
15.0
10.4
15.7
15.5
10.9
11.7
Mars
12.0
14.1
11.4
14.0
8.4
7.6
13.8
16.2
12.7
9.4
3.7
1.6
16.5
17.7
9.9
7.8
11.4
17.7
17.4
16.2
13.4
11.8
13.1
3.9
17.7
Avril
4.5
6.5
3.8
6.7
6.9
5.6
6.7
6.1
2.4
2.3
4.4
1.7
6.2
5.1
1.8
0.0
5.8
5.7
5.7
6.8
3.1
0.7
5.0
4.1
6.2
Mai
3.5
7.1
1.1
6.1
5.3
1.0
6.3
4.7
1.5
0.3
0.3
3.2
6.3
1.2
2.7
0.1
4.9
7.1
3.3
6.8
1.2
0.2
5.8
2.8
3.9
Juin
2.1
1.7
5.9
0.9
0.9
4.5
3.7
1.0
0.0
0.0
5.1
5.3
2.7
0.5
0.6
0.9
0.8
4.3
2.4
2.0
4.5
0.0
0.6
1.0
0.1
Juillet
1.1
0.1
0.7
0.6
0.0
3.0
2.5
0.0
0.5
0.0
3.8
3.1
0.0
0.0
0.7
3.2
0.0
0.3
1.6
3.7
2.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Août
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
1.1
0.0
0.5
0.1
0.0
0.0
0.0
0.2
0.0
0.8
0.0
0.5
1.3
0.0
0.1
0.0
0.0
Septembre
1.6
0.4
0.6
0.0
0.4
0.0
0.9
0.0
0.2
0.0
2.3
3.6
3.5
1.1
1.3
4.4
1.0
0.0
2.8
2.8
3.1
0.0
3.4
2.9
3.5
Octobre
3.0
0.5
5.7
0.0
1.2
4.3
2.7
0.0
0.7
0.8
6.8
6.7
5.5
1.6
3.4
0.8
6.3
1.1
4.6
4.6
3.0
1.3
2.6
2.8
6.0
Novembre
9.9
1.7
13.5
1.8
6.5
11.8
7.0
1.2
16.6
13.4
17.1
4.0
17.0
7.4
8.4
12.5
17.0
8.1
16.1
8.4
14.6
14.9
5.9
2.8
9.3
Décembre
11.6
11.2
14.3
0.0
10.7
10.1
8.5
0.1
13.2
10.1
16.8
14.5
13.0
7.3
16.1
16.9
13.7
16.5
16.8
5.7
16.8
17.2
6.6
10.0
12.3
Total Année
75
74
90
54
64
73
83
34
60
65
76
55
104
75
79
69
90
90
102
90
81
79
75
54
84
Total hiver (nov-mars)
59
57
72
40
50
55
60
22
54
61
53
31
80
66
68
59
71
71
82
62
63
77
58
40
65
Total été (avril-oct)
16
16
18
14
15
18
23
12
63
23
24
24
910
10
19
19
20
27
18
218
14
20
Prix moyen du kWh annuel réalisé, hors majoration de qualité (ct €/kWh)
6.19
6.13
6.29
5.87
6.09
5.93
5.77
5.37
7.04
7.55
5.62
4.94
6.05
6.86
6.80
6.76
6.22
6.18
6.28
5.61
6.09
7.81
6.05
5.93
6.05
Calcul de la majoration de qualité
Base de calcul : nombre de mois pris en compte
Total =
72
mois d'hiver (déc, jan, fév)
élimination des 10% =
8mois les plus mauvais
=> calcul sur les
64
mois les meilleurs
Base de calcul : prime
Prime maximale =
1.685ct €/kW
hCoefficient d'irrégularité
I1 =
0.293
Prime selon coeff. d'irrégularité
0 à 20%
1
I2 =
0.518
20 à 50% 1 à 0,5
Régularité de la puissance
Pmax (MWh) =
217
Coeff Irr =
0.462
50 à 70% 0,5 à 0
Pmin (MWh) =
81
70 à 100%
0
Pmoy (MWh) =
168
=> Droit à prime de qualité :
OUI
=> Prime de qualité calculée =
0.95
ct €/kWh
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Primes de qualité (5 mois d'hiver nov-mars) en milliers d'€
6.9
6.7
8.4
4.7
5.8
6.4
7.0
2.6
6.3
7.2
6.2
3.6
9.3
7.6
7.9
6.9
8.3
8.3
9.5
7.3
7.3
9.0
6.7
4.7
7.5
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Chiffre d'affaire total HT en milliers d'€ (toutes majorations incluses)
82
80
98
59
70
80
90
37
66
72
83
58
114
83
86
76
98
99
112
97
88
88
82
59
92
Prime petites installations (MP)
Tarif de référence (T)
X la prime de qualité maxi
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 41 -
Evaluation énergétique et économique
Usine hydroélectrique :Moulin du Port de Gagnac
Logiciel Turb'Eau-CA©
Caractéristiques :
Chute brute :
1.91m
Tarifs d'achat électricité : 2 tarifs (été & hiver), au 01/03/2007
Chute nette :
1.7
mhiver :8.146ct €/kWh
Rendement :
0.55
été :
3.275ct €/kWh
Débit turbinable mini :
1.8
m³/s
2.333
hiver :
0ct €/kWh
Débit turbinable maxi :
7m³/s
été :
0ct €/kWh
Débit réservé :
0.625m³/s
0.625
Prime de qualité (MQ) maxi :
1.685ct €/kWh
Puissance max installée :
54kW
Majoration de qualité calculée :
1.685ct €/kWh, soit
100%de la prime maxi
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Productible total en 1000 kWh (MWh)
Janvier
47
48
48
48
45
48
48
48
44
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
Février
43
43
45
43
43
43
45
43
42
43
45
43
43
43
45
43
43
43
45
43
43
43
45
43
43
Mars
47
48
48
48
48
48
48
48
48
48
46
45
48
48
47
43
48
48
48
48
48
48
48
47
48
Avril
45
45
46
46
46
46
46
46
46
46
46
44
46
46
39
20
46
46
46
46
46
46
46
46
46
Mai
45
48
46
48
48
47
48
48
38
39
37
47
48
44
44
29
48
48
48
48
48
47
48
48
48
Juin
41
46
46
45
43
46
46
44
19
27
46
46
45
25
36
36
43
45
45
46
46
37
40
46
37
Juillet
38
30
34
39
27
48
47
28
37
30
48
45
40
16
37
44
38
43
45
48
48
29
33
38
30
Août
30
18
18
28
23
34
41
26
48
16
41
34
25
11
20
40
20
37
30
43
48
24
35
27
27
Septembre
36
38
14
22
38
38
43
21
11
26
45
38
40
38
37
46
32
20
46
45
46
33
46
46
46
Octobre
42
39
48
28
46
45
46
24
541
48
48
48
43
47
37
48
40
48
48
48
45
48
46
48
Novembre
45
40
46
35
46
46
46
43
46
46
46
46
46
45
46
46
46
46
46
46
46
46
46
45
46
Décembre
47
47
48
33
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
48
Total Année
507
490
486
462
500
536
552
466
432
457
544
532
524
456
494
480
508
512
543
556
562
493
530
529
515
Total hiver (nov-mars)
231
226
234
206
229
233
234
229
229
232
233
230
233
231
234
228
233
233
234
233
233
233
234
231
233
Total été (avril-oct)
276
264
252
256
270
303
317
237
203
225
312
302
291
225
260
252
275
279
309
323
330
261
296
298
283
Productible en milliers d'€ (majoration de qualité non comprise)
Janvier
3.9
3.9
3.9
3.9
3.6
3.9
3.9
3.9
3.6
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
Février
3.5
3.5
3.6
3.5
3.5
3.5
3.6
3.5
3.5
3.5
3.6
3.5
3.5
3.5
3.6
3.5
3.5
3.5
3.6
3.5
3.5
3.5
3.6
3.5
3.5
Mars
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.8
3.7
3.9
3.9
3.9
3.5
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
Avril
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.3
0.7
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
Mai
1.5
1.6
1.5
1.6
1.6
1.5
1.6
1.6
1.2
1.3
1.2
1.6
1.6
1.4
1.5
0.9
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
1.5
1.6
1.6
1.6
Juin
1.3
1.5
1.5
1.5
1.4
1.5
1.5
1.4
0.6
0.9
1.5
1.5
1.5
0.8
1.2
1.2
1.4
1.5
1.5
1.5
1.5
1.2
1.3
1.5
1.2
Juillet
1.2
1.0
1.1
1.3
0.9
1.6
1.5
0.9
1.2
1.0
1.6
1.5
1.3
0.5
1.2
1.5
1.3
1.4
1.5
1.6
1.6
1.0
1.1
1.3
1.0
Août
1.0
0.6
0.6
0.9
0.7
1.1
1.3
0.8
1.6
0.5
1.3
1.1
0.8
0.4
0.7
1.3
0.7
1.2
1.0
1.4
1.6
0.8
1.2
0.9
0.9
Septembre
1.2
1.2
0.5
0.7
1.2
1.2
1.4
0.7
0.3
0.9
1.5
1.2
1.3
1.3
1.2
1.5
1.1
0.7
1.5
1.5
1.5
1.1
1.5
1.5
1.5
Octobre
1.4
1.3
1.6
0.9
1.5
1.5
1.5
0.8
0.2
1.3
1.6
1.6
1.6
1.4
1.6
1.2
1.6
1.3
1.6
1.6
1.6
1.5
1.6
1.5
1.6
Novembre
3.7
3.3
3.8
2.8
3.7
3.8
3.8
3.5
3.8
3.7
3.8
3.8
3.8
3.7
3.7
3.8
3.8
3.8
3.8
3.8
3.8
3.8
3.8
3.7
3.8
Décembre
3.8
3.8
3.9
2.7
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
Total Année
28
27
27
25
28
29
29
26
25
26
29
29
28
26
28
27
28
28
29
30
30
27
29
29
28
Total hiver (nov-mars)
19
18
19
17
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
Total été (avril-oct)
99
88
910
10
87
710
10
10
79
89
910
11
11
910
10
9
Prix moyen du kWh annuel réalisé, hors majoration de qualité (ct €/kWh)
5.49
5.52
5.62
5.45
5.51
5.39
5.34
5.67
5.85
5.75
5.36
5.38
5.44
5.74
5.58
5.59
5.51
5.49
5.38
5.31
5.29
5.57
5.43
5.40
5.47
Calcul de la majoration de qualité
Base de calcul : nombre de mois pris en compte
Total =
72
mois d'hiver (déc, jan, fév)
élimination des 10% =
8mois les plus mauvais
=> calcul sur les
64
mois les meilleurs
Base de calcul : prime
Prime maximale =
1.685ct €/kW
hCoefficient d'irrégularité
I1 =
0.032
Prime selon coeff. d'irrégularité
0 à 20%
1
I2 =
0.068
20 à 50% 1 à 0,5
Régularité de la puissance
Pmax (MWh) =
48
Coeff Irr =
0.059
50 à 70% 0,5 à 0
Pmin (MWh) =
43
70 à 100%
0
Pmoy (MWh) =
46
=> Droit à prime de qualité :
OUI
=> Prime de qualité calculée =
1.685ct €/kWh
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Primes de qualité (5 mois d'hiver nov-mars) en milliers d'€
3.9
3.8
3.9
3.5
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.8
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Chiffre d'affaire total HT en milliers d'€ (toutes majorations incluses)
31.7
30.8
31.3
28.6
31.4
32.8
33.4
30.3
29.1
30.2
33.1
32.5
32.4
30.1
31.5
30.7
31.9
32.0
33.1
33.5
33.7
31.4
32.7
32.5
32.1
Prime petites installations (MP)
Tarif de référence (T)
X la prime de qualité maxi
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 42 -
Evaluation énergétique et économique
Usine hydroélectrique :Moulin du Port de Gagnac
Logiciel Turb'Eau-CA©
Caractéristiques :
Chute brute :
1.91m
Tarifs d'achat électricité : 2 tarifs (été & hiver), au 01/03/2007
Chute nette :
1.7
mhiver :8.146ct €/kWh
Rendement :
0.55
été :
3.275ct €/kWh
Débit turbinable mini :
1.8
m³/s
2.333
hiver :
0ct €/kWh
Débit turbinable maxi :
7m³/s
été :
0ct €/kWh
Débit réservé :
5m³/s
0.625
Prime de qualité (MQ) maxi :
1.685ct €/kWh
Puissance max installée :
54kW
Majoration de qualité calculée :
1.685ct €/kWh, soit
100%de la prime maxi
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Productible total en 1000 kWh (MWh)
Janvier
45
48
48
47
34
48
48
42
18
48
45
45
48
48
48
45
48
45
48
48
46
48
48
46
47
Février
42
43
45
43
43
43
45
36
38
43
41
32
43
43
45
41
43
43
45
43
43
43
45
43
43
Mars
44
48
48
48
45
46
48
48
45
46
31
27
48
48
45
32
48
48
48
48
48
48
48
33
48
Avril
41
45
40
46
46
46
46
46
43
39
44
34
46
45
26
046
46
46
46
44
39
46
42
46
Mai
39
48
29
48
47
36
48
48
20
21
16
43
48
32
32
647
48
47
48
41
30
47
48
48
Juin
29
38
46
30
28
42
45
30
02
45
46
35
918
20
25
41
37
40
46
517
37
13
Juillet
18
614
15
241
41
018
447
41
10
019
34
11
21
29
46
41
00
21
Août
90
11
03
14
040
121
10
10
116
219
419
41
06
03
Septembre
24
19
90
17
11
31
06
938
28
30
26
25
46
16
144
42
46
844
41
43
Octobre
34
18
48
136
41
43
25
21
48
47
48
34
44
21
47
25
47
47
45
29
41
40
48
Novembre
40
21
46
14
42
44
45
26
46
43
46
38
46
39
41
45
46
44
46
45
46
46
41
31
43
Décembre
44
46
47
647
46
46
31
47
46
48
48
48
45
48
48
47
48
48
46
48
48
45
44
46
Total Année
411
380
420
299
387
447
500
308
326
323
471
439
449
369
392
356
426
430
489
518
535
344
426
409
429
Total hiver (nov-mars)
217
205
234
157
211
227
232
182
195
226
211
189
233
222
226
211
232
228
234
229
230
232
226
198
226
Total été (avril-oct)
195
175
186
142
176
220
268
126
131
96
260
250
216
147
166
144
194
201
255
288
305
111
201
210
203
Productible en milliers d'€ (majoration de qualité non comprise)
Janvier
3.7
3.9
3.9
3.8
2.7
3.9
3.9
3.4
1.5
3.9
3.7
3.7
3.9
3.9
3.9
3.7
3.9
3.7
3.9
3.9
3.8
3.9
3.9
3.8
3.8
Février
3.4
3.5
3.6
3.5
3.5
3.5
3.6
2.9
3.1
3.5
3.3
2.6
3.5
3.5
3.6
3.4
3.5
3.5
3.6
3.5
3.5
3.5
3.6
3.5
3.5
Mars
3.6
3.9
3.9
3.9
3.7
3.7
3.9
3.9
3.7
3.8
2.5
2.2
3.9
3.9
3.6
2.6
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
2.7
3.9
Avril
1.4
1.5
1.3
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.4
1.3
1.5
1.1
1.5
1.5
0.9
0.0
1.5
1.5
1.5
1.5
1.4
1.3
1.5
1.4
1.5
Mai
1.3
1.6
1.0
1.6
1.5
1.2
1.6
1.6
0.7
0.7
0.5
1.4
1.6
1.1
1.1
0.2
1.5
1.6
1.6
1.6
1.3
1.0
1.5
1.6
1.6
Juin
1.0
1.3
1.5
1.0
0.9
1.4
1.5
1.0
0.0
0.1
1.5
1.5
1.1
0.3
0.6
0.7
0.8
1.3
1.2
1.3
1.5
0.2
0.5
1.2
0.4
Juillet
0.6
0.2
0.5
0.5
0.1
1.4
1.4
0.0
0.6
0.1
1.6
1.3
0.3
0.0
0.6
1.1
0.4
0.7
1.0
1.5
1.4
0.0
0.0
0.1
0.0
Août
0.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.5
0.0
1.3
0.0
0.7
0.3
0.0
0.0
0.0
0.5
0.1
0.6
0.1
0.6
1.4
0.0
0.2
0.0
0.1
Septembre
0.8
0.6
0.3
0.0
0.5
0.3
1.0
0.0
0.2
0.3
1.2
0.9
1.0
0.9
0.8
1.5
0.5
0.0
1.5
1.4
1.5
0.3
1.5
1.4
1.4
Octobre
1.1
0.6
1.6
0.0
1.2
1.3
1.4
0.1
0.2
0.7
1.6
1.5
1.6
1.1
1.4
0.7
1.5
0.8
1.5
1.5
1.5
1.0
1.4
1.3
1.6
Novembre
3.3
1.7
3.8
1.1
3.4
3.6
3.7
2.1
3.8
3.5
3.8
3.1
3.8
3.2
3.4
3.7
3.8
3.6
3.8
3.6
3.7
3.8
3.3
2.6
3.5
Décembre
3.6
3.8
3.8
0.5
3.8
3.8
3.8
2.5
3.8
3.8
3.9
3.9
3.9
3.6
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.8
3.9
3.9
3.6
3.6
3.7
Total Année
24
22
25
17
23
26
28
19
20
22
26
24
26
23
24
22
25
25
27
28
29
23
25
23
25
Total hiver (nov-mars)
18
17
19
13
17
18
19
15
16
18
17
15
19
18
18
17
19
19
19
19
19
19
18
16
18
Total été (avril-oct)
66
65
67
94
43
98
75
55
67
89
10
47
77
Prix moyen du kWh annuel réalisé, hors majoration de qualité (ct €/kWh)
5.84
5.91
5.98
5.84
5.93
5.75
5.53
6.16
6.19
6.69
5.45
5.37
5.80
6.21
6.09
6.17
5.92
5.86
5.61
5.43
5.37
6.57
5.85
5.64
5.84
Calcul de la majoration de qualité
Base de calcul : nombre de mois pris en compte
Total =
72
mois d'hiver (déc, jan, fév)
élimination des 10% =
8mois les plus mauvais
=> calcul sur les
64
mois les meilleurs
Base de calcul : prime
Prime maximale =
1.685ct €/kW
hCoefficient d'irrégularité
I1 =
0.045
Prime selon coeff. d'irrégularité
0 à 20%
1
I2 =
0.094
20 à 50% 1 à 0,5
Régularité de la puissance
Pmax (MWh) =
48
Coeff Irr =
0.082
50 à 70% 0,5 à 0
Pmin (MWh) =
41
70 à 100%
0
Pmoy (MWh) =
46
=> Droit à prime de qualité :
OUI
=> Prime de qualité calculée =
1.685ct €/kWh
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Primes de qualité (5 mois d'hiver nov-mars) en milliers d'€
3.6
3.5
3.9
2.7
3.5
3.8
3.9
3.1
3.3
3.8
3.5
3.2
3.9
3.7
3.8
3.6
3.9
3.8
3.9
3.9
3.9
3.9
3.8
3.3
3.8
Moyenne
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Chiffre d'affaire total HT en milliers d'€ (toutes majorations incluses)
27.7
25.9
29.1
20.1
26.5
29.5
31.6
22.0
23.5
25.4
29.2
26.8
30.0
26.6
27.7
25.5
29.1
29.0
31.4
32.0
32.6
26.5
28.8
26.4
28.9
Prime petites installations (MP)
Tarif de référence (T)
X la prime de qualité maxi
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 43 -
6 - CONCLUSIONS
6.1 - Statut administratif des usines
Selon nos analyses, les trois centrales seraient fondées en titre. Pour la puissance légale, nous proposons une interprétation des différents éléments à notre disposition qui nous amène à retenir :
• pour la hauteur de chute brute, la hauteur actuelle • pour le débit maximum turbiné, le maximum du débit visé par les
enquêtes administratives soit 7,2 m3/s. Ce débit unique pour les trois ouvrages n’est pas le plus pénalisant car il est près de trois fois supérieur à la valeur de l’enquête précédente ; cependant il correspond au dimensionnement des vannes de Saint Saury visé en 1789, à l’ordre de grandeur du débit actuel du moulin du Port, et à l’usage optimal de la ressource en eau puisque ce débit est atteint ou dépassé plus de 80% du temps.
Proposition de puissance légale Centrale de St
Saury Centrale de Grenerie
Moulin du Port
Critère actuelle actuelle actuelle Hauteur de chute
Valeur 2.95 2.3 1.91
Critère Enquête 1886 + débit des vannes
1789 Enquête 1886 Enquête 1886 Débit maximum
turbiné
Valeur 7.2 7.2 7.2
Puissance brute (kW) fondée (estimation)
208.36 162.45 134.91
Puissance brute (kW) actuelle 781.00 677.00 131.00
Ecart 572.64 514.55 - 3.91
Régularisation administrative nécessaire
Augmentation de puissance
Augmentation de puissance
Néant
En conséquence : Selon les termes de cette analyse, les centrales de St Saury et de la Grénerie pourraient se prévaloir d’une puissance installée supérieure à celle fondée en titre. L’administration peut, sous toute réserve, les inviter à procéder à une régularisation administrative. Le dossier nécessaire devra alors intégrer une proposition de débit réservé qui ne pourra être inférieur au dixième du module en moyenne annuelle (environ 2,4 m3/s) et sera délivré sans compensation financière. Le propriétaire de la centrale de Saint Saury entend faire valoir qu’il intervient en toute légalité, faisant valoir un courrier d’un Ingénieur en chef des Ponts et Chaussées en date du 13 novembre 1961. Ce courrier, dont il n’est pas de la
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 44 -
compétence du bureau d’études d’apporter la moindre appréciation sur la portée juridique, fait état des puissances fondées en titre pour l’usine de St Saury (780 kw). Pour cette usine, il est prétendu par son propriétaire que la puissance brute installée est aujourd’hui de 420kw et donc inférieur au plafond précédent.
6.2 - Action sur les débits réservés
En matière de prospective, si, dans le cadre de la réduction des impacts des éclusées sur la Cère, la fixation d'un débit plancher est envisagée à Brugale (comme cela a été testé à Argentat sur la Dordogne), cela devra se faire en concertation avec les trois usiniers. Soit ces débits sont maintenus intégralement dans le secteur court circuité par chacune des usines, soit une part seulement est affectée au débit réservé. Sur le plan technique, la mise en oeuvre de ce débit minimum devrait idéalement respecter les préconisations de régime de débit fixé en concertation avec les partenaires. Les débits d’alimentation des passes à poissons contribuent au débit réservé. Sur le plan économique, l’augmentation du débit réservé aura des incidences sur le productible et donc sur la rentabilité économique des ouvrages. Pour un débit réservé continu de 5 m3/s cet impact a été estimé à 38 k€ dans les conditions de fonctionnement actuel. Sur le plan administratif, le préjudice économique subi devrait être totalement indemnisé à Moulin du Port (environ 4 k€ par an) et pour la partie séparant le débit souhaité du futur débit réservé inscrit dans le futur titre d’autorisation des deux autres centrales. En pratique, il semble logique que le débit souhaité dans le secteur court circuité soit le futur débit réservé. Dans ce cas aucune indemnisation n’est à prévoir. L’étude de ce débit réservé devra montrer l’intérêt à atteindre ou non les objectifs généraux fixés à Brugale.
6.3 - Action sur les centrales hydroélectriques
L’étude a montré que deux points doivent être abordés :
1. La réduction de l’impact énergétique de cette action peut être obtenue par un travail sur le rendement global des outils de production. Les marges de manœuvre sont potentiellement significatives et ont été quantifiées en productible et en valeur. Il est impossible à ce niveau d’étude de chiffrer les coûts qui seraient induits par une modernisation des outils. Chaque centrale doit faire l’objet d’une expertise technique détaillée pouvant être subventionnée par l’Ademe.
Etude technique et juridique des microcentrales sur la basse Cère
Septembre 2008 - 45 -
2. La compatibilité entre les capacités de régulation des débits et le futur débit plancher doit être prise en compte. En effet, ce débit plancher ne doit pas induire des fonctionnements par à-coups des centrales au fil de l'eau. Par exemple, si le débit choisi provoque l'arrêt et le redémarrage intempestif d'une des usines, cela aura le double inconvénient de créer des fluctuations supplémentaires (à l'encontre de l'objectif recherché donc) et de perturber la production hydroélectrique de la microcentrale.
Des études récentes ont proposé un débit plancher tenu à la sortie de Brugale, modulé au cours de l'année, de 7,5 m³/s et 12 m³/s. Dans ces conditions et pour le niveau d’équipement et de débit réservé actuel, les conséquences pour les trois microcentrales sont variables :
Port de Gagnac : le débit maximum turbinable est de 5,2 m³/s, donc quelque soit le débit plancher, il peut turbiner en continu sans devoir arrêter et redémarrer son groupe fréquemment.
Lagrènerie : la présence de trois turbines permettrait sans doute d'ajuster l'entonnement de manière à ne pas créer de fluctuations à l'aval.
Saint-Saury : la plage de fonctionnement des deux turbines (6 m³/s variable et 13 m³/s fixe) ne doit pas poser de souci pour un débit plancher de 12 m³/s, mais pourrait éventuellement perturber la gestion des démarrages pour un plancher à 7,5 m³/s.
Le tableau suivant présente les risques induits pour différents débits plancher et différents débits réservés.
Qréservé =
0,6 m3/s
Qréservé =
2,4 m3/s
Saint-Saury 3 1.4 0 NON
Lagrènerie 6 1.4 0 NON
Moulin du Port 1.8 1.4 0 OUI pour QR=0,6
Saint-Saury 3 3.15 1.35 OUI pour QR=0,6
Lagrènerie 6 3.15 1.35 NON
Moulin du Port 1.8 3.15 1.35 OUI pour QR=2,4
Saint-Saury 3 6.9 5.1 NON
Lagrènerie 6 6.9 5.1 OUI pour QR=2,4
Moulin du Port 1.8 6.9 5.1 NON
Saint-Saury 3 11.4 9.6 NON
Lagrènerie 6 11.4 9.6 NON
Moulin du Port 1.8 11.4 9.6 NON
Risques de
fluctuations induites
liées à la régulation
2
3.75
7.5
12
Débit restant dérivable
si…Débit mini
turbinable
techniquement
Débit
plancher
amont
(m3/s)
Nom
microcentrale