La microcentrale du Villard à Chapareillan

La production d'électricité en France

Source : RTE (Réseau de Transport d'électricité)
Bilans électriques nationaux [►]

*** Le mix électrique français en 2019 ***

Même si la part de l’électricité d’origine nucléaire dans la production française est passée sous la barre des 75% depuis 2016 (70,6% en 2019), elle reste néanmoins une production très majoritaire dans le mix électrique français.

*** Evolution sur les 10 dernières années ***

Les deux principales filières contribuant au mix électrique français restent le nucléaire et l’hydroélectricité.

La part des énergies renouvelables a progressé (de 15% en 2010 à 21,5% en 2019), notamment avec le développement de l’éolien et du solaire.

Si l’éolien, le solaire, et à un degré moindre les bioénergies présentent des courbes ascendantes et régulières, traduisant une volonté politique de développement de ces sources d’énergie, celle de l’hydraulique est totalement irrégulière car très liée aux conditions climatiques (pluviométrie et température).

Les centrales hydrauliques

Une centrale hydraulique produit de l’électricité en utilisant la force de l’eau. L’énergie cinétique du courant d’eau est transformée en énergie mécanique par une turbine, puis en énergie électrique par un alternateur.

*** Les différentes catégories de centrales ***

La majorité des centrales hydroélectriques sont des centrales gravitaires, c’est-à-dire qu’elles mettent à profit l'énergie potentielle liée à l’écoulement de l’eau et à un dénivelé. Elles produisent près de 95% de l’hydroélectricité française.

Au sein des centrales gravitaires, on distingue :

- Les centrales au fil de l’eau (aussi appelées centrales de basse chute)

Elles représentent 55% de la production.

La plus grosse centrale de ce type en France est celle de Donzère-Mondragon, sur le Rhône (commune de Bollène, Vaucluse)

- Les centrales éclusées (aussi appelées centrales de moyenne chute)

Elles représentent 17% de la production.

La plus grosse centrale de ce type en France est celle de Genissiat, sur le Rhône (à proximité de Bellegarde-sur-Valserine, Ain)

- Les centrales de lac, ou centrales réservoir (aussi appelées centrales de haute chute)

Elles représentent 22% de la production.

La plus grosse centrale de ce type en France est celle de La Bathie (à proximité d’Albertville, Savoie)

Les centrales STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage) fonctionnent en circuit « semi-fermé », avec un bassin supérieur et un bassin inférieur, entre lesquels est placé un dispositif réversible.

Ces centrales alternent donc des périodes de production d’électricité (mode turbinage depuis le réservoir supérieur), et des périodes de remplissage du bassin supérieur (mode pompage depuis le réservoir inférieur).

Elles fournissent environ 5% de la production (en valeur nette, c’est-à-dire électricité produite moins électricité nécessaire à leur fonctionnement).

La plus grosse centrale de ce type en France est celle de Grand’Maison (commune de Vaujany, Isère).

Il y a 7 centrales STEP en service en France, dont une sur le territoire du Grésivaudan, celle du Cheylas.

Dernière catégorie de centrales hydrauliques, les centrales marémotrices, qui utilisent l’énergie des marées. Il y en a 5 en service dans le monde, dont celle de la Rance en France, qui produit environ 1% de la production d’hydroélectricité française.

Les centrales peuvent aussi être classées par type, en fonction de leur puissance :

- Grandes centrales : puissance de plus de 10 MW

- Minicentrales : puissance entre 0,5 et 10 MW

- Microcentrales : puissance entre 20 et 500 KW

- Picocentrales : puissance inférieure à 20 KW

NB : La puissance (exprimée en watts) correspond à la capacité de production, dépendant de 3 variables : le débit, la hauteur de chute et le rendement.

A ne pas confondre avec la production, qui est l’électricité produite sur une période.

Les PCH (Petites Centrales Hydrauliques), regroupant minis, micros et picocentrales produisent environ 10% de la production totale française.

En France, les centrales hydroélectriques d’une puissance de plus de 4,5 MW appartiennent à l’Etat qui en confie l’exploitation à un opérateur, sous le régime de la concession.

Les installations de moins de 4,5 MW sont exploitées sous le régime de l’autorisation. Elles n’appartiennent pas à l’Etat mais à un propriétaire privé ou public, qui peut vendre l’électricité produite ou l’auto-consommer.

*** Le principe de fonctionnement des centrales gravitaires ***

Qu’elle soit au fil de l’eau, éclusée ou de lac, le principe de fonctionnement des centrales gravitaires est identique.

L’énergie cinétique de l’eau est transformée en énergie mécanique par une turbine, puis en énergie électrique par un alternateur.

Cette énergie électrique est évacuée vers le réseau de transport d’électricité par l’intermédiaire d’un transformateur.

Pour en savoir plus
Connaissance des énergies : Hydroélectricité [►]
Vidéos
EDF : Le fonctionnement d'une centrale hydraulique. Durée 2'40" [►] 
EDF : Centrale hydraulique de haute chute. Durée 1'36" [►] 

La microcentrale de Chapareillan

La microcentrale de Chapareillan a été mise en service en avril 2017.

Elle est l’aboutissement d’une réflexion initiée à la fin des années 1980 pour rénover les installations d’alimentation en eau potable de la commune, avec valorisation énergétique.

L'originalité du projet est qu'il associe la réfection du réseau d'eau potable depuis la source des Eparres (pose de nouvelles canalisations, traitement de turbidité de l'eau) et la création d'un aménagement hydroélectrique.

Les études et démarches administratives ont duré 12 ans, du lancement des études en 2004 à la validation du projet en 2015.

Les travaux ont démarré en janvier 2016 et se sont achevés en mars 2017.

La microcentrale est de type gravitaire de haute chute. Le dénivelé entre la prise d’eau et la centrale est d’environ 560 mètres.

La prise d’eau s’effectue par captage de la source des Eparres (alt. 925 m), à l’origine du ruisseau de Nancey (communément appelé ruisseau des Eparres).

Le débit réservé pour la conservation de la vie aquatique est fixé à 11 l/s et le débit maximal prélevé à 125 l/s. Le débit journalier observé sur la source est très irrégulier, variant entre 20 et 500 l/s.

Une chambre de mise en charge est située à quelques mètres en contrebas.

Une partie de l’eau captée est acheminée à la station de traitement de Bellecombe (alt. 770 m), où elle est filtrée et traitée, pour d’une part alimenter le réseau de distribution de Bellecombe, d’autre part être acheminée jusqu’au réservoir des Atrus (alt. 640 m), pour alimenter le réseau de distribution des Atrus.

Longueur de la conduite de la station de traitement de Bellecombe au réservoir des Atrus : 1,18 km

La plus grande part est acheminée directement à la microcentrale du Villard (alt. 360 m), où elle est turbinée (débit maximum : 95 l/s), puis filtrée et traitée, pour alimenter le réseau de distribution du bourg.

Longueur de la conduite du captage à la microcentrale : 2,8 km.

L’éventuel trop plein est acheminé au bassin tampon du parc du Granier, puis restitué dans le rû du Rivason.

La puissance nette annoncée est de 400 KW, ce qui correspond, au regard du débit maximum turbiné et de la hauteur de chute annoncés, à un rendement de 0,765.

Le rendement est le rapport entre la puissance électrique restituée et la puissance théorique déterminée par le débit et la hauteur de la chute.

Formule de calcul de la puissance hydroélectrique nette : P=QxHxGxR

Q : débit max. (m3/s), H : hauteur de chute (m), G : gravité (m/s², constante : 9,81), R : rendement

Coût d'investissement et excédent d'exploitation

Source : Comptes administratifs 2015 à 2019, consultables en mairie

NB : Ce chapitre est consacré aux seules dépenses et recettes portées sur le budget de la microcentrale. La partie du projet relative à l’acheminement et au traitement de l’eau, est donc exclue.

Rappel : La compétence "Eau et Assainissement" a été transférée à la communauté de communes Le Grésivaudan au 01/01/2018. Par conséquent, celle-ci a repris les dépenses et recettes liées au service, dont le remboursement de l'emprunt.

*** Coût de l’investissement initial et financement ***

Le coût de l’investissement initial (dépenses nettes du chapitre 23) s’élève à 2182 K€ (exercices 2015 à 2019, l’exercice 2019 étant le dernier à porter des dépenses et des recettes liées à l’investissement initial).

Le financement a été assuré par :

• Un emprunt classique de 1700 K€ au taux fixe de 2,08% sur 20 ans (dernière échéance en 2035), annuités fixes d’un montant de 102 813,87 €, sans possibilité de remboursement anticipé, contracté auprès de la Caisse d’Epargne Rhône-Alpes, émis le 09/12/2015

• Une subvention du FEDER (Fonds Européen de DEveloppement Régional) d’un montant de 496,6 K€

Un prêt relais de 500 K€ au taux fixe de 0,73%, a été contracté auprès de la Caisse d’Epargne Rhône-Alpes, émis le 09/12/2016, remboursé en 2017.

*** Excédents d’exploitation ***

Au regard de 2 années complètes de fonctionnement, il est possible de dégager les grandes lignes du résultat d’exploitation.

• Vente à ErDF de la production d’électricité : entre 250 et 260 K€ (254 K€ en 2018 et 257 K€ en 2019)

• Charges d’exploitation : entre 70 et 80 K€ (77 K€ en 2018 et 73 K€ en 2019)

C’est-à-dire un excédent moyen de l’ordre de 180 K€, s’il n’y a pas de dépenses de personnel affectées à ce budget (12 K€ en 2018, rien en 2019).

NB : La commune ne pratique pas de comptabilité d'amortissement (celle-ci n'est pas obligatoire pour les communes de moins de 3500 habitants).

Pour en savoir plus
Ministère de la transition écologique et solidaire [►]
Syndicat des Energies Renouvelables [►]
Encyclopédie de l'énergie : Hydraulique [►]
France Hydro Electricité [►]
Connaissance des énergies [►]
Les Horizons : Energie [►]