Il settore idroelettrico in Francia beneficia di un potenziale significativo grazie alla presenza di catene montuose: Alpi , Pirenei , Massiccio Centrale . Questo potenziale è già stato ampiamente sfruttato, con una base installata di 25.732 MW nella Francia continentale alla fine del 2020, ma c'è ancora un potenziale significativo da sfruttare nella piccola energia idroelettrica .
La produzione idroelettrica in Francia ha rappresentato il 13% della produzione totale di elettricità nel 2020 contro l'11,2% nel 2019, un anno molto meno piovoso. Il tasso di copertura dei consumi mediante la produzione di energia idroelettrica ha raggiunto il 13,7% in Francia nel 2017-18.
La Francia è stata nel 2019 il 3 ° Paese europeo per la sua produzione idroelettrica il 9,7% della produzione europea, dietro Norvegia e Svezia ; a livello globale, è apparso al 12 ° posto con l'1,5% del totale mondiale. In termini di capacità installata, era in ritardo 2019 a 2 e in Europa con il 10,2% del totale europeo, dopo la Norvegia e il 10 ° nel mondo con il 2,0% del totale mondiale.
Il potenziale idroelettrico lordo tecnicamente sfruttabile della Francia è stimato dal Consiglio mondiale dell'energia in 100 TWh / anno , di cui 70 TWh / anno sono considerati economicamente sfruttabili. Alla fine del 2020, la Francia aveva 25,7 GW in funzione, che hanno prodotto in media 63,5 TWh nel periodo 2008-2020, ovvero il 90% del potenziale economicamente sfruttabile. La piccola energia idroelettrica (<10 MW ) ammonta a 1,85 GW e produce circa 7 TWh .
Il programma pluriennale di investimenti per il 2009-2020 pone l'obiettivo di aumentare la produzione di 3 TWh / anno e la capacità installata di 3 GW installando piccole unità e aumentando la capacità degli impianti esistenti. Il progetto di programmazione energetica pluriennale 2019 propone obiettivi per aumentare la capacità installata da 900 a 1.200 MW entro il 2028, che dovrebbe consentire una produzione aggiuntiva da 3 a 4 TWh, di cui circa il 60% attraverso l'ottimizzazione degli impianti esistenti.
Una valutazione più puntuale delle potenzialità ancora da sfruttare è stata effettuata nell'ambito della "convenzione per lo sviluppo dell'idroelettricità sostenibile" al fine di confrontare i vari studi del potenziale idroelettrico esistente (studi condotti dai DREAL e dall'UFE) e pareri di esperti sull'elenco dei progetti tecnicamente fattibili e l'elenco delle sezioni sfruttabili. Questo studio, noto come "studio di convergenza", distingue due categorie di potenziale idroelettrico:
Le regioni "con convergenza" con il maggior potenziale di nuovi siti sono:
Intorno all'anno 1000 , i mulini ad acqua si svilupparono in Francia, come nel resto d'Europa. Guglielmo il Conquistatore ne elencò più di 5.000 in Inghilterra nel 1086 ( Domesday Book ). Sono stati utilizzati non solo per la macinazione del grano, ma anche per molte applicazioni industriali nel settore tessile o metallurgico. Con il progredire di quella che alcuni chiamavano la rivoluzione industriale del Medioevo, torrenti e fiumi furono dotati, con o senza circonvallazione, di decine di migliaia di mulini. Dalla fine del XIII ° secolo il numero di mulini è vicino a 100 000 in Francia. Infatti 20000 mulini a Ile-de-France e anche sulle rive della Loira sono stimati in modo sicuro al XIII ° secolo. Dal XVI ° secolo XIX ° secolo, il fabbisogno energetico del legno d'acciaio erano dietro la realizzazione di numerosi laghi di forgiatura di diverse decine di ettari. La turbina centrifuga francese che aveva rivoluzionato la produzione di energia meccanica dal 1830 ed era stato venduto in tutto il mondo, vengono sostituiti nella seconda metà del XIX ° secolo dalla turbina centripeta sviluppato dalla American Francesco nel 1840 e la turbina Pelton progettata nel 1880 per alte cadute.
Nel 1869 , l'ingegnere Aristide Bergès utilizzò l'energia idraulica su una caduta di duecento metri a Lancey per trasformare i suoi trituratori, grattugiando il legno per fare la polpa. Quando aggiunse un'unità di cancelleria alla sua grata nel 1882, Aristide Bergès installò una condotta forzata con un dislivello di 500 metri e aggiunse una dinamo Gramme alle sue turbine per produrre corrente elettrica e inizialmente illuminare la sua fabbrica. Ha parlato di " carbone bianco " nel 1878 a Grenoble , poi alla fiera di Lione nel 1887 e all'Esposizione universale di Parigi nel 1889 .
I primi sviluppi idroelettrici furono realizzati combinando dighe di presa di bassa altezza e cascate più o meno importanti. Fu solo gradualmente che apparvero strutture alte dai 20 ai 30 metri: La Bourboule (1896), Avignonet (1903), Rochebut (1909, altezza 50 m , volume del serbatoio 26 hm 3 ) sulla Expensive che è il primo serbatoio di elettricità produzione per scopi commerciali. La Francia non ha potuto dotarsi immediatamente di una potente industria elettrica perché questa industria è ad alta intensità di capitale; è rimasta notevolmente indietro rispetto a Inghilterra, Germania, Svizzera e Stati Uniti, il che l'ha portata a una politica di trasferimento tecnologico da parte di filiali di società straniere, attraverso l'acquisto di brevetti o il knowledge-make.
L'occupazione delle regioni carbonifere francesi da parte del nemico durante la prima guerra mondiale evidenzia la necessità di una politica di indipendenza energetica: durante la guerra 1914-1918 la potenza idroelettrica installata è aumentata dell'80%, da 475 MW nel 1914 a 852 MW in 1919; questa consapevolezza ha portato al voto sulla legge sull'acqua del16 ottobre 1919il cui testo inizia con: "Nessuno può disporre dell'energia delle maree, dei laghi e dei fiumi, qualunque sia la loro classificazione, senza una concessione o autorizzazione dello Stato" .
Nel 1897, il banchiere Georges Charpenay sostenne la Société des force Motrices et Usines de l'Arve , guidata da Félix Viallet (industriale) , per la costruzione di fabbriche destinate all'elettrolisi , rapidamente con 300 dipendenti. Il gruppo impiegava 3.000 persone, dieci volte di più, nel 1918. Il suo socio Aimé Bouchayer fondò nel 1918 l'Association des Producteurs des Alpes Françaises (APAF) che riunì fino a 700 industriali e suo figlio Auguste Bouchayer divenne negli anni '20 il miglior idraulico ingegnere in Francia grazie al suo lavoro sulle innovazioni nella condotta forzata . Nel 1916, gli stabilimenti Bouchayer Viallet avevano già costruito più di 200 condotte, ma solo alcune che superavano un'altezza di caduta di 500 metri; Auguste Bouchayer innova utilizzando centrali termiche nei periodi non di punta per portare l'acqua dal bacino a valle delle centrali idroelettriche alla riserva a monte. Grazie a materiali più efficienti, la saracinesca aumenta la potenza del flusso. Dal 1900, il ferro rivettato fu sostituito dall'acciaio rivettato, poi, dal 1910, la saldatura a gas d'acqua sostituì la rivettatura fino a quando la saldatura ad arco apparve negli anni '30. elettrica, per utilizzare acciai più efficienti.
Prima del 1914, l'impianto idroelettrico più potente era quello di Argentière sulla Durance con 28 MW (1909). Durante il periodo tra le due guerre furono costruite centrali elettriche più grandi: Eguzon (53 MW ) nell'Indre nel 1926, Sarrans (167 MW ) nell'Aveyron nel 1932, Kembs (160 MW ) sul Reno nel 1932, Sautet (74 MW ) il il Drac nel 1934, Marèges (140 MW ) sulla Dordogna nel 1935. Lo sviluppo del potenziale del Massiccio Centrale è motivato dal suo utilizzo per la trazione elettrica delle ferrovie oltre che dal cibo nella regione parigina; le Alpi sono state una zona pioniera per l'energia idroelettrica a causa delle esigenze di elettrochimica ed elettrometallurgia ; i Pirenei furono attrezzati per le ferrovie: diga Bouillouses per la linea “ Yellow Train ”, poi diga Artouste per le ferrovie Midi , e industrie elettrochimiche.
Dopo la seconda guerra mondiale , seguita dalla nazionalizzazione del settore elettrico, l'idroelettrico francese visse il suo periodo d'oro: dal 1945 al 1960 furono costruite 120 grandi dighe, di cui 58 a volta ; 44 di questi sono stati progettati da André Coyne . Lo sviluppo del Reno, iniziato con Kembs nel 1932, è continuato con un totale di otto dighe e fabbriche, completato nel 1970. Lo sviluppo del Rodano è iniziato prima della guerra con sette sviluppi tra cui la fabbrica di dighe Jonage a Cusset (16 MW ) commissionato nel 1905, che all'epoca era una delle centrali elettriche più potenti del mondo. La creazione nel 1933 della Compagnie nationale du Rhône ha avviato lo sviluppo sistematico del Rodano dalla struttura di testa Génissiat (420 MW ), costruita dal 1936 al 1948, al mare, con 19 dighe e fabbriche associate a chiuse che consentono la circolazione di grandi chiatte; lo sviluppo di Donzère-Mondragon (1947-1952, 354 MW ) è stato il più grande progetto di movimento terra in Francia. Lo sviluppo della Durance, previsto a partire dalla metà del XIX ° secolo per la protezione contro le inondazioni e per l'irrigazione e l'acqua potabile è stato finalmente giustificato da energia idroelettrica:30 giugno 1910Fu istituita la Società per la regolarizzazione della Durance, ma fu solo dal 1955 al 1960 che la diga di Serre-Ponçon fu costruita utilizzando una tecnica di cortine a iniezione sviluppata gradualmente a partire dagli anni '30.
Gli anni '70 videro la fine di importanti sviluppi; la costruzione di impianti di pompaggio negli anni '70 e '80 ha segnato la transizione con il periodo del programma nucleare.
La produzione idroelettrica ha raggiunto i 65,1 TWh nel 2020 (+ 8,4%), pari al 13% della produzione totale di energia elettrica; la quota rinnovabile della produzione idroelettrica è di 60,8 TWh , pari al 12,1% della produzione totale. È in aumento del 9,1% rispetto al 2019.
La produzione idroelettrica varia notevolmente di anno in anno a seconda delle precipitazioni: nel periodo 2008-2020 il massimo annuo è stato di 75,5 TWh nel 2013 e il minimo di 50,3 TWh nel 2011.
Nel 2019 la produzione idroelettrica è stata di 60 TWh , pari all'11,2% della produzione totale di energia elettrica; la parte rinnovabile di questa produzione è di 55,5 TWh . È in calo del 12,1% rispetto al 2018, anno favorito da piogge significative; la produzione idroelettrica varia notevolmente a seconda delle condizioni climatiche: 75,5 TWh nel 2013, 50,3 TWh nel 2011.
La Francia si colloca nel 2019 al 3 ° posto in Europa per la sua produzione idroelettrica con 63,61 TWh , pari al 9,7% del totale europeo (Europa geografica), dietro Norvegia (125,77 TWh ) e Svezia (64, 83 TWh ) e davanti all'Italia ( 47,98 TWh ) e Svizzera (40,27 TWh ); a livello globale, si è posizionata al 12 ° posto con l'1,5% del totale globale, molto dietro alla Cina, n ° 1 con 1 302 TWh .
La quota di energia idroelettrica nella produzione di elettricità nel 2019 è stata del 10,9% in Francia (ma del 12,1% nel 2018, un anno più piovoso), meno che in Cina (17,2%), in Russia (17,3%) e soprattutto in Norvegia (95,0% ), Brasile (64,7%) e Canada (59,0%), ma più che negli Stati Uniti (7,1%).
Nel 2018, la Francia si è classificata 2 e in Europa con 63,1 TWh , oltre il 10% del totale europeo, dietro la Norvegia (139,5 TWh ) e davanti a Svezia (60,94 TWh ); a livello globale, è apparso al 10 ° posto con l'1,5% del totale globale, molto dietro alla Cina, n ° 1 con 1 232,9 TWh .
| Anno | 1973 | 1990 | 2000 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
| Produzione lorda | 48.1 | 58.3 | 72 | 67.7 | 50.3 | 64.2 | 76.1 | 67.7 | ||||||
| parte di elec. | 26,4% | 13,9% | 11,9% | 8,9% | 11,4% | 13,2% | 12,0% | |||||||
| Produzione netta | 67.6 | 50.3 | 63.8 | 75.5 | 68.1 | 59.1 | 64.0 | 53.5 | 68.2 | 60.0 | 65.1 | |||
| parte di elec. | 12,4% | 9,3% | 11,8% | 13,8% | 12,6% | 10,8% | 12,0% | 10,1% | 12,5% | 11,2% | 13% | |||
| di cui rinnovabile | nd | nd | nd | nd | 62.5 | 53.9 | 59.3 | 48.6 | 63.1 | 55.5 | 60.8 |
Il tasso di copertura dei consumi da parte della produzione idroelettrica ha raggiunto il 13,7% in Francia nel periodo luglio 2017-giugno 2018 ; questo tasso è stato in media del 17,6% in Europa (zona ENTSO-E ), contro il 15,7% dei 12 mesi precedenti; ha raggiunto il 104% in Norvegia, il 72,9% in Islanda, il 62,2% in Svizzera, il 59,7% in Austria, il 48,3% in Svezia.
Nel periodo luglio 2016-giugno 2017, è sceso all'11,49% in Francia; era oltre il 40% in cinque paesi europei: Norvegia (105,13%), Islanda, Svizzera, Austria e Lettonia; mediamente ha raggiunto il 15,7% contro il 17,7% dell'anno precedente, a causa di un deficit piovoso nel sud dell'Europa: l'Italia è passata dal 18% al 12,76% e la Spagna dal 15% al 9,44%.
| Regione | Tasso di copertura nel 2015-16 |
Tasso di copertura nel 2017 |
Tasso di copertura nel 2018 |
Tasso di copertura nel 2019 |
|---|---|---|---|---|
| Alvernia-Rodano-Alpi | 37,1% | 34,7% | 44,3% | 41,7% |
| Occitania | 26,7% | 24,2% | 36,3% | 26,3% |
| Corsica | 18,3% | 22,8% | 28,1% | 17,4% |
| Provenza-Alpi-Costa Azzurra | 21,6% | 18,8% | 26,6% | 21,4% |
| Great East | 16,1% | 18,2% | 16% | 19% |
| Nuova Aquitania | 9,2% | 6,3% | 8,9% | 7,4% |
| Bourgogne-Franche-Comté | 4,2% | 2,9% | 3,9% | 4.1% |
| Bretagna | 2,5% | 2.8% | 2,6% | 2,6% |
| Centro-Valle della Loira | 0,7% | 0,3% | 0,8% | 0,4% |
| Normandia | 0,4% | 0,5% | 0,5% | 0,4% |
| Ile-de-France | 0,1% | 0,1% | 0,1% | 0,1% |
| Paesi della Loira | 0,1% | 0% | 0,1% | 0,1% |
| Hauts-de-France | 0% | 0% | 0% | 0% |
Nel 2014, la produzione idraulica lorda (pompaggio incluso) è diminuita del 10,9% dopo aver raggiunto il livello più alto nel 2013 dal 2002; al contrario, aveva toccato il livello storico più basso nel 2011, poi è aumentato del 27,5% nel 2012 e di nuovo del 19,6% nel 2013, un anno eccezionalmente piovoso, soprattutto in primavera.
Nel 2012, l'indice di deliverability idraulico, che misura la produzione idraulica rispetto a un benchmark a lungo termine per ciascuna diga esistente, è stato di 0,91 rispetto a solo 0,71 nel 2011, il livello più basso dall'indice eccezionalmente basso nel 2005 (0,69); il 2011, infatti, è stato caratterizzato da una prolungata siccità, soprattutto in primavera e autunno; la produzione idraulica è quindi diminuita del 25%, raggiungendo il livello storicamente basso di 51 TWh (pompaggi esclusi), il più basso dal 1976 (49 TWh ), anno di grande siccità; nel 2012, grazie al ritorno a un livello dell'acqua più vicino alla normalità, la produzione idroelettrica è aumentata del 25%. Si conferma di anno in anno la tendenza al ribasso della produzione idraulica normalizzata: dal 2005, anno di riferimento , è diminuita di 4 TWh .
La capacità installata delle centrali idroelettriche francesi era di 25.732 MW al 31/12/2020 , pari al 18,9% della potenza di tutte le centrali in Francia; la capacità della flotta idraulica è aumentata di 28,2 MW nel 2020, con l' avviamento della centrale idroelettrica Romanche Gavet (97 MW ).
La flotta idraulica francese comprendeva 25.557 MW di centrali elettriche, di cui 5.837 MW di centrali ad accumulo di pompaggio alla fine del 2019; si è classificata al 2 ° posto in Europa con il 10,2% del totale europeo, dietro alla Norvegia (32.671 MW ), e al 10 ° posto nel mondo con il 2,0% del totale mondiale, molto dietro alla Cina, n ° 1 con 356.400 MW .
La centrale idroelettrica Romanche Gavet è stata messa in servizio nell'ottobre 2020, con una prima turbina messa in servizio nel 2019, in sostituzione di 5 vecchie centrali lungo la Romanche . Nel 2019 è stata inaugurata una nuova turbina Pelton da 240 MW presso l'impianto di pompaggio di La Coche, sostituendo le vecchie unità e aumentando la potenza del sito del 20%.
Un bando di gara ha selezionato 37 MW di piccoli progetti idroelettrici nel 2018. Inmarzo 2018, EDF ha presentato un piano di accumulo di energia che prevede 10 GW di accumulo aggiuntivo entro il 2035, inclusi 2 GW di accumulo di pompaggio.
Alla fine del 2018, con 25.519 MW , la Francia si è classificata al 2 ° posto in Europa con il 12% del totale europeo, dietro la Norvegia (32.256 MW ), e al 10 ° posto nel mondo con il 2,0% del totale mondiale.
La Francia ha già sfruttato il 95% del suo potenziale idroelettrico, ma sta lavorando per aumentare la capacità delle strutture esistenti e sviluppare piccoli progetti; EDF ha così iniziato nel 2016 ad installare un nuovo generatore presso l'impianto di pompaggio di La Coche in Savoia, al fine di aumentare la potenza dell'impianto del 20%; un progetto in corso presso la centrale di La Bathie aggiungerà 50 MW e l'inaugurazione della centrale idroelettrica Romanche Gavet nel 2020 ha aggiunto 92 MW .
Il parco è composto da oltre 2.400 impianti, ma 95 impianti di media taglia (da 50 a 600 MW ) rappresentano da soli il 58% della capacità totale e 4 impianti da oltre 700 MW rappresentano ancora il 17%; quasi 1.600 installazioni hanno meno di 1 MW e rappresentano solo l'1,8% della capacità installata. Dei 25.545 MW installati in30 giugno 2019, 23.644 MW sono collegati alla rete di trasmissione, 1.569 MW alla rete di distribuzione Enedis , 93 MW alle reti ELD , 223 MW alla rete EDF-SEI in Corsica.
Nel 2009 , circa l'80% di queste dighe era gestito da EDF . La Société hydroelectric du Midi (Shem), acquisita dal gruppo belga Electrabel ( gruppo Suez ), gestisce 50 impianti idroelettrici e 12 dighe nei Pirenei . La Compagnie Nationale du Rhône , società pubblica di cui il 49,97% del capitale è detenuto da GDF Suez , gestisce le dighe ad acqua fluente del Rodano concesse dallo Stato.
La distribuzione geografica di questi impianti è evidenziata da una mappa per dipartimento nel rapporto 2013 del Ministero dell'Ecologia sulle energie rinnovabili: la concentrazione più alta si trova nelle Alpi del Nord (Isère e Savoie + Ain), seguita dalla Valle del Rodano, poi il Massiccio Centrale, i Pirenei, le Alpi meridionali e l'Alsazia.
| Regione | il 30/06/2016 | il 31/12/2018 | il 31/12/2019 | il 31/12/2020 |
|---|---|---|---|---|
| Alvernia-Rodano-Alpi | 11 590 | 11 614 | 11 641 | 11 794 |
| Occitania | 5.394 | 5 388 | 5.392 | 5 411 |
| Provenza-Alpi-Costa Azzurra | 3 225 | 3 255 | 3 269 | 3 273 |
| Great East | 2 303 | 2 306 | 2 312 | 2 309 |
| Nuova Aquitania | 1.762 | 1.763 | 1.765 | 1.766 |
| Bourgogne-Franche-Comté | 519 | 521 | 523 | 523 |
| Bretagna | 277 | 271 | 275 | 275 |
| Corsica | 223 | 223 | 223 | 223 |
| Centro-Valle della Loira | 93 | 93 | 93 | 92 |
| Normandia | 50 | 43 | 30 | 30 |
| Ile-de-France | 19 | 20 | 20 | 20 |
| Paesi della Loira | 9 | 9 | 11 | 11 |
| Hauts-de-France | 4 | 4 | 4 | 4 |
| Totale Francia | 25.468 | 25 510 | 25.557 | 25.732 |
La potenza dei progetti idraulici in fase di sviluppo è pari a 912 MW al 30/06/2019, di cui 811 MW sulla rete RTE, 97 MW su quella di Enedis e 3,4 MW sulla rete Corsica. La seconda sessione del bando per il piccolo idroelettrico ha selezionato 13 progetti con una capacità totale di 36,6 MW con un prezzo medio di 87,1 € / MWh .
Il criterio principale utilizzato per classificare le centrali idroelettriche è la durata del riempimento dei loro serbatoi, che determina la modulazione e la capacità operativa di picco della struttura. La capacità installata del parco allacciato alla rete di trasmissione è suddivisa per il 40% per le centrali lacustri, per il 16% per le chiuse, per il 26% per quelle fluviali e per il 18% per gli WWTP .
Quasi il 90% delle 2.400 centrali in Francia sono installate “run-of-river”, ovvero turbinano l'acqua di un corso d'acqua al suo arrivo, non avendo un serbatoio; ammontano a circa 7.500 MW installati (30% della flotta) e producono una media annua di 30 TWh (33 TWh , pari al 52% nel 2012).
Le centrali con un serbatoio, per un totale di 18.000 MW di potenza di picco, hanno un valore economico molto più elevato rispetto agli impianti ad acqua fluente , perché consentono di concentrare la loro produzione nei periodi di elevato consumo. Inoltre hanno prestazioni dinamiche eccezionali, ovvero sono in grado di passare da fermo alla massima potenza in pochi minuti, e quindi di far fronte alle variazioni a volte rapidissime della domanda (ad esempio quando una partita inizia in TV, diversi milioni i consumatori accendono i televisori in pochi secondi) o riforniscono (ad esempio, quando un reattore nucleare si guasta, la rete perde più di 1.000 MW quasi istantaneamente); queste caratteristiche li rendono indispensabili per la sicurezza dell'impianto elettrico.
EDF distingue due sottocategorie:
Gli impianti di maggior valore economico sono quelli con una capacità di giacimento molto ampia, al punto da consentire una regolazione inter-stagionale della produzione; i serbatoi si riempiono in primavera, grazie all'acqua prodotta dallo scioglimento della neve; raggiungono il loro livello massimo in autunno, quindi turbinano le loro riserve nei periodi più trafficati, in inverno. Complessi modelli informatici ottimizzano l'utilizzo di queste preziose riserve secondo tutti i parametri che descrivono le risorse ed i vincoli. Il bacino più prezioso è quello di Serre-Ponçon , con un volume di 1.272 milioni di m 3 , il secondo lago artificiale d'Europa per capacità.
Delle centrali di pompaggio , dette anche STEP (energy transfer station by pumping), hanno un serbatoio superiore ed un serbatoio inferiore, collegati tramite una saracinesca al cui fondo sono installati gruppi reversibili che pompano l'acqua dal serbatoio inferiore al serbatoio superiore durante nelle ore non di punta (di notte, nei fine settimana), quindi lo turbo durante le ore di punta. Il primo WWTP installato in Francia è quello del Lac Noir (Vosges) , costruito tra il 1928 e il 1933, con una capacità di 80 MW ; attualmente in fase di ricostruzione, avrà una potenza di 55 MW e una capacità di 0,6 GWh .
Lo stoccaggio idraulico sta trovando nuovo interesse nella gestione dell'intermittenza della produzione solare ed eolica; la prima programmazione energetica pluriennale derivante dalla legge sulla transizione energetica ritiene che "l'energia idroelettrica potrebbe dare un contributo decisivo per soddisfare il bisogno di flessibilità del sistema elettrico entro il 2030, in particolare grazie agli impianti di depurazione" . Lo Stato ha presentato a Bruxelles una richiesta di proroga della concessione EDF sulla Truyère, che consentirebbe a EDF di costruire un WWTP di quasi un gigawatt, per investimenti del valore di quasi 1 miliardo di euro. Tuttavia, i professionisti ritengono che i WWTP siano di scarso interesse, purché i prezzi di mercato siano bassi o RTE non paghi abbastanza per i servizi di rete.
Il nucleo francese ha pompato a fine 2019, secondo l' International Hydropower Association (IHA), una capacità installata di 5837 MW , il 3 ° in Europa con il 10,6% del totale europeo, dietro a Italia (7685 MW ) e Germania (6.364 MW ), ma molto indietro rispetto a Cina (30.290 MW ) e Giappone (27.637 MW ).
Alla fine del 2018 l'IHA contava 6985 MW di pompaggio a 2 e in Europa con il 13% del totale europeo, dietro l'Italia (7555 MW ) e davanti alla Germania (6806 MW ).
Le sei centrali elettriche principali (Grand Maison, Montezic, Super-Bissorte, Revin, Le Cheylas, La Coche) rappresentano una potenza massima cumulativa nelle turbine di 4.173 MW .
| Nome |
Potenza (MW) |
Dipartimento | La messa in produzione |
Capacità di memoria (GWh) |
Volume d'acqua utile (milioni di m³) |
Altezza di caduta (metri) |
| Grande casa | 1.800 | Isere | 1988 | 36 | 14.3 | 925 |
| Montezic | 910 | Aveyron | 1983 | 23 | 30 | 423 |
| Superbissort | 750 | Savoia | 1986 | 40 | 1150 | |
| Revin | 800 | Ardenne | 1976 | 4.7 | 6.9 | 250 |
| I Cheylas | 480 | Isere | 1979 | 5 | 261 | |
| La Coche | 320 | Savoia | 1975 | 2.1 | 927 |
È stato annunciato un progetto per ammodernare la centrale di accumulo con pompaggio di Cheylas , commissionata originariamente nel 1979, sostituendo le sue turbine a velocità costante con modelli a velocità variabile.
EDF sta installando una turbina Pelton da 240 MW presso la centrale di La Coche, che si aggiungerà alle quattro turbine esistenti per un totale di 320 MW e aumenterà la produzione del 20% dalla messa in servizio prevista per il 2019.
Nel marzo 2018, EDF ha presentato un piano di accumulo di energia che prevede 10 GW di accumulo aggiuntivo entro il 2035, inclusi 2 GW di accumulo di pompaggio.
Una prima turbina idroelettrica di questo tipo in Francia è stata inaugurata su una rete di distribuzione di acqua potabile nel ottobre 2018, nell'impianto di produzione di acqua potabile di Annonay ( Ardèche ) per produrre energia elettrica sfruttando l'energia cinetica dell'acqua (ai riduttori di pressione). Il progetto da 26 kW è stato assemblato da Hydrowatt, la turbina prodotta da Perga (Spagna) e in questo caso venduta da Saint-Gobain - Pont-à-Mousson ). Si prevede una produzione di 132.000 kWh / anno , pari a circa il 30% del fabbisogno elettrico dell'impianto.
Potrebbero essere attrezzate anche altre reti idriche con dislivelli significativi: la città di Hyères, nel Var, si appresta a installarne una.
Il programma francese di sviluppo delle risorse idroelettriche, attuato principalmente negli anni Cinquanta e Sessanta, ha svolto operazioni complesse utilizzando tutto il potenziale di intere valli, o anche di diversi bacini idrografici.
La Compagnie nationale du Rhône , creata nel 1933 dallo Stato che le ha affidato lo sviluppo e lo sfruttamento del Rodano, ha ricevuto tre missioni di solidarietà: produzione, navigazione, irrigazione e altri usi agricoli; gestisce 19 centrali idroelettriche costruite sul corso del Rodano e gestite fino al 2002 da EDF per conto CNR, poi da Electrabel, controllata da GDF Suez che ne è diventato il principale azionista (49,97%). I suoi 19 impianti idroelettrici ammontano a 3.009 MW e producono una media di 14,9 TWh all'anno, un quarto dell'idroelettrico nazionale, ovvero il 3% della produzione francese. Il principale di questi impianti è Génissiat (420 MW ); gli altri impianti sono “run-of-river”.
Diga Génissiat nel 2009.
Diga Donzère-Mondragon nel 2010.
| Nome |
Potenza (MW) |
Produzione media (GWh / anno) |
Dipartimento | La messa in produzione |
Altezza di caduta (metri) |
| Genissial | 420 | 1786 | Ain | 1948 | 64.5 |
| Anglefort | 90 | 487 | Ain | 1980 | 17 |
| Brens-Virignin | 90 | 453 | Ain | 1982 | 18 |
| Brégnier-Cordon | 70 | 324 | Ain | 1983 | 13.7 |
| Pierre-Bénite | 84 | 528 | Metropoli di Lione | 1966 | 9 |
| Vaugris | 72 | 332 | Isere | 1980 | 6.7 |
| Sabbia | 160 | 885 | Isere | 1977 | 12.2 |
| Gervans | 120 | 668 | Drome | 1971 | 11.5 |
| Bourg-lès-Valence | 180 | 1.082 | Drome | 1968 | 11.7 |
| Beauchastel | 198 | 1211 | Ardeche | 1963 | 11.8 |
| Logis-Neuf | 215 | 1.177 | Vaucluse | 1960 | 11.7 |
| Chateauneuf-du-Rhône | 295 | 1.575 | Drome | 1957 | 16.5 |
| Donzère-Mondragon (Bollène) | 348 | 2.032 | Vaucluse | 1952 | 22.5 |
| Caderousse | 156 | 843 | Vaucluse | 1975 | 8.6 |
| Avignone | 126 | 543 | Vaucluse | 1973 | 9.5 |
| Beaucaire | 210 | 1.269 | Gard | 1970 | 11.3 |
10 centrali ad acqua fluente furono costruite tra il 1932 e il 1977 sui 185 km del Reno, tra Basilea e Lauterbourg , di cui 4 costruite sul Canal Grande d'Alsazia : Kembs, Ottmarsheim, Fessenheim e Vogelgrun, le altre 6 sul il Reno stesso: Marckolsheim, Rhinau, Gerstheim, Strasburgo, Gambsheim e Iffezheim. Le centrali elettriche di Gambsheim e Iffezheim sono franco-tedesche; i due paesi condividono la loro produzione; in pratica, l'energia elettrica prodotta a Gambsheim, sul territorio francese, viene immessa nella rete francese, che e prodotta a Iffezheim, sul territorio tedesco, viene immessa nella rete tedesca. Gli altri 8 impianti, gestiti da EDF, producono in media poco più di 8 TWh / a, ovvero due terzi del consumo di elettricità dell'Alsazia e il 20% della produzione idroelettrica francese.
Centrale elettrica di Kembs nel 2014.
Centrale idroelettrica di Fessenheim nel 2009.
Centrale idroelettrica di Vogelgrun nel 2004.
Kraftwerk Gerstheim nel 2013.
| Nome |
Potenza (MW) |
Prod.2009 (GWh / anno) |
Corso d'acqua | La messa in produzione |
Altezza di caduta (metri) |
| Kembs | 156.6 | 692 | Grand Canal d'Alsace | 1932 | 14.3 |
| Ottmarsheim | 156 | 921 | Grand Canal d'Alsace | 1952 | 15.5 |
| Fessenheim | 183 | 973 | Grand Canal d'Alsace | 1956 | 15.7 |
| Vogelgrun | 140.4 | 762 | Grand Canal d'Alsace | 1959 | 12.3 |
| Marckolsheim | 152.3 | 851 | Reno | 1961 | 13.2 |
| Rhinau | 152 | 850 | Reno | 1964 | 13.3 |
| Gerstheim | 143.4 | 749 | Reno | 1970 | 11.75 |
| Strasburgo | 148 | 816 | Reno | 1970 | 13.25 |
| Gambsheim | 96 | 650 | Reno | 1974 | 11.4 |
| Iffezheim | 148 | 740 | Reno | 1977 | 12.5 |
I principali sviluppi nelle Alpi sono:
TarentaiseLa Tarentaise , alta valle dell'Isère, ha ricevuto fino agli anni '30 solo piccoli sviluppi sul Doron de Bozel ; fu solo nel dopoguerra che si intraprese il completo sviluppo della valle
Diga di Tignes , sull'Isère, con l'affresco del gigante.
Lac de Roselend dal col du pré, nel 2008.
Diga di Roselend nel 2007.
Diga di Gittaz (Beaufortain) nel 2013.
| Nome |
Potenza (MW) |
Produzione media (GWh / anno) |
La messa in produzione |
Volume del serbatoio ( hm³ ) |
Altezza di caduta (metri) |
| Les Brévières | 96 | 194 | 1952 | 233 | |
| Malgovert | 332 | 680 | 1952 | 230 ( diga di Tignes ) | 750 |
| Pralognan | 45 | 100 | 1950 | 724 | |
| Ste-Helena | 320 | PASSO | 1978 | 2.1 (serbatoio Coche) | 916 |
| La Bâthie | 540 | 1100 | 1961 | 185 ( diga di Roselend ) + 27 | 1250 |
| Randens | 130 | 500 | 1954 | 154 |
Il Roselend - La Bâthie Development , un complesso idroelettrico costruito dal 1955 al 1967 a Beaufortain (550 MW ), comprende 30 prese d'acqua, 3 serbatoi: la diga di Roselend (185 hm 3 ), la diga di Gittaz (13, 7 hm 3 ) e il Saint - Diga Guérin (13 hm 3 ) e 3 centrali elettriche: La Bâthie, La Sauce e Pierre Giret, collegate da 42 chilometri di tubi sotterranei.
MaurienneLa valle della Maurienne è attrezzata con 8 dighe sull'Arco e sui suoi affluenti e una quindicina di centrali con una capacità totale di 2.300 MW e una produzione di 3.800 GWh / anno ; alla fine del XIX ° fabbriche di secolo elettrochimica e electrometallurgy si sono trasferiti a sfruttare la ricchezza idraulica della valle, che presto divenne la "valle di alluminio."
Diga del Moncenisio nel 2009.
Diga di Bissorte (inverno 2014).
Diga Plan d'Amont nel 2015.
Diga Plan d'Amont e lago Plan d'Aval, nel comune di Aussois, nel 2008.
| Nome |
Potenza (MW) |
Produzione media (GWh / anno) |
La messa in produzione |
Volume del serbatoio ( hm³ ) |
Altezza di caduta (metri) |
| Villarodin | 364 | 580 | 1968 | 315 ( diga del Moncenisio ) | 880 |
| Aussois | 78 | 1952 | 4 (diga di Plan d'Aval) | 850 | |
| Combe d'Avrieux | 120 | 290 | 1976 | 8 (diga Plan d'Amont) | 850 |
| Orelle | 62 | 170 | 1970 | 0.225 | 117 |
| Bissorte 1 | 75 | 140 | 1935 | 40 | 1144 |
| Bissorte 2 (Super-Bissorte) | 600 | pompaggio-turb. | 1987 | 1144 | |
| Bissorte 3 | 150 | 1987 | 1144 | ||
| Saussaz II | 140 | 410 | 1973 | 212 | |
| il mestolo | 120 | 380 | 1975 | 166 | |
| Cheylas | 480 | 675 | 1979 | 4.8 (lavabo Flumet) | 260 |
La valle del Romanche attratto dalla fine del XIX ° basato industrie di energia elettrica secolo. L'ingegnere Charles Albert Keller è stato uno dei principali artefici dello sviluppo industriale della valle, la cui opera emblematica è la vecchia centrale elettrica di Vernes .
La centrale idroelettrica Romanche Gavet , messa in servizio nel 2020, nella città di Livet-et-Gavet , tra Grenoble e Oisans , è costituita da un'unica centrale elettrica alimentata da una rete idrica sotterranea di 10 km . E 'dotato di due turbine Francis di 97 MW la produzione di 560 GWh / anno , pari al 40% in più rispetto ai vecchi impianti dei primi del XX ° secolo, sostituita con una maggiore sicurezza operativa e l'impatto ambientale meno. L'importo dell'investimento è stato di 400 milioni di euro .
Lago Grand Maison nel 2010.
Centrale elettrica di Vernes a Livet-et-Gavet nel 2013.
Diga di Chambon nel 2005.
| Nome |
Potenza (MW) |
Produzione media (GWh / anno) |
La messa in produzione |
Volume del serbatoio ( hm³ ) |
Altezza di caduta (metri) |
| Pont-Escoffier | 53 | 1944 | 402 | ||
| St-Guillerme II | 116 | 208 | 1983 | 54 ( diga di Chambon ) | 280 |
| Olle Water | 1800 | PASSO | 1985 | 137 ( diga di Grand'Maison ) | 402 |
| Romanche Gavet | 97 | 560 | 2020 | 266 | |
| Toll-de-Vizille | 46 | 300 | 1949 | 144 |
Il bacino del Drac , con 4 dighe e 14 centrali elettriche, produce una media di 1.700 GWh / anno .
Diga di Sautet nel 2008.
Diga di Monteynard nel 2007.
| Nome |
Potenza (MW) |
Produzione media (GWh / anno) |
La messa in produzione |
Volume del serbatoio ( hm³ ) |
Altezza di caduta (metri) |
| Il Sautet | 75 | 175 | 1935 | 108 | 94 |
| Cordeac | 67 | 186 | 1946 | 92 | |
| Cognet | 100 | 295 | 1957 | 28 (diga di St Pierre de Méaroz) | 90 |
| Monteynard | 360 | 495 | 1962 | 275 | 127 |
| St Georges de Commiers | 60 | 265 | 1964 | 34 | 82 |
L' impianto idroelettrico Durance-Verdon è stata decisa nel 1955 da una legge che ha affidato tre missioni per EDF:. Per la produzione di energia elettrica, al fine di garantire l'irrigazione delle colture e la fornitura di acqua potabile alla città e, infine, per regolare le piene a volte devastanti della Durance e il Verdon . La realizzazione completa di questo sviluppo ha richiesto più di trent'anni ed è stata completata nel 1992. Comprendeva la costruzione di 23 dighe e prese d'acqua, del canale EDF della Durance, fornendo 33 impianti idroelettrici con una capacità totale di 2000 MW. , E diverse stazioni di comando. Produce da 6 a 7 miliardi di kWh all'anno (10% della produzione idroelettrica francese); le dighe artificiali forniscono acqua potabile all'intera regione e irrigano tutta la Provenza (un terzo dell'irrigazione francese); i laghi sono un'attrazione turistica; le piene basse e medie sono perfettamente controllate, rimangono solo piene molto significative.
Organizzazione della diga di Serre-Ponçon , 2013.
Diga di Sainte-Croix nel 2006.
Diga di Castillon , nel 2015.
Central Jouques nel 2012.
Central Mallemort nel 2008.
Centrale idroelettrica di Saint-Chamas nel 2016.
Centrale idroelettrica di Sainte-Tulle .
| Nome |
Potenza (MW) |
Producibile (GWh) |
Dipartimento | La messa in produzione |
Volume del serbatoio (milioni di m³) |
Altezza di caduta (metri) |
| Diga di Serre-Ponçon | 380 | 700 | Montagne alte | 1960 | 1.272 | 128 |
| Diga di Castillon | 60 | 77 | Alpi dell'Alta Provenza | 1948 | 149 | |
| Sisteron -Metelin | 256 | 760 | Alpi dell'Alta Provenza | 1975 | 6.2 | 114.3 |
| Salignac | 88 | 250 | Alpi dell'Alta Provenza | 1976 | 29.5 | |
| Diga di Sainte-Croix | 158 | 170 | Alpi dell'Alta Provenza | 1974 | 761 | 83 |
| Curbans | 165 | 450 | Alpi dell'Alta Provenza | 1966 | 8 (diga di Espinasses) | 83 |
| Sainte-Tulle | 97 | 350 | Alpi dell'Alta Provenza | 1922-1965 | 37 | |
| Jouques | 78 | 365 | Bouches-du-Rhône | 1959 | 32.6 | |
| Saint-Estève-Janson | 156 | 720 | Bouches-du-Rhône | 1963 | 64 | |
| Mallemort | 102.6 | 450 | Bouches-du-Rhône | 1972 | 44 | |
| Salon-de-Provence | 102 | 360 | Bouches-du-Rhône | 1965 | 44.5 | |
| Saint-Chamas | 165 | 610 | Bouches-du-Rhône | 1965 | 72 |
La maggior parte delle strutture nelle Alpi Marittime sono di dimensioni modeste; totalizzano 320 MW e una produzione di 1.000 GWh / anno .
La valle della Roya ha 4 dighe e 5 centrali elettriche, compresa quella di St-Dalmas de Tende (46 MW ; 123 GWh / anno ; altezza di caduta: 720 m ), commissionata nel 1914.
La valle della Tinée dispone di 3 centrali per un totale di 106 MW e 541 GWh / anno : Valabres, Bancairon (50 MW ; 250 GWh / anno ; altezza prevalenza : 315 m ) e Courbaisse.
La valle della Vésubie ha 5 dighe e 4 centrali elettriche, compresa quella di St-Martin-Vésubie (52 MW ; 170 GWh / anno ; altezza di caduta: 730 m ), alimentate dalla diga del Boréon.
Lo sviluppo di Truyère comprende 7 dighe e produce una media di 1.706 GWh / anno :
Conservazione della diga di Grandval nel 2011.
Diga di Sarrans sulla Truyère nel 2007.
Diga di Cambeyrac nel 2010.
| Nome |
Potenza (MW) |
Produzione media (GWh / anno) |
La messa in produzione |
Volume del serbatoio ( hm³ ) |
Altezza di caduta (metri) |
| Grandval | 64 | 144 | 1959 | 270 | 73 |
| Sarrans | 180 | 270 | 1934 | 300 | 85 |
| Brommat | 444 | 800 | 1933; 1974 | 8 | 260 |
| Montezic | 910 | Pompaggio-turb. | 1982 | 32.5 | 423 |
| Couesques | 124 | 280 | 1950 | 56 | 65 |
| Cambeyrac | 36 | 33.5 | 1950 | 2.74 | 11 |
Lo sviluppo della Dordogna comprende 10 dighe che immagazzinano 950 milioni di m 3 e producono 2.000 GWh / anno per la sola valle della Dordogna, 3.000 GWh / anno con lo sviluppo di affluenti (Maronne, Rhue, Cère, Vézère, ecc.):
Diga di Bort-les-Orgues nel 2014.
Diga di Marèges nel 2009.
La diga dell'Aquila nel 2006.
| Nome | fiume |
Potenza (MW) |
Produzione media (GWh / anno) |
La messa in produzione |
Volume del serbatoio ( hm³ ) |
Altezza di caduta (metri) |
| Bort-les-Orgues | Dordogne | 230 | 400 | 1952 | 477 | 115 |
| Angolo | Rhue | 46.5 | 120 | 1927 | 4 | 125 |
| Margini | Dordogne | 272 | 330 | 1935; 1982 | 47 | 82 |
| L'Aquila | Dordogne | 349 | 500 | 1946 | 220 | 80 |
| Chastang | Dordogne | 300 | 590 | 1951 | 187 | 85 |
| Saint-Étienne-Cantalès | Cer | 105 | 87 | 1947 | 133 | 63 |
| Laval-de-Cère | Cer | 132 | 228 | |||
| Val Beneyte | il Diège | 30 | 80 | 1927 | 7.5 | 130 |
Le centrali di Marèges e Coindre sono gestite da SHEM, le altre da EDF.
Tarn / AveyronIn Aveyron, il complesso idroelettrico EDF du Pouget comprende otto dighe su cinque fiumi, tra cui la diga Pont-de-Salars sul Viaur, la diga Pareloup sul Vioulou, la diga Villefranche-de-Panat sull'Alrance, il Saint-Amans diga e le dighe Pinet e Pouget sul Tarn, e cinque centrali elettriche, tra cui la centrale Pouget, messa in servizio nel 1952 sul Tarn e sovra-attrezzata nel 1983 (377 MW , 345 GWh / anno , più un'unità reversibile da 35 MW per stoccaggio pompato al lago Saint-Amans).
Lac de Pareloup nel 2003.
Diga di Pareloup nel 2007.
Diga di Villefranche-de-Panat nel 2013.
Diga di Pouget e centrale elettrica nel 2007.
Il bacino della Loira presenta sviluppi modesti, ad eccezione della centrale di Montpezat (140 MW e 279 GWh / anno ) che raccoglie l'acqua del lago Issarlès e della Loira (diga di Palisse) e un affluente (diga di Gage) per turbinarli altezza di caduta di 630 m nella valle della Fontaulière, un affluente dell'Ardèche.
Diga di Grangent nel 2006.
Diga di Villerest nel 2010.
Diga di Éguzon (a destra: sfioratore), nel 2008.
Diga di Rochebut nel 2010.
Nei Pirenei sono stati realizzati sviluppi molto complessi:
lo sviluppo EDF di Pragnères 185 MW 337 GWh / anno ), le più complesse e potenti dei Pirenei: le prese d'acqua, circa 30, raccolgono l'acqua dai massicci di Néouvielle , Vignemale e Ardiden . La centrale di Pragnères, commissionata nel 1953 a Gèdre ( Hautes-Pyrénées ), ha un serbatoio principale ( Cap-de-Long , a 2.160 m sul livello del mare), tre serbatoi annessi ( Aumar , Aubert , Escoubous) e un "quotidiano" serbatoio: Ossoue . La capacità di stoccaggio totale delle dighe è di 78 milioni di m 3 e la rete di raccolta dell'acqua comprende 40 km di gallerie. In primavera, quando la neve si scioglie, l'acqua supera il fabbisogno; quello proveniente dalla sponda sinistra (Gavarnie, Vignemale, Ardiden), dopo essere stato turbinato a Pragnères, viene rialzato verso i bacini in sponda destra (Aumar e Cap de Long) dalla stazione di pompaggio dotata di 3 pompe (28 MW ); Un'altra stazione di pompaggio solleva le acque del settore Escoubous durante le ore non di punta. In inverno, l'acqua immagazzinata nel bacino di Cap de Long viene turbinata a Pragnères nelle ore di punta, portando in rete 195 MW in meno di 3 minuti; poi, sono turbinati dalle centrali elettriche a valle di Luz, Pont de la Reine e Soulom (135 MW ). lo sviluppo della Neste d'Aure utilizza anche le acque del lago di Cap-de-Long , comprende 4 dighe e 13 centrali elettriche tra cui quella di Echarts a Eget (39 MW ), costruita nel 1919 e ristrutturata nel 1968. lo sviluppo del Pique ( Luchon ) comprende 4 dighe, tra cui Lac du Portillon e Lac d'Oô , e raccoglie l'acqua da altri 6 laghi; li turbina in 4 centrali elettriche con una capacità totale di 88 MW . lo sviluppo dell'Ariège comprende 6 dighe e 9 centrali elettriche, tra cui la centrale di Orlu (89 MW , 116 GWh / anno ), quella di Aston (101 MW , 392 GWh / anno ), quella di l'Hospitalet (93 MW , 110 GWh / anno) ) e quello di Merens (42 MW , 84 GWh / anno ). lo sviluppo di Arrens e Ossau comprende 5 dighe, tra cui il lago Artouste e il lago Fabrèges , e 8 centrali elettriche comprese quelle di Artouste (43 MW ), Camps (42 MW ) e Miégebat (79 MW ). sviluppo dell'Aude comprende quattro dighe, tra cui quella di Matemale e quella di Puyvalador , e nove centrali elettriche, tra cui quella di Escouloubre (44 MW , 89 GWh / anno ) e quella di Nentilla (54 MW , 137 GWh / anno ).Il Garonne Hydraulic Exploitation Group di EDF gestisce 11 dighe con una capacità totale di 50 milioni di m 3 e 37 centrali elettriche che producono una media di 1.800 GWh / anno .
Gran parte delle numerose centrali elettriche dei Pirenei appartengono alla Société hydroelectric du Midi (SHEM), ex filiale della SNCF che le aveva accolte nel 1938 durante la nazionalizzazione della Compagnie du Midi; quest'ultimo le aveva costruite dal 1902 per elettrificare le sue linee ferroviarie dei Pirenei; SNCF ha gradualmente venduto SHEM a Engie dal 2002 al 2006.
Diga di Calacuccia nel 2010.
Lago Calacuccia nel 2008.
Diga di Tolla nel 2008.
Il regime legale per la produzione di energia elettrica è, per le centrali di potenza superiore a 4,5 MW , il regime per le concessioni idroelettriche, stabilito dalla Legge di16 ottobre 1919relativa all'uso dell'energia idroelettrica, la prima legge che disciplina l'energia idroelettrica, approvata durante il periodo di ricostruzione successivo alla prima guerra mondiale. Le centrali di potenza inferiore a 4,5 MW sono soggette a un regime autorizzativo amministrativo. In Francia, ci sono quasi 400 concessioni idroelettriche che rappresentano oltre il 95% della potenza idroelettrica totale installata, ovvero circa 24 GW . Tali concessioni sono state, il più delle volte, assegnate per un periodo di 75 anni, al termine dei quali la proprietà della concessione viene restituita allo Stato, che può poi decidere di rinnovare la concessione.
Nel luglio 2008, in applicazione di una procedura di infrazione emanata dalla Commissione Europea, il Governo ha deciso di mettere in concorso l'attribuzione delle concessioni idroelettriche alla scadenza. Per questo, ha raggruppato le concessioni idroelettriche per valli. I primi gruppi di concessioni dovrebbero essere soggetti a concorrenza prima del 2013 (dighe nella valle di Ossau, dighe nella valle del Louron, dighe a valle del fiume La Truyère (comprese Brommat e Sarrans), la Dordogna medio-alta e alta e le dighe di Drac ). A31 dicembre 2014, nella valle dell'Arco sarà rinnovata la concessione Bissorte Super Bissorte (883 MW ) .
Il disegno di legge di transizione energetica è finalmente convergente verso un compromesso “pubblico-privato” favorevole alla concorrenza delle concessioni, ma attraverso SEM ad hoc , almeno per i lotti più importanti. La Commissione Europea ha dichiarato di non essere contraria a questo progetto.
La legge sulla transizione energetica per la crescita verde promulgata il18 agosto 2015, prevede la possibilità di creare una nuova categoria di imprese ad economia mista (SEM), che ha per oggetto la gestione dei contratti di concessione idroelettrica in una valle. Questa disposizione consentirebbe di coinvolgere maggiormente le autorità locali nella gestione degli usi dell'acqua e di rafforzare il controllo pubblico sul patrimonio comune che costituisce il parco idroelettrico francese. Accanto agli enti pubblici (enti locali, ma anche possibili investitori pubblici), gli azionisti privati vengono selezionati seguendo un processo competitivo, in conformità con la normativa europea. In alcuni casi, la legge prevede anche la possibilità di raggruppare le concessioni al fine di ottimizzare il funzionamento delle filiere di sviluppo collegate idraulicamente.
Il decreto relativo alle concessioni di energia idraulica e all'approvazione delle specifiche del modello è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il 30 aprile 2016 ; specifica le condizioni per il raggruppamento delle concessioni quando gli impianti sono collegati idraulicamente e devono essere gestiti in modo coordinato. Stabilisce inoltre la procedura per la creazione di società idroelettriche a economia mista (SEM) in caso di rinnovo delle concessioni.
Mentre la Commissione Europea ha avvisato la Francia, nel 2015 e di nuovo nel 2019, di mettere in concorrenza le concessioni in scadenza, il governo rallenta con quattro ferri , le dighe che servono anche per la gestione delle risorse idriche. EDF produce oltre l'80% dell'energia idroelettrica francese, contro il 3% per lo Shem e il 14% per la Compagnie Nationale du Rhône, partecipata al 49,97% da Engie insieme alla Caisse des Dépôts et des Collectives. Nelle discussioni in corso nel 2020 con Bruxelles, il governo prenderebbe in considerazione una riorganizzazione di EDF in tre entità nel progetto Hercule, tra cui un set “azzurro” per le concessioni idroelettriche che sarebbe posto in una quasi autorità non soggetta alla concorrenza europea. . La Société hydroelectric du Midi (Shem), filiale di Engie con sede a Tolosa, che gestisce 56 impianti nei Pirenei, sul Lot e sulla Dordogna, lamenta di essere tenuta fuori dalle discussioni tra lo Stato e l 'Europa sul futuro del concessioni idroelettriche; il progetto di quasi-gestione sarebbe deciso alla fine del 2020 e attuato alla fine del 2022. Il caso della Compagnie Nationale du Rhône, la cui concessione scade nel 2023, "sarebbe considerato a parte" perché gestisce anche la navigazione sul Rodano e irrigazione; di conseguenza, solo SHEM rimarrebbe interessata dal bando di concorso. Tuttavia, ha tre concessioni scadute nelle valli di Ossau, Louron e Têt nei Pirenei, che rappresentano il 40% della sua capacità installata di 780 MW .
Come con altre energie rinnovabili, la piccola energia idroelettrica beneficia dell'obbligo di acquisto da parte dei fornitori di elettricità a tariffe regolamentate stabilite dal governo su consiglio della Commissione per la regolamentazione dell'energia .
La tariffa incentivante garantita per la produzione di piccola energia idroelettrica è di 6,07 c € / kWh nel 2015, più i premi per i piccoli impianti e la produzione regolare in inverno; i contratti hanno una durata di 20 anni .
Per i piccoli impianti è in corso la definizione di una nuova tipologia di contratto d'obbligo di acquisto, idoneo sia alla ristrutturazione di cantieri esistenti che alla realizzazione di nuove strutture. Le condizioni di prezzo saranno definite con decreto. Per installazioni superiori a 500 kW , a seguito dell'adozione del28 giugno 2014dalla Commissione Europea delle nuove linee guida che inquadrano il sostegno alle energie elettriche rinnovabili, l'energia elettrica sarà venduta direttamente sul mercato beneficiando di un premio variabile ex post. La formula per il calcolo del premio doveva essere sospesa entro la fine del 2015 forze dell'ordine n . 2015-992 ma è stata ritardata. Deliberazione di CRE di3 marzo 2016sul progetto di decreto di riforma delle condizioni per l'acquisto di energia idroelettrica esprime parere favorevole sulle disposizioni previste per i nuovi impianti, a condizione che il tetto di produzione remunerata sia adeguato al ribasso e parere sfavorevole sulle disposizioni relative agli impianti esistenti, a causa dei conseguenti livelli di redditività e il livello eccessivamente alto del plafond, nonché il livello del premio di gestione e la formula di indicizzazione; raccomanda di procedere mediante bandi di gara.
La legge sulla transizione energetica per la crescita verde prevede bandi periodici per lo sviluppo di piccole centrali idroelettriche. Il primo bando di gara, lanciato nelaprile 2016, composto da tre lotti per una potenza complessiva di 55 MW .