Oui, la France peut construire de nouveaux barrages hydroélectriques : voici son potentiel

Où peut-on produire encore plus d’électricité d’origine hydraulique en France ? Comment fixer et justifier les objectifs confiés à la filière hydroélectrique ? L’étude commandée par le ministère de la Transition écologique nous éclaire sur les disponibilités futures, dépendantes du relief, des réglementations environnementales et juridiques, mais aussi du changement climatique.

Une étude commandée par le ministère de la Transition énergétique actualise le potentiel hydroélectrique de la France pour 2022. Le développement de la filière est limité, et sera particulièrement centré sur les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP).

La France produit 13 % de son électricité à partir de centrales hydroélectriques. Le pays possède un relief marqué, des Pyrénées aux Alpes en passant par le massif central. L’eau s’écoule du barrage aux galeries, puis tombe par gravité pour heurter une turbine. L’énergie potentielle (proportionnelle à la hauteur de chute) est transformée en énergie électrique par l’intermédiaire d’un alternateur. Vous l’aurez compris, cette manière de produire de l’électricité est éprouvée. Les barrages ont pour la plupart été construits après la Seconde Guerre mondiale. Ils turbinent plus de 80 % de l’eau douce française disponible et nous placent 3ᵉ pays producteur européen, derrière la Norvège et la Suède.

Quelle est ainsi la production de la petite (puissance inférieure à 4,5 MW, en régime d’autorisation) et grande hydroélectricité (> à 4,5 MW en régime de concession) ? Voici les principaux chiffres de 2022, année marquée par une sécheresse notable :

Le fil de l’eau (qui produit en continu, sans possibilité de stockage ni de modulation de la production et à faible hauteur de chute) a produit 25,7 TWh.
L’éclusée (réserve d’eau dont la période d’accumulation est courte, le stockage de moins de 400 heures et le dénivelé moyen) a produit 6,6 TWh.
Les lacs (barrages avec stockage de plus de 400 heures, haute chute) ont produit 10,5 TWh.
Les stations de transfert d’énergie par pompage dont la capacité installée est de 3 GW répartis sur 6 sites.

L’électricité produite est faiblement carbonée, peu chère, donc abaisse le prix du kWh sur le marché de gros (grâce à l’appel d’une dernière centrale moins onéreuse), et en partie stockable grâce aux stations de transfert d’énergie par pompage – les STEP – (voir notre reportage dans les entrailles d’une STEP). Ces dernières ont, par exemple, permis de pomper jusqu’à 2 958 MW la nuit du 9 au 10 décembre 2023, qui peuvent être re-turbinés en journée.

Une fois qu’on a expliqué les possibilités offertes par l’hydro, ainsi que ses contraintes de production et environnementales, regardons de plus près les objectifs que la dernière stratégie française pour l’énergie et le climat lui a attribué. C’est le document référence pour préparer la prochaine Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) 2024 – 2033 en cohérence avec l’article 89 de la Loi Climat Résilience.

	2022	2030	2035
Capacité installée (GW)	25,7	26,3	28,5
Énergie produite (TWh)	43	54	54
Part de l’énergie décarbonée produite (parmi l’éolien et du solaire)	42,6 %	27,4 %	18,1 %

Une étude a été commandée par la Direction Générale de l’Énergie et du Climat (DGEC) et par la Direction de l’Eau et de la Biodiversité (DEB). Le bureau ISL Ingénierie en est l’auteur et s’appuie sur une précédente base de données réalisée en 2013. Datée d’août 2023, elle actualise le potentiel électrique. C’est cette dernière qui guide le gouvernement dans l’élaboration des objectifs chiffrés.

De quelle augmentation parle-t-on ?

L’étude projette un potentiel :

De création de nouveaux barrages en sites vierges (653 MW)
D’optimisation ou d’augmentation de puissance des centrales hydroélectriques existantes, autorisées ou concédées (512 MW)
D’équipement des seuils existants en les rehaussant (368 MW)
De turbinage du débit réservé (3 MW)

➡️ Si tout le potentiel était développé, la puissance installée du parc hydroélectrique français augmenterait de 5,6 %.

Ces potentiels sont théoriques et correspondent :

Pour les sites vierges à une altitude de prise d’eau inférieure à 1 500 mètres, un débit supérieur à 400 l/s (0,4 m³/s) et à une puissance supérieure à 300 kW
Pour les seuils existants à une hauteur de seuil supérieure à 2 mètres et une puissance supérieure à 100 kW

Ils sont aussi attribués aux cours d’eau classés hors Liste 1 de l’article L. 214-17 du Code de l’environnement. La réglementation et la « réalité du développement » qui découle de la Liste 1 place les cours d’eaux classés hors champ d’étude, car aucun « obstacle à la continuité écologique ne peut être autorisé. » Le gisement de la liste 1, inexploitable donc, est trois fois supérieur au gisement hors Liste 1 étudié.

Pour donner un ordre de grandeur, le décret sur la reconnaissance d’intérêt public majeur (RIPM) permettant aux centrales éligibles de surmonter les freins juridiques a fixé le seuil d’éligibilité à 3 MW. Il s’adosse à la loi d’accélération des énergies renouvelables. France Hydro Électricité propose l’abaissement de ce seuil à 150 kW pour ne pas, selon les calculs du groupe d’intérêt français, pénaliser « 70 % du potentiel hydroélectrique. »

Où le potentiel hydroélectrique se situe-t-il en France ?

Les régions montagneuses jouissent d’un potentiel certain. Les régions Auvergne-Rhône-Alpes et Occitanie dominent la production actuelle et les capacités projetées. Ces mêmes régions accueilleront les 3 GW de STEP calculées par les Futurs Énergétiques de RTE.

Voici l’état du gisement hydroélectrique en France, selon les différentes catégories : la création en site vierge, l’optimisation et augmentation de puissance, l’équipement de seuils existants et le turbinage réservé. Leur potentiel est majoritairement localisé dans les Alpes, Pyrénées et massif Central :

Impact limité mais inégal du changement climatique sur le productible

La France ne devrait pas voir de tendance marquée sur la moyenne annuelle des précipitations à l’échelle nationale, mais des disparités territoriales apparaîtront. Aussi, les chutes de neige seront moins importantes alors l’eau stockée dans le manteau neigeux diminuera. Sa fonte précoce dès le printemps, voire à la fin de l’hiver, entraîne des modifications en terme de saisonnalité.

À l’échelle annuelle, la production hydroélectrique varie d’une année sur l’autre à parc quasi identique : de 50 à 75 TWh. Toutefois, « à l’horizon 2050, le productible hydraulique annuel moyen estimé est globalement équivalent à celui d’aujourd’hui (une soixantaine de térawattheures) dans les 2 trajectoires climatiques considérées, malgré une hausse très légère de la capacité installée (de l’ordre de 1 GW d’ici à 2050, hors STEP) », explique RTE dans sa projection « Futurs énergétiques 2050 ».

Impact estimé du changement climatique sur la production hydroélectrique en 2050 / Cartes : RTE, Futurs énergétiques.

Un parc avec un développement limité et une production de plus en plus saisonnale

Pour conclure, les développements du parc hydroélectrique restent limités. Les préoccupations environnementales grandissent à mesure que la très petite hydro se développe (aménagements nombreux et de faible puissance). Les études environnementales justifiant le respect de la faune, de la flore et des réglementations doivent faire face aux critiques de continuité hydrologique. La Commission européenne a par ailleurs présenté sa loi sur la restauration de la nature, obligeant les États membres à notamment rendre libre de tout obstacle 25 000 km de rivière auparavant discontinus.