Dossier Énergies renouvelables
Hydroélectricité

« Après la Seconde Guerre mondiale, suivie de la nationalisation du secteur électrique, l'hydroélectricité française connait son âge d'or : de 1945 à 1960, 120 grands barrages furent construits, dont 58 barrages voûtes ; 44 de ces derniers furent conçus par André Coyne. L'aménagement du Rhin, commencé avec Kembs en 1932, se poursuivit avec au total huit barrages et usines, terminés en 1970. (...) La construction de centrales de pompage-turbinage [Step] dans les années 1970 et 1980 fait la transition avec la période du programme nucléaire » [7].


Source : 123rf.com

Le dernier grand ouvrage, la Step de Grand’Maison (Isère), sera mise en service en 1987 : « la centrale de Grand’Maison est composée de 2 usines qui totalisent 12 groupes, soit 1800 MW disponibles en 3 minutes seulement. La première usine, extérieure, est dotée de 4 groupes turbines et l’autre, souterraine, est implantée 70 m plus bas, avec 8 groupes dits « réversibles », qui fonctionnent à la fois comme turbines et comme pompes » [8]. Par ailleurs cette rapidité de démarrage procure un soutien au réseau électrique en cas d’arrêt d’urgence sur un réacteur nucléaire.

Ces grands équipements hydroélectriques avaient doté le pays d’une capacité de production d’énergie renouvelable importante (60 TWh produits en 1975, soit 34% du total de l’électricité produite). Les années soixante verront le basculement vers le tout pétrole et les balbutiements du nucléaire français sous l’égide du CEA. Après le choc pétrolier, la France mettra tous ses œufs dans le même panier radioactif, les REP sous licence américaine Westinghouse.

En 2020, avec 25,7 GW de puissance installée, le parc de centrale hydraulique est très disparate :


Source : Commission de régulation des énergies
(CRE)

« On distingue plusieurs types d’installations hydroélectriques en fonction de la durée de remplissage de leur réservoir :

  • les installations dites « au fil de l’eau », qui turbinent tout ou partie du débit d’un cours d’eau en continu. Leur capacité de modulation est très faible et leur production dépend du débit des cours d’eau.

  • les installations dites par « éclusées », qui disposent d’une petite capacité de stockage, typiquement comprise entre 2 heures et 400 heures de production. Ces installations permettent une modulation journalière ou hebdomadaire de la production en accumulant dans leurs retenues des volumes d’eau qui seront turbinés pendant les pics de consommation.

  • les installations dites « centrale de lac » disposant d’une retenue plus importante. Ces installations accumulent des volumes d’eau dans des retenues de taille conséquente nécessitant le plus souvent des barrages de grande taille, généralement à l’aval des moyennes et hautes montagnes. Ces installations permettent de diminuer l’exposition aux conditions hydrologiques.

  • les « stations de transfert d’énergie par pompage » ou STEP, utilisées pour le stockage de l’énergie électrique : ces installations permettent de pomper pendant les périodes de moindre consommation d’électricité vers un réservoir haut des volumes d’eau pour les turbiner pendant les pics de consommation.

Les installations au fil de l’eau, voire par éclusées, fournissent une hydroélectricité de base peu modulable alors que les installations avec des retenues importantes sont très utiles pour la flexibilité du système électrique, et permettent de répondre aux pics de consommation : en effet, ces installations peuvent fournir de grandes puissances très rapidement mobilisables (quelques minutes) » [9].

Selon le Syndicat des énergies renouvelable (SER), la production hydroélectrique a atteint « 60,8 TWh en 2020 » [10]. Voilà ce que prévoit la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) : « la puissance installée devra être de 25 700 MW en 2023 [on y est déjà], et entre 26 400 et 26 700 MW en 2028. Un appel d’offres de 35 MW par an sera organisé. Des projets de stations de transfert d’électricité par pompage (STEP) devront par ailleurs être engagés en vue de disposer entre 1 000 et 1 500 MW de capacités entre 2030 et 2035 » [11]. EDF devrait donc ressortir une nouvelle fois de ses cartons d’archives les anciens projets de STEP.

En 2006, le rapport Dambrine évaluait le potentiel supplémentaire hydroélectrique du pays à « 28 TWh par an ». Si l’on retire de cette estimation les ouvrages de « grande hydraulique » présentant des contraintes environnementales insurmontables, la « petite hydraulique » pourrait permettre la production d’environ 5 TWh :

  • La petite hydraulique – « Il s’agit de centrales dont la puissance est comprise entre 0,1 et 10 MW. L’évaluation récente de l’ADEME, confirmée par la profession, retenait un potentiel total d’environ 1 000 MW correspondant à une production de 4 TWh par an ».

  • La très petite hydraulique – « Sur les 100 000 moulins qui existaient au XIXème siècle, des études montrent que 30 000 peuvent être équipés, sans changer la configuration de la rivière, à condition de mettre au point les matériels pour exploiter cette énergie à des coûts raisonnables. Des avancées techniques sur le matériel de production sont en cours à partir de turbines adaptées aux « très basses chutes » particulièrement conçues pour être installées sur les ouvrages existants sans gros travaux de génie civil. Le potentiel des centrales entre 10 kW et 100 kW, serait de 1 TWh » [12].

Cependant, comme il a été écrit plus haut, la PPE prévoit 1 000 à 1 500 MW de capacité de production supplémentaire en STEP. Cela représente, d’après nos estimations, une production annuelle de 4 à 6 TWh. Le potentiel hydraulique français serait donc de l’ordre de 10 TWh par an. Mais cela ne se fera pas sans des engagements forts des Pouvoirs publics.

L’ouverture à la concurrence des centrales hydrauliques arrivées à l’échéance de leur concession voulue par Bruxelles risque de chambouler la gestion de l’eau, La Tribune nous explique pourquoi (page 23).


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Moyens de production d’EnR en France
Électrique et thermique