Bonjour,
Vous trouverez d’autres interrogations apparues à la lecture du document et qui semblent devoir faire l’objet de réponse, afin de permettre de disposer des informations permettant le débat public sur ce projet.

Travaux supplémentaires réalisés en contrepartie de la prolongation de la concession

Nécessité de faire réaliser ces travaux supplémentaires par le concessionnaire
Ces travaux auraient-ils été intégrés au périmètre de la concession en cas de remise en concurrence ? Si oui, ces investissements auraient-ils pu être challengés par différents candidats (coûts de construction des ouvrages, puissance et couts des turbines installées, maintenance des ouvrages et des équipements, délais de réalisation, méthodes constructives, respect de l’environnement) ? Quels éléments permettent d’établir un avantage à la réalisation de ces travaux par le titulaire actuel et non par un titulaire après mise en concurrence ?

Date de réalisation des travaux
Il est précisé page 74, que la prolongation de la concession permet de réaliser des travaux avant 2023. L’ouvrage le plus important ‘un nouvel aménagement hydroélectrique dans le secteur de Saint-Romain-de-Jalionas’, pour 230 M€, pourrait ne faire l’objet d’un arbitrage qu’à la fin 2023, rendant ainsi sa réalisation impossible avant 2023. Ainsi, sur les 498 M€ de travaux présentés, seul 54 % pourraient être effectivement réalisés avant 2023.

Critères d’arbitrage
La répartition des missions entre travaux supplémentaires et schéma directeur n’est pas évidente : les petites centrales hydroélectriques figurent soit dans le schéma directeur soit dans le programme de travaux. Les petites centrales hydroélectriques représentent 33 % des montants affichés des travaux supplémentaires, l’équipement des seuils 4 %, soit 37 % des travaux cumulés. Quels sont les critères pour arbitrer ces nouvelles installations entre ces deux catégories ?

Rentabilité et pertinence des travaux proposés
Dans le programme de travaux, plusieurs travaux sont prévus. Quels sont les critères qui ont conduit à choisir ces travaux ? En effet, leur rentabilité et leurs performances énergétiques diffèrent sensiblement.
Récapitulatif des principaux nouveaux ouvrages de production électrique proposés :

• Nouvel ouvrage dans le secteur de Saint-Romain-de-Jalionas : 230 M€; 37 MW installés ; 140 GWh produits/an soit 60 000 habitants, hors chauffage,
• L’augmentation de la production de l’aménagement hydroélectrique de Montélimar :54 M€ ; Pas d’indication sur la puissance installée, impact de la modernisation des groupes de production de la centrale de Châteauneuf-du-Rhone ? ; Une centaine de GWh/an, soit 15 000 habitants, hors chauffage,
• 5 petites centrales hydroélectriques : 165 M€ ; Pas d’indication sur la puissance installée ; 228 GWh/an ; Pas d’indication en équivalent habitant de la consommation.

L’augmentation de la production de l’aménagement hydroélectrique de Montélimar représente une production supplémentaire d’une centaine de GWh, mais pour la consommation de seulement 15 000 habitants hors chauffage, contre 60 000 habitants pour 140 GWh pour l’ouvrage à Saint-Romain-de-Jalionas. Pouvez-vous clarifier vos données sur la production annuelle moyenne à Montélimar et l’équivalent habitant en consommation que cela représente ? Pouvez-vous présenter de manière exhaustive les données par ouvrage des différents investissements en production électrique, notamment sur les petites centrales hydroélectriques et les centrales de basse chute, afin que la rentabilité des ouvrages puisse être comparée ? Au vu des données présentées, la rentabilité du nouvel ouvrage n’est pas clairement établie : il apparait couteux pour une production limitée en comparaison aux deux autres investissements. De surcroit, il risque de ne pas être réalisé avant 2023, ce qui n’établit pas un investissement plus rapide que celui qui pourrait être réalisé par un concessionnaire suite à une remise en concurrence.

Actions complémentaires

Les actions complémentaires sont présentées page 84 et 93. Or celles présentées page 93 (tourisme et soutien à des activités et à des collectivités en lien avec la culture rhodanienne) n’ont plus rien à voir avec la lutte contre le changement climatique et l’adaptation à ses effets. Il peut être noté que les montants dépensés dans le cadre des MIG sont corrélés aux années électorales pour les collectivités territoriales :

• pics de dépense en 2008 et en 2014, années d’élection municipales,
• pics de dépense en 2008 et 2015, années d’élections cantonales.

Il est toutefois à noter un creux de dépense en 2011, année d’élections cantonales. Il pourrait exister un risque que ces mesures soient liées à des cycles électoraux, alors même que ces collectivités sont actionnaires de la CNR et que leurs représentants doivent contrôler le fonctionnement de la société. Des mesures de transparence et de publicité des décisions pourraient-elles être prévues dans le cadre de la prolongation de la concession ?

La relance du transport fluvial

Comment le concessionnaire compte inverser la tendance à la baisse des volumes transportés sur le Rhône par voie fluviale ? Quels sont les investissements et les mesures identifiées ?

L’enjeu socio-économique irrigation

Aujourd’hui : 50 % des surfaces irriguées par le Rhône sont dédiées au maïs. Le concessionnaire va-t-il orienter l’irrigation, voir donner la priorité vers des productions à plus forte valeur ajoutée ou à des productions bio, notamment en cas de conflit sur la ressource en eau ? L’objectif d’augmentation de l’irrigation dans le cadre de la prolongation de la concession ne devrait-il pas s’accompagner d’objectifs qualitatifs ?

Remarques complémentaires

Prévention de risque de conflit d’intérêt
Deux actionnaires du concessionnaire ont des intérêts dans des bureaux d’études (Egis pour la CDC et Tractebel pour Engie). Ces entreprises étant amenées à travailler ensemble : maîtrise d’œuvre de certains tronçons du Grand Paris Express ligne 16 et ligne 15Est ou le lot 3 de la MOE de l’EPR de Hinkley-Point. Au vu des études, travaux, MIG supplémentaires prévues, quelles mesures seront prises pour garantir tout risque de conflit d’intérêt ou que des marchés ne soient être quasi systématiquement attribués à des entreprises liées (cf plan de relance autoroutier) ?

Projets d’innovation
A la page 43, il est prévu des projets d’innovation et des démonstrateurs en matière d’énergies renouvelables et les accompagnements au développement des énergies renouvelables dans les exploitations agricoles. Quel lien avec l’objet de la concession ?

Schéma directeur
A quoi correspond le volet énergie dans le schéma directeur ? Quels types de projets sont financés dans le cadre de ce volet ?

Rattachement anticipé de l’ouvrage de Cusset à la concession du Rhône
Un rattachement anticipé de la concession de Cusset peut-il être envisagé dans le cadre de la proposition de prolongation de la concession de la CNR ? Le montant de l’indemnisation du à EDF a-t-il été estimé ? La prolongation de la concession permettant par exemple d’indemniser EDF, titulaire actuel de la concession de Cusset. Ce rattachement permettant aussi de remplir l’objectif affiché page 76, d’unification de gestionnaire afin d’homogénéiser la gestion de la vallée du Rhône et de sécuriser l’ensemble du linéaire navigable.

En vous remerciant de vos réponses.

Réponse du Ministère de la transition écologique et solidaire

1. Sur les travaux supplémentaires à réaliser dans le cadre de la prolongation de la concession

La prolongation de la concession permettra notamment de lancer des travaux importants visant à augmenter le productible du Rhône, à améliorer la navigabilité du fleuve et ainsi à participer aux objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie en renforçant la part d’énergie renouvelable dans le mix énergétique français et en réduisant les émissions de gaz à effet de serre (développement du transport fluvial et des énergies renouvelables).

La réalisation de ces travaux par le concessionnaire en place présente un réel avantage dans la mesure où les études de faisabilité, les avant-projets et la réalisation de certains ouvrages (PCH, PAP) peuvent, dans la perspective d’une prolongation, être lancés sans attendre la désignation d’un nouveau concessionnaire, qui ne pourrait être désigné au mieux qu’en 2023, les procédures de renouvellement de concessions hydroélectriques étant particulièrement longues et n’ayant jamais été conduites, à fortiori sur une concession d’une telle taille et d’une telle ampleur géographique.
Les travaux d’augmentation du productible hydroélectrique sur le Rhône contribuent à la neutralité économique de la prolongation de la concession sur la base du principe selon lequel le concessionnaire ne doit tirer aucun avantage supplémentaire, ni désavantage, du fait de la prolongation de la concession (p. 78 du dossier de concertation).
Par ailleurs, ainsi qu’il a été rappelé à plusieurs reprises, la prolongation de la concession n’est pas fondée sur la réalisation de ces travaux mais par la circonstance imprévue, au sens de l’article 43.1.c) de la directive 2014/23 du 26 février 2014 sur l’attribution des contrats de concession, qu’a constituée la Seconde guerre mondiale et la privation pour CNR de son statut de producteur d’électricité indépendant entre 1946 et 2006 qui en est résulté (p. 71 du dossier de concertation).

S’agissant de la date d’achèvement des travaux, l’ensemble des travaux supplémentaires ne pourraient pas être réalisés d’ici 2023 du fait de la durée des travaux et des procédures d’autorisations nécessaires préalablement à la réalisation de ces travaux. La prolongation donne, en revanche, l’opportunité à l’Etat de faire engager rapidement ces travaux et les études y afférentes par le concessionnaire sans attendre la remise en concurrence de la concession (p. 72 du dossier de concertation).

En ce qui concerne les critères ayant conduit à inclure certains travaux dans le programme de travaux supplémentaires et d’autres dans le schéma directeur, il y a lieu de souligner que le programme d’étude et de travaux implique de fixer une date limite de mise en service des nouveaux ouvrages dans le cahier des charges général modifié (p. 86 du dossier de la concertation), comme cela est habituellement le cas dans les contrats de concession. Le schéma directeur permet d’envisager à la fois des projets qui ne sont pas encore identifiés (projets dont CNR peut être maître d’ouvrage ou bien co-financeur par des contributions financières) et des projets qui, s’ils sont déjà identifiés, ne présentent pas un degré d’avancement suffisant pour que leur soit dès à présent assignée une date limite de mise en service (telles que la petite centrale hydroélectrique de Sainte-Pierre-de-Bœuf, qui a donc été incluse au schéma directeur, p. 84 du dossier de concertation). Le critère d’arbitrage est donc le degré d’avancement de chacun des projets.

En ce qui concerne la pertinence des investissements programmés, ces derniers ont été choisis compte-tenu de la durée de prolongation envisagée afin, notamment, d’optimiser au mieux le potentiel d’hydroélectricité qui peut encore être développé sur le Rhône dans un contexte où l’énergie hydroélectrique est amenée à jouer un rôle de plus en plus important afin d’atteindre les objectifs de la programmation pluriannuelle de l’énergie. Ces objectifs impliquent d’augmenter substantiellement la part d’énergies renouvelables dans le mix énergétique français. Ils ont également été choisis dans une optique de valorisation et d’amélioration des infrastructures de transport fluvial, dans une logique d’équilibre entre les différents objets de la concession.
A ce titre, l’Etat envisage de mettre à la charge du concessionnaire des investissements à réaliser dans la durée du contrat, dont la rentabilité ne doit pas être analysée individuellement mais à l’échelle de la valeur économique de la concession dans sa globalité. Ces investissements sont avant tout l’occasion pour l’Etat (i) de faire réaliser des aménagements contribuant au développement des énergies renouvelables dans les objectifs que s’est fixée la France et (ii) d’augmenter la valeur de la concession à remettre en concurrence en 2041.
D’une manière générale, les ouvrages concédés font retour gratuitement à l’État en fin de concession : il s’agit donc d’un investissement pour le patrimoine de l’État.

S’agissant des gains en termes de puissance installée et de production qui résulteront des travaux, les précisions suivantes peuvent être apportées.
Sur le site de Montélimar la puissance nominale des groupes serait augmentée de l’ordre de 24 MW et la production annuelle de l’aménagement de 6% environ.
En l’état actuel des avant-projets, la puissance installée additionnelle du programme des cinq petites centrales hydroélectriques serait de l’ordre de 30 MW pour une production moyenne annuelle estimée à 228 GWh. Ces cinq petites centrales hydroélectriques devraient représenter la consommation électrique de 67 000 habitants hors chauffage.
S’agissant de la consommation d’électricité par habitant (hors chauffage) couverte par l’augmentation de la production de la chute de Montélimar, le dossier de la concertation doit être précisé : contrairement à ce qui est indiqué en page 87 du dossier de concertation, l’augmentation de la production de 100 GWh couvrira les besoins en électricité (hors chauffage) de 45 000 habitants et non de 15 000 habitants comme cela est indiqué.

En effet et d’une part, l’augmentation de la cote maximale d’exploitation de la retenue couvrira les besoins de 15 000 habitants tandis que, d’autre part, la modernisation des groupes de production de la centrale devrait couvrir la consommation de 30 000 habitants.

2. Actions complémentaires réalisées dans le cadre du schéma directeur

A titre liminaire, le Ministère rappelle l’importance d’avoir un schéma directeur exprimé sous forme d’objectifs-cadres permettant d’adapter le contenu des plans pluriannuels quinquennaux (PPQ) en fonction des priorités et des enjeux, et ce jusqu’en 2041. Il s’agit d’un outil souple de planification et de programmation des travaux qui est indispensable compte tenu de l’une échelle géographique et temporelle importante du projet de prolongation.
Des actions complémentaires sont envisagées dans le cadre des PPQ, lesquelles déclineront le schéma directeur annexé au cahier des charges général de la concession. Le schéma directeur ne se limite pas à la réalisation d’actions en lien avec le changement climatique et l’adaptation à ses effets. Il concerne également :

• la production d’électricité hydraulique et les autres usages énergétiques ;
• la navigation et le transport fluvial ;
• l’irrigation et les autres emplois agricoles ;
• l’environnement et la préservation de la biodiversité ;
• des actions en lien avec les territoires rhodaniens.

Au titre de ce dernier aspect, le projet de schéma directeur actualisé serait amendé d’un nouveau volet intitulé « Actions complémentaires en faveur des territoires », destiné à renforcer l’ancrage local du concessionnaire par sa participation à des actions partenariales destinées au développement économique, local, touristique ou patrimonial des territoires. Les actions en lien avec le tourisme et le soutien à des activités culturelles rhodaniennes sont aussi susceptibles d’avoir des effets positifs en matière environnementale, notamment s’agissant du développement des modes de déplacements durables (ViaRhôna, qui est un aménagement cyclable, ou encore l’appui au développement du tourisme fluvial sur le Rhône).

En ce qui concerne les conditions de la détermination du contenu des plans pluriannuels quinquennaux issus du schéma directeur, le cahier des charges général de la concession prévoit les règles en matière d’approbation de ces plans en conformité avec le droit des concessions (autonomie du concessionnaire et pouvoir de contrôle du concédant). Pour chaque plan, CNR élaborera un programme décrivant, pour une période de cinq ans, les actions et travaux qu’il entend réaliser en application des obligations du cahier des charges général et dans le cadre des orientations du schéma directeur.

La construction des plans reposera notamment sur un dialogue mené par CNR avec l’Etat et l’ensemble des parties prenantes (collectivités territoriales, associations, fédérations, usagers…). L’éligibilité de ces projets sera ensuite évaluée à travers une analyse multicritère.

Les plans quinquennaux seront ensuite adoptés par le conseil de surveillance de CNR, dans lequel siègent notamment deux représentants de l’Etat et un commissaire du gouvernement.

Le projet de prolongation prévoit aussi un renforcement du rôle de l’Etat dans la définition, la validation et le contrôle des plans quinquennaux.
D’une part, lors de l’analyse du projet de plan, l’Etat pourra notifier son désaccord quant au contenu du schéma directeur ou bien quant à l’équilibre entre les différents volets. Dans cette hypothèse, CNR devra ajuster le projet de plan par la présentation éventuelle de nouveaux projets ou actions dans les deux mois suivants la notification.
D’autre part, CNR présentera chaque année à l’État l’avancement du programme pluriannuel quinquennal en cours, lequel comprendra le calendrier de réalisation des actions et les montants engagés et restant à engager ainsi que les éventuels ajustements du plan en fonction de l’état d’avancement des projets.

Le sujet de la gouvernance autour des plans quinquennaux a été identifié comme un sujet d’attente important lors de la concertation, et notamment sur la manière dont les parties prenantes seront associées à la définition et au suivi de ces plans. Sur la base du bilan du garant, le MTES répondra sur la façon dont il entend tenir compte de cette forte attente dans le projet de prolongation, en adaptant ou en créant une gouvernance dédiée.

3. La relance du transport fluvial

Comme précisé en page 36 du dossier de concertation, afin de développer le transport fluvial et utiliser les capacités d’accueil de trafic supplémentaire sur le Rhône, le projet de prolongation de la concession prévoit un ensemble de travaux et d’actions visant à améliorer la fiabilité, la sécurité et la disponibilité des ouvrages de la navigation. Dans ce cadre, l’Etat envisage, dans le projet de prolongation et notamment dans la révision du schéma directeur, (i) une plus forte implication du concessionnaire sur le développement de nouvelles infrastructures portuaires, (ii) une contribution du concessionnaire à l’évolution de la gouvernance portuaire du fleuve et (iii) une contribution à la structuration et au développement des filières économiques et industrielles susceptibles de générer du trafic fluvial.
À ce titre le projet de prolongation de la concession prévoit :

• la continuité des obligations du concessionnaire en matière d’entretien, de maintenance et d’exploitation des ouvrages de navigation ;
• dans le programme d’investissements, des actions en faveur de la fiabilité de la navigation avec notamment le doublement des portes aval des écluses de Chateauneuf-du-Rhône et de Bollène (p. 88 du dossier de concertation) ;
• un volet navigation ambitieux dans le schéma directeur, annexé au cahier des charges général de la concession. Ce volet du schéma directeur comprendrait quatre axes qui sont de nature à permettre l’augmentation des volumes transportés :
  • l’amélioration de la fiabilité, de la sécurité, de la disponibilité et de la capacité des ouvrages ;
  • la remise en navigabilité du Haut-Rhône ;
  • l’amélioration de la qualité du service de la navigation, notamment par l’équipement des garages d’écluse et la réalisation d’infrastructures portuaires (Port de Lyon, Salaise-Sablon, Le Pontet, Laudun-l’Ardoise et Avignon-Courtine) ;
  • la contribution au développement du transport fluvial et des sites industriels et portuaires.

Plus largement, le projet de prolongation de la concession s’inscrit dans les travaux conduits par le délégué interministériel de l’axe Méditerranée-Rhône-Saône. Ces travaux visent à l’établissement d’un plan de performance logistique de l’axe que les actions précitées mettront en œuvre.

4. Prévention des conflits d’intérêts

CNR est soumise au droit de la commande publique en tant que pouvoir adjudicateur et, lorsqu’elle passe des contrats qui sont en lien avec son activité d’opérateur de réseau (réseau de production hydroélectrique et réseau de transport), en tant qu’entité adjudicatrice. A ce titre, CNR applique les dispositions du code de la commande publique, lesquelles imposent la mise en œuvre de mesure de publicité et de mise en concurrence avant l’attribution de ses marchés de travaux, de fournitures et de services.

Les marchés passés par CNR pour l’exécution de la concession s’inscriront pleinement dans ce cadre, notamment en ce qui concerne la prévention des conflits d’intérêts qui pourraient survenir à l’occasion du déroulement de ces procédures. L’article L. 2141-10 du code de la commande publique dispose que « l’acheteur peut exclure de la procédure de passation du marché les personnes qui, par leur candidature, créent une situation de conflit d’intérêts, lorsqu’il ne peut y être remédié par d'autres moyens ». Afin de prévenir, le cas échéant, de telles situation, les acteurs concernés par un risque de conflit d’intérêts pourront être amenés à mettre en place, au sein de leurs services, des « murailles de Chine » et/ou à confier à des commissions indépendantes la charge d’examiner les dossiers de candidature et de sélectionner les offres.

5. Volet énergie du schéma directeur et projets d’innovation

Le schéma directeur comprend, notamment, un volet énergie dédié à la production hydroélectrique et aux autres usages énergétiques. Dans sa dimension « autres usages énergétiques », le volet énergie du schéma directeur vise à une contribution du concessionnaire au développement de projets d’innovation, entre autres et dans tout ou partie des domaines énumérés ci-dessous :

• utilisation de la force motrice et/ou de l’utilisation novatrice de l’eau du Rhône ;
• moyens innovants et diversifiés d’exploiter les différentes sources d’énergies renouvelables (notamment soleil, eau et vent) ;
• solutions de stockage de l’électricité et de gestion intelligente des réseaux pour valoriser les excédents de production d’énergie renouvelable de la concession ainsi que les services au réseau de transport de l’électricité ;
• programmes de recherche et développement liés aux innovations à venir en matière d’énergies renouvelables et des nouveaux usages énergétiques en lien avec la concession (par exemple en matière de mobilités décarbonnées).

Le schéma directeur prévoirait que seraient exclus par nature les projets de technologie mature portés par CNR dans le cadre de sa stratégie de développement industriel (hors concession).

S’agissant des accompagnements au développement des énergies renouvelables dans les exploitations agricoles, ces derniers pourront, selon la nature des actions menées, se rattacher soit au volet du schéma directeur relatif aux autres usages énergétiques (premier volet du schéma directeur, p. 84 du dossier de concertation), soit aux actions complémentaires qui seront menées en lien avec les territoires rhodaniens (cinquième volet du schéma directeur, p. 84 du dossier de concertation).

6. Rattachement anticipé de l’ouvrage de Cusset à la concession du Rhône

En ce qui concerne le regroupement des concessions du Rhône et de celle de Cusset, attribuée à EDF, il n’est pas envisagé, à ce jour, de regrouper ces concessions, notamment du fait de la date d’échéance éloignée de la concession de Cusset et parce que les conditions d’exploitation de ces ouvrages par deux concessionnaires différents depuis de nombreuses années ne soulèvent pas de difficulté majeure.

Comme le précise le dossier de concertation (p. 72), un regroupement des deux concessions dans une seule concession pourra être envisagé à l’horizon de l’échéance de ces deux concessions, soit en 2041.