Hydroélectricité en France

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Le secteur de l'hydroélectricité en France bénéficie d'un potentiel important grâce à la présence de massifs montagneux : Alpes, Pyrénées, Massif central. Ce potentiel est déjà exploité en très grande partie, mais il subsiste un potentiel non négligeable à exploiter en petite hydraulique.

La production hydroélectrique en France représentait 10,8 % de la production électrique totale en 2015 contre 13,8 % en 2013, année beaucoup plus pluvieuse. Le taux de couverture de la consommation par la production hydraulique atteignait 13 % en France en 2014.

La France était en 2015 le 3e pays européen pour sa production hydroélectrique avec 9,6 % de la production européenne, après la Norvège et la Suède ; au niveau mondial, elle figurait au 14e rang avec 1,4 % du total mondial. En termes de puissance installée, elle était fin 2015 au 2e rang européen avec 11,6 % du total européen, après la Norvège et au 9e rang mondial avec 2,1 % du total mondial.

Potentiel hydroélectrique[modifier]

Le potentiel brut hydroélectrique techniquement exploitable de la France est estimé par le Conseil mondial de l'énergie à 100 TWh par an, dont 70 TWh/a considérés comme économiquement exploitable. À la fin 2008, la France disposait de 25,3 GW en exploitation (hors pompage) qui ont produit 50 TWh en 2008, soit 72 % du potentiel économiquement exploitable. La petite hydraulique (< 10 MW) totalise 1,85 GW et produit environ 7 TWh. La Programmation pluriannuelle des investissements pour 2009-2020 fixe l'objectif d'accroître la production de 3 TWh/a et la puissance installée de 3 GW par l'installation de petites unités et des augmentations de capacité d'installations existantes.

Une évaluation plus précise du potentiel restant à exploiter a été effectuée dans le cadre de la « convention pour le développement d’une hydroélectricité durable » afin de confronter les différentes études de potentiel hydroélectrique existantes (études menées par les DREAL et l’UFE) et les avis des experts sur la liste des projets réalisables techniquement et la liste des tronçons exploitables. Cette étude distingue deux catégories de potentiel hydroélectrique :

  • potentiel technique de développement de nouveaux sites : 2 476 MW, soit 8 950 GWh/an pour les régions ayant réalisé la convergence des études ; pour les autres régions, les études existantes, non encore expertisées, donnent un potentiel majorant d'environ 409 MW et 1 365 GWh/an ; au total, le potentiel est estimé à 2 885 MW et 10 315 GWh/an ;
  • potentiel technique d’équipement de seuils existants (équipement de retenues qui existent pour d’autres usages tels que le maintien d’une cote touristique ou le prélèvement d’eau potable) : 262 MW, soit 922 GWh/an pour les régions ayant réalisé la convergence ; avec les potentiels majorants des autres régions, on arrive à un total de 477 MW et 1 679 GWh/an.

Les régions « avec convergence » ayant les plus gros potentiels pour les nouveaux sites sont :

  • Rhône-Alpes : 753 MW et 2 995 GWh/an ;
  • Provence-Aples-Côte d'Azur : 613 MW et 2 145 GWh/an ;
  • Midi-Pyrénées : 530 MW et 1 823 GWh/an.

Histoire[modifier]

Aux alentours de l'an mil, les moulins à eau se développèrent en France, comme dans le reste de l'Europe. Guillaume le Conquérant en recensa plus de 5 000 en Angleterre en 1066. Ils servaient non seulement à moudre le grain mais aussi à de nombreuses applications industrielles dans le textile ou la métallurgie. Au fur et à mesure que progressait ce que certains ont appelé la Révolution industrielle du Moyen Âge, ruisseaux et rivières furent équipés, avec ou sans dérivation, de dizaines de milliers de moulins. Dès la fin du xiiie siècle le nombre de moulins est proche de 100 000. En effet 20 000 moulins en Ile-de-France et jusque sur les bords de Loire sont estimés de manière sûre au xiiie siècle. Du xvie siècle au xixe siècle, les besoins énergétiques de la sidérurgie au bois furent à l'origine de la réalisation de très nombreux lacs de forge de plusieurs dizaines d'hectares de superficie. Les turbines centrifuges françaises qui avaient révolutionné la production d'énergie mécanique à partir de 1830, et avaient été vendues dans le monde entier, sont remplacées dans la deuxième moitié du xixe siècle par la turbine centripète mise au point par l'américain Francis en 1840 et la turbine Pelton conçue en 1880 pour les hautes chutes.

En 1869, l'ingénieur Aristide Bergès utilise l'énergie hydraulique sur une chute de deux cents mètres à Lancey pour faire tourner ses défibreurs, râpant le bois afin d'en faire de la pâte à papier. Lorsqu'il ajoute, en 1882, une unité de papeterie à sa râperie, Aristide Bergès met en place une conduite forcée de 500 mètres de dénivelée et adjoint une dynamo Gramme à ses turbines pour produire du courant électrique et éclairer son usine dans un premier temps. Il parle de « houille blanche » en 1878 à Grenoble, puis à la foire de Lyon en 1887 et lors de l'Exposition universelle de Paris de 1889.

Les premiers aménagements hydroélectriques se firent en combinant des barrages de prise de faible hauteur et des chutes plus ou moins importantes. Ce n’est que peu à peu qu’apparurent des ouvrages de 20 à 30 mètres de hauteur : La Bourboule (1896), Avignonet (1903), Rochebut (1909, hauteur 50 m, volume de la retenue 26 hm3) sur le Cher qui est le premier réservoir de production d’électricité à des fins commerciales. La France n’a pu s’équiper tout de suite d’une industrie électrique puissante car cette industrie est très capitalistique ; elle a pris un retard sensible par rapport à l’Angleterre, l’Allemagne, la Suisse et les États-Unis, ce qui la conduisit à une politique de transfert de technologie par des filiales de sociétés étrangères, par achat de brevets ou de savoir-faire.

L'occupation des régions charbonnières françaises par l'ennemi pendant la première guerre mondiale met en évidence la nécessité d'une politique d'indépendance énergétique : pendant la guerre de 1914-1918, la puissance hydroélectrique installée progresse de 80 % passant de 475 MW en 1914 à 852 MW en 1919 ; cette prise de conscience débouche sur le vote de la loi sur l'eau du 16 octobre 1919 dont le texte commence par : « Nul ne peut disposer de l’énergie des marées, des lacs et des cours d’eau, quel que soit leur classement, sans une concession ou une autorisation de l’État ».

Avant 1914, l’installation hydroélectrique la plus puissante était celle de l’Argentière sur la Durance avec 28 MW (1909). Pendant l'entre-deux-guerres, des centrales de plus grande taille sont construites : Eguzon (53 MW) dans l'Indre en 1926, Sarrans (167 MW) dans l'Aveyron en 1932, Kembs (160 MW) sur le Rhin en 1932, Sautet (74 MW) sur le Drac en 1934, Marèges (140 MW) sur la Dordogne en 1935. La mise en valeur du potentiel du Massif Central est motivée par son utilisation pour la traction électrique des chemins de fer ainsi que par l'alimentation de la région parisienne ; les Alpes ont été une zone pionnière de l’hydroélectricité à cause des besoins de l’électrochimie et de l’électrométallurgie ; les Pyrénées furent équipées pour les chemins de fer : barrage des Bouillouses pour la ligne du « Train Jaune », puis barrage d'Artouste pour les chemins de fer du Midi, et des industries électrochimiques.

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 mise en valeur du Rhône a commencé avant guerre avec sept aménagements dont le barrage-usine de Jonage à Cusset (16 MW) mis en service en 1905, qui était à l'époque une des centrales les plus puissantes du monde. La création en 1933 de la Compagnie nationale du Rhône lance l'aménagement systématique du Rhône depuis l'ouvrage de tête de Génissiat (420 MW), construit de 1936 à 1948, jusqu'à la mer, avec 19 barrages et usines associés à des écluses permettant la circulation de chalands à grand gabarit ; l'aménagement de Donzère-Mondragon (1947-1952, 354 MW) fut le plus grand chantier de terrassement de France. L'aménagement de la Durance, envisagé depuis le milieu du xixe siècle pour la protection contre les crues ainsi que pour l'irrigation et l'alimentation en eau potable, fut enfin justifié par l'énergie hydroélectrique : le 30 juin 1910 était constituée la Société pour la Régularisation de la Durance, mais c'est seulement de 1955 à 1960 qu'est construit le barrage de Serre-Ponçon grâce à une technique de rideau d'injection mise au point progressivement à partir des années trente.

Les années 1970 voient la fin des grands aménagements ; la construction de centrales de pompage-turbinage dans les années 1970 et 1980 fait la transition avec la période du programme nucléaire.

Production hydroélectrique[modifier]

La production hydroélectrique a atteint 58,7 TWh en 2015 (10,8 % de la production électrique totale), en baisse de 13,7 % par rapport à 2014 (68,2 TWh), déjà en baisse de 9,7 % par rapport à 2013 (75,7 TWh, soit 13,8 % du total, année record) ; 2011 avait été la plus sèche des cinquante dernières années selon Météo France (50,3 TWh)[1].

La France se classait en 2015 au 3e rang européen pour sa production hydroélectrique avec 9,6 % du total européen après la Norvège (139 TWh) et la Suède (74 TWh), et devant l'Italie (45 TWh) ; au niveau mondial, elle figurait au 14e rang avec 1,4 % du total mondial.

La production hydroélectrique renouvelable s'élevait à 53,9 TWh en 2015, couvrant 9,9 % de la consommation d'électricité ; la part non renouvelable est celle produite par les centrales de pompage-turbinage, qui consomment plus d'électricité qu'elles n'en produisent ; la convention adoptée en Europe consiste à soustraire de la production de ces centrales 70 % de la consommation du pompage.

Évolution de la production d'électricité en France (TWh)
Année 1973 1979 1990 2000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Production brute 48,1 68 58,3 72 62,4 67,7 50,3 64,2 76,1 67,7
part de la prod.élec. 26,4 % 13,9 % 11,9 % 8,9 % 11,4 % 13,2 % 12,0 %
Production nette 61,8 67,6 50,3 63,8 75,7 68,2 58,7
part de la prod.élec. 11,9 % 12,4 % 9,3 % 11,8 % 13,8 % 12,6 % 10,8 %
dont renouvelable nd nd nd nd 62,5 53,9

Au niveau mondial, la France se classait au 10e rang pour sa production hydroélectrique en 2014, avec 69 TWh, soit 1,7 % de la production mondiale, loin derrière la Chine, no 1 avec 1 064 TWh. La part de l'hydroélectricité dans la production électrique était de 12,2 % en France, moins qu'en Chine (18,7 %), en Russie (16,7 %) et surtout en Norvège (96 %), mais plus qu'aux États-Unis (6,5 %).

Le taux de couverture de la consommation par la production hydraulique atteignait 13 % en France en 2014 ; il était supérieur à 40 % dans neuf pays européen ; en moyenne, il atteignait 18 % ; il dépassait 100 % en Norvège, largement exportatrice ; la Suisse atteignait 60 %, l'Italie 18 % et l'Espagne 15 %.

Production hydroélectrique (GWh) par région en 2014-15 et taux de couverture de la consommation par cette production
Région Production
2014
Taux couv.
en 2014
Rhône-Alpes 24755 44 %
Provence-Alpes-Côte d'Azur 10084 24 %
Midi-Pyrénées 7747 39 %
Alsace 8328 57 %
Languedoc-Roussillon 2481 15 %
Limousin 1921 39 %
Aquitaine 1682 7 %
Auvergne 1608 17 %
Franche-Comté 655 7 %
Bretagne 553 3 %
Corse 375 18 %
Lorraine 299 1 %
Centre 138 1 %
Poitou-Charentes 121 1 %
Champagne-Ardenne 124 1 %
Haute-Normandie 93 1 %
Bourgogne 123 1 %
Île-de-France 52 0 %
Basse-Normandie 37 0 %
Pays de la Loire 25 0 %
Picardie 13 0 %
Nord-Pas-de-Calais 1 0 %

En 2014, la production hydraulique brute (pompage compris) a baissé de 10,9 % après avoir atteint en 2013 son plus haut niveau depuis 2002 ; elle avait à l'inverse atteint en 2011 son plus bas niveau historique, puis avait progressé de 27,5 % en 2012 et à nouveau de 19,6 % en 2013, année exceptionnellement pluvieuse, en particulier au printemps.

En 2012, l’indice de productibilité hydraulique, qui mesure la production hydraulique par rapport à une référence sur longue période pour chaque barrage existant, a été de 0,91 contre seulement 0,71 en 2011, niveau le plus bas depuis l’indice exceptionnellement faible de 2005 (0,69) ; en effet, 2011 a été marquée par une sécheresse prolongée, surtout au printemps et à l’automne ; la production hydraulique a donc diminué de 25 %, atteignant le niveau historiquement faible de 51 TWh (hors pompage), le plus bas depuis celui de 1976 (49 TWh), qui était une année de grande sécheresse ; en 2012, grâce à un retour à une hydraulicité plus proche de la normale, la production hydraulique a remonté de 25 %. La baisse tendancielle de la production hydraulique normalisée se confirme d’année en année : elle est en repli de 4 TWh depuis 2005, année de référence.

Puissance installée[modifier]

La puissance installée des centrales hydroélectriques françaises était en 2015 de 25 421 MW, soit 19,7 % de la puissance de l’ensemble des centrales électriques. La France était fin 2014 le 2e pays européen pour son parc hydroélectrique après la Norvège (31 GW) ; derrière elle venaient l'Italie (22 GW), l'Espagne (19 GW), la Suède (16 GW), la Suisse (14 GW), l'Autriche (13 GW) et l'Allemagne (11 GW).

Le parc hydraulique français comprenait 18 412 MW de centrales conventionnelles et 6 985 MW de centrales de pompage-turbinage fin 2015 ; sa puissance totale de 25 397 MW le classait au 2e rang en Europe avec 11,6 % du total européen, derrière la Norvège (30 566 MW), et au 9e rang mondial avec 2,1 % du total mondial, loin derrière la Chine, no 1 avec 319 370 MW.

Le parc est constitué de plus de 2 400 centrales, mais 95 centrales de taille moyenne (50 à 600 MW) concentrent à elles seules 58 % de la puissance totale et 4 centrales de plus de 700 MW en représentent encore 17 % ; près de 1 600 installations ont moins de 1 MW et représentent seulement 1,8 % de la puissance installée. Sur les 25 418 MW installés au 30 juin 2015, 23 656 MW sont raccordés au réseau de transport, 1 466 MW au réseau de distribution d'ERDF et 67 MW aux réseaux des ELD.

En 2009, environ 80 % de ces barrages étaient exploités par EDF. La Société hydroélectrique du Midi (Shem), qui a été rachetée par le groupe belge Electrabel (groupe Suez), exploite 50 usines hydroélectriques et 12 barrages des Pyrénées. La Compagnie Nationale du Rhône, société publique dont 49,97 % du capital est détenu par GDF Suez, exploite les barrages au fil de l'eau du Rhône que lui concède l'État.

La répartition géographique de ces centrales est figurée par une carte par département dans le rapport 2013 du Ministère de l'Écologie sur les EnR : la plus forte concentration est située dans les Alpes du Nord (Isère et Savoies + Ain), suivie par la Vallée du Rhône, puis le Massif Central, les Pyrénées, les Alpes du Sud et l'Alsace.

Répartition régionale du parc hydraulique au 30/06/2015
Région 2015 (MW)
Rhône-Alpes 10548
Midi-Pyrénées 4668
Provence-Alpes-Côte d'Azur 3224
Alsace 1351
Limousin 1181
Auvergne 1023
Champagne-Ardenne 833
Languedoc-Roussillon 730
Aquitaine 551
Franche-Comté 461
Bretagne 274
Corse 214
Lorraine 107
Centre 92
Bourgogne 56
Poitou-Charentes 29
Basse-Normandie 24
Île-de-France 19
Haute-Normandie 19
Pays de la Loire 10
Picardie 3
Nord-Pas-de-Calais 0
Total France 25418

La file d'attente de raccordement aux réseaux totalise une puissance de 577 MW au 30/06/2015 contre 571 MW à fin 2014 ; elle concerne principalement des accroissement de puissance d'installations existantes ; la région Rhône-Alpes concentre 74 % de cette puissance.

Types de centrales hydroélectriques[modifier]

Le critère principal utilisé pour catégoriser les centrales hydroélectriques est la durée de remplissage de leurs réservoirs, qui détermine la capacité de modulation et de fonctionnement en pointe de l'ouvrage.

Centrales au fil de l'eau[modifier]

Près de 90 % des 2 400 centrales de France sont installées « au fil de l’eau », autrement dit turbinent l'eau d'un cours d'eau comme elle arrive, n'étant pas dotées d'un réservoir ; elles totalisent environ 7 500 MW installés (30 % du parc) et produisent 30 TWh en moyenne annuelle (33 TWh, soit 52 % en 2012).

Centrales de lac[modifier]

Les centrales dotées d'un réservoir, totalisant 18 000 MW de puissance de pointe, ont une valeur économique bien supérieure à celle des centrales au fil de l'eau, car elles permettent de concentrer leur production pendant les périodes de forte consommation. De plus, elles ont des performances dynamiques exceptionnelles, c'est-à-dire qu'elles sont capables de passer de l'arrêt à leur puissance maximale en quelques minutes, et donc de faire face aux variations parfois très rapides de la demande (par exemple lorsqu'un match débute à la TV, plusieurs millions de consommateurs allument leur téléviseur en quelques secondes) ou de l'offre (par exemple, lorsqu'un réacteur nucléaire tombe en panne, le réseau perd plus de 1 000 MW quasi-instantanément) ; ces caractéristiques les rendent indispensables à la sécurité du système électrique.

RTE distingue deux sous-catégories :

  • les « centrales à éclusées », situées principalement en aval des moyennes montagnes, qui disposent d'un réservoir amont de taille moyenne (entre 2 heures et 400 heures de production) et assurent une fonction de modulation journalière ou hebdomadaire : elles stockent l'eau en période de faible consommation et la turbinent en période de forte consommation, selon les cycles journaliers (stockage la nuit, turbinage en journée) ou hebdomadaires (stockage la nuit et les jours de week-end, turbinage en jours ouvrables) ;
  • les « centrales lacs », situées en aval des moyennes et hautes montagnes, dotées d'un réservoir amont de taille supérieure à 400 heures de production, apportent la garantie de pouvoir disposer de leur puissance indépendamment des conditions hydrologiques.

Les centrales dont la valeur économique est la plus élevée sont celles dont le réservoir est de très grande capacité, au point de permettre une régulation inter-saisonnière de la production ; les réservoirs se remplissent au printemps, grâce à l'eau produite par la fonte des neiges ; ils atteignent leur cote maximale à l'automne, puis turbinent leurs réserves pendant les périodes les plus chargées, en hiver. Des modèles informatiques complexes optimisent l'utilisation de ces précieuses réserves en fonction de l'ensemble des paramètres décrivant les ressources et les contraintes. Le réservoir le plus précieux est celui de Serre-Ponçon, d'un volume de 1 272 millions de m³, deuxième lac artificiel d'Europe par sa capacité.

Centrales de pompage-turbinage[modifier]

Les centrales de pompage-turbinage, appelées aussi STEP (stations de transfert d'énergie par pompage), disposent d'un réservoir supérieur et d'un réservoir inférieur, reliés par une conduite forcée au bas de laquelle sont installés des groupes réversibles qui pompent l'eau du réservoir inférieur vers le réservoir supérieur pendant les heures creuses (la nuit, le week-end) puis la turbinent pendant les heures de pointe. La première STEP installée en France est celle du Lac Noir (Vosges), construite entre 1928 et 1933, d'une puissance de 80 MW ; actuellement en reconstruction, elle aura une puissance de 55 MW et une capacité de 0,6 GWh.

Les centrales de pompage-turbinage françaises totalisent fin 2015 une puissance installée de 6 985 MW.

Les six principales centrales (Grand Maison, Montezic, Super-Bissorte, Revin, Le Cheylas, La Coche) représentent une puissance maximale cumulée en turbinage de 4 173 MW.

Principales centrales de pompage-turbinage de France
Nom Puissance
(MW)
Département Mise en service Capacité de stockage
(GWh)
Volume d'eau utile
(millions m³)
Hauteur de chute
(mètres)
Grand'Maison 1800 Isère 1988 36 14,3 925
Montézic 910 Aveyron 1983 23 30 423
Superbissorte 750 Savoie 1986 40 1150
Revin 800 Ardennes 1976 4,7 6,9 250
Le Cheylas 480 Isère 1979 5 261
La Coche 320 Savoie 1975 2,1 927

Un projet a été annoncé pour moderniser la centrale de pompage-turbinage du Cheylas, mis en service à l’origine en 1979, en remplaçant ses turbines à vitesse constante par des modèles à vitesse variable.

Principales centrales hydroélectriques[modifier]

Le programme d'aménagement des ressources hydroélectriques française mis en œuvre pour l'essentiel au cours des années 1950 et 60 a réalisé des opérations complexes mettant à profit l'ensemble des potentiels de vallées entières, ou même de plusieurs bassins versants :

Rhône[modifier]

La Compagnie nationale du Rhône, créée en 1933 par l'État qui l'a chargée d'aménager et d'exploiter le Rhône, a reçu trois missions solidaires : production, navigation, irrigation et autres usages agricoles ; elle exploite 19 centrales hydro-électriques construites sur le cours du Rhône et exploitées jusqu'en 2002 par EDF pour le compte de la CNR, puis par Electrabel, filiale de GDF Suez qui en est devenue l'actionnaire principal (49,97 %). Ses 19 centrales hydro-électriques totalisent 3 009 MW et produisent en moyenne 14,9 TWh par an, un quart de l'hydroélectricité nationale, soit 3 % de la production française. La principale de ces centrales est Génissiat (420 MW) ; les autres centrales sont « au fil de l'eau ».

Principales centrales de la Compagnie nationale du Rhône , d'amont en aval
Nom Puissance
(MW)
Prod.moyenne
(GWh/an)
Département Mise en service Hauteur de chute
(mètres)
Génissiat 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 Métropole de Lyon 1966 9
Vaugris 72 332 Isère 1980 6,7
Sablons 160 885 Isère 1977 12,2
Gervans 120 668 Drôme 1971 11,5
Bourg-lès-Valence 180 1082 Drôme 1968 11,7
Beauchastel 198 1211 Ardèche 1963 11,8
Logis-Neuf 215 1177 Vaucluse 1960 11,7
Châteauneuf-du-Rhône 295 1575 Drôme 1957 16,5
Donzère-Mondragon (Bollène) 348 2032 Vaucluse 1952 22,5
Caderousse 156 843 Vaucluse 1975 8,6
Avignon 126 543 Vaucluse 1973 9,5
Beaucaire 210 1269 Gard 1970 11,3

Rhin[modifier]

10 centrales au fil de l'eau ont été construites entre 1932 et 1977 sur les 185 km du Rhin entre Bâle et Lauterbourg, dont 4 construites sur le Grand canal d'Alsace : Kembs, Ottmarsheim, Fessenheim et Vogelgrun, les 6 autres sur le Rhin lui-même : Marckolsheim, Rhinau, Gerstheim, Strasbourg, Gambsheim et Iffezheim. Les centrales de Gambsheim et d'Iffezheim sont franco-allemandes ; les deux pays se partagent leur production ; en pratique, l'électricité produite à Gambsheim, sur le territoire français, est injectée dans le réseau français, celle et produite à Iffezheim, sur le territoire allemand, est injectée dans le réseau allemand. Les 8 autres centrales, gérées par EDF, produisent chaque année un peu plus de 8 TWh en moyenne, soit les deux-tiers de la consommation électrique de l’Alsace et 20 % de la production hydroélectrique française.

Principales centrales du Rhin, d'amont en aval
Nom Puissance
(MW)
Prod.2009
(GWh/an)
Cours d'eau Mise en service Hauteur de chute
(mètres)
Centrale hydroélectrique de Kembs|Kembs 156,6 692 Grand canal d'Alsace 1932 14,3
Centrale hydroélectrique d'Ottmarsheim|Ottmarsheim 156 921 Grand canal d'Alsace 1952 15,5
Centrale hydroélectrique de Fessenheim|Fessenheim 183 973 Grand canal d'Alsace 1956 15,7
Grand canal d'Alsace#Centrale hydroélectrique de Vogelgrun|Vogelgrun 140,4 762 Grand canal d'Alsace 1959 12,3
Marckolsheim 152,3 851 Rhin 1961 13,2
Rhinau 152 850 Rhin 1964 13,3
Gerstheim 143,4 749 Rhin 1970 11,75
Strasbourg 148 816 Rhin 1970 13,25
Barrage hydro-électrique de Gambsheim 96 650 Rhin 1974 11,4
Barrage hydro-électrique d'Iffezheim 148 740 Rhin 1977 12,5

Alpes[modifier]

Les principaux aménagements dans les Alpes sont :

Tarentaise[modifier]

La Tarentaise, haute vallée de l'Isère, n'a reçu jusqu'aux années 1930 que de petits aménagements sur le Doron de Bozel ; c'est seulement après guerre que l'aménagement complet de la vallée a été entrepris

Tarentaise
Nom Puissance
(MW)
Production moyenne
(GWh/an)
Mise en service Volume de la retenue
( hm³ )
Hauteur de chute
(mètres)
Les Brévières 96 194 1952 233
Malgovert 332 680 1952 230 ( barrage de Tignes ) 750
Pralognan 45 100 1950 724
Ste-Hélène 320 STEP 1978 2,1 (réservoir de la Coche) 916
La Bâthie 540 1100 1961 185 ( barrage de Roselend ) + 27 1250
Randens 130 500 1954 154

L'Aménagement de Roselend - La Bâthie, complexe hydroélectrique construit de 1955 à 1967 dans le Beaufortain (550 MW), comprend 30 prises d'eau, 3 réservoirs : barrage de Roselend (185 hm3), barrage de la Gittaz (13,7 hm3) et barrage de Saint-Guérin (13 hm3), et 3 centrales : La Bâthie, La Sauce et Pierre Giret, reliés par 42 kilomètres de canalisations souterraines.

Maurienne[modifier]

La vallée de la Maurienne est équipée de 8 barrages sur l'Arc et ses affluents et d'une quinzaine de centrales totalisant une puissance de 2 300 MW et un productible de 3 800 GWh/an ; dès la fin du xixe siècle des usines d'électrochimie et électrométallurgie se sont installées pour bénéficier de la richesse hydraulique de la vallée, qui est rapidement devenue la « vallée de l'aluminium ».

Principales centrales de l'aménagement de la Maurienne
Nom Puissance
(MW)
Production moyenne
(GWh/an)
Mise en service Volume de la retenue
(hm³)
Hauteur de chute
(mètres)
Villarodin 364 580 1968 315 (Barrage du Mont Cenis) 880
Aussois 78 1952 4 (barrage de Plan d'Aval) 850
Combe d'Avrieux 120 290 1976 8 (barrage de Plan d'Amont) 850
Orelle 62 170 1970 0,225 117
Bissorte 1 75 140 1935 40 1144
Bissorte 2 (Super-Bissorte) 600 pompage-turb. 1987 1144
Bissorte 3 150 1987 1144
Saussaz II 140 410 1973 212
l'Échaillon 120 380 1975 166
Cheylas 480 675 1979 4,8 (bassin de Flumet) 260

Romanche[modifier]

La vallée de la Romanche a attiré dès la fin du XIXe les industries fondées sur l'énergie électrique. L'ingénieur Charles Albert Keller fut l'un des principaux artisans du développement industriel de la vallée.

Le projet « Nouvelle Romanche » sur la commune de Livet-et-Gavet, au sud de Grenoble, financé par EDF et soutenu par l'Europe, consiste à construire une centrale hydroélectrique au fil de l'eau équipée de deux turbines Francis 93 MW qui produira 560 millions de kWh par an, 30 % de plus que les 6 installations actuelles très anciennes qu’elle remplacera avec une sécurité d’exploitation accrue et un moindre impact environnemental ; les travaux ont commencé début 2011 pour une mise en service en 2017. Le montant de l'investissement s'élève à 250M€ .

Romanche
Nom Puissance
(MW)
Production moyenne
(GWh/an)
Mise en service hm³ ) Hauteur de chute
(mètres)
Pont-Escoffier 53 1944 402
St-Guillerme II 116 208 1983 54 ( barrage du Chambon ) 280
l'Eau d'Olle 1800 STEP 1985 137 ( barrage de Grand'Maison ) 402
Livet-et-Gavet 93 560 2017 266
Péage-de-Vizille 46 300 1949 144

Drac[modifier]

Le bassin du Drac , avec 4 barrages et 14 centrales, produit en moyenne 1700 GWh/an .

Principales centrales de l'aménagement du Drac
Nom Puissance
(MW)
Production moyenne
(GWh/an)
Mise en service hm³ ) Hauteur de chute
(mètres)
Lac du Sautet|Le Sautet 75 175 1935 108 94
Cordéac 67 186 1946 92
Cognet 100 295 1957 28 (barrage de St Pierre de Méaroz) 90
Barrage de Monteynard Monteynard 360 495 1962 275 127
St Georges de Commiers 60 265 1964 34 82

Durance-Verdon[modifier]

L' Aménagement hydroélectrique Durance-Verdon a été décidé en 1955 par une loi qui confiait trois missions à EDF : produire de l’électricité, assurer l'irrigation des cultures et l'alimentation en eau potable des villes et enfin réguler les crues parfois dévastatrices de la Durance et du Verdon (rivière)|Verdon . La réalisation complète de cet aménagement prit plus de trente ans et fut achevée en 1992. Il comprenait la construction de 23 barrages et prises d’eau, du canal EDF de la Durance, alimentant 33 centrales hydroélectriques d'une puissance totale de 2000 MW , et de plusieurs stations de commande. Il produit 6 à 7 milliards de kWh par an (10 % de la production hydroélectrique française) ; les barrages réservoirs fournissent de l’eau potable à toute la région, et irriguent toute la Provence (un tiers de l’irrigation française) ; les lacs sont une attraction touristique ; les crues faibles et moyennes sont parfaitement contrôlées, seules les crues très importantes subsistent.

Principales centrales de l' aménagement hydroélectrique Durance-Verdon
Nom Puissance
(MW)
Productible
(GWh)
Département Mise en service Volume de la retenue
(millions de m³)
Hauteur de chute
(mètres)
Lac de Serre-Ponçon|Barrage de Serre-Ponçon 380 700 Hautes-Alpes 1960 1272 128
Barrage de Castillon 60 77 Alpes-de-Haute-Provence 1948 149
Sisteron -Météline 256 760 Alpes-de-Haute-Provence 1975 6,2 114,3
Salignac (Alpes-de-Haute-Provence)|Salignac 88 250 Alpes-de-Haute-Provence 1976 29,5
Barrage de Sainte-Croix 158 170 Alpes-de-Haute-Provence 1974 761 83
Curbans 165 450 Alpes-de-Haute-Provence 1966 8 (barrage d'Espinasses) 83
Sainte-Tulle 97 350 Alpes-de-Haute-Provence 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 (Bouches-du-Rhône)|Saint-Chamas 165 610 Bouches-du-Rhône 1965 72

Alpes-Maritimes[modifier]

File:Boreon lac.jpg|thumb|Le lac du Boréon et son barrage, près de  Saint-Martin-Vésubie , 2009. 

La plupart des aménagements des Alpes-Maritimes sont de taille modeste ; ils totalisent 320 MW et un productible de 1000 GWh/an .

La vallée de la Roya comprend 4 barrages et 5 centrales, dont celle de St-Dalmas de Tende ( 46 MW  ; 123 GWh/an  ; hauteur de chute : 720 M ), mise en service en 1914.

La vallée de la Tinée comprend 3 centrales totalisant 106 MW et 541 GWh/an  : Valabres , Bancairon ( 50 MW  ; 250 GWh/an  ; hauteur de chute : 315 M ) et Courbaisse.

La vallée de la Vésubie comprend 5 barrages et 4 centrales, dont celle de St-Martin-Vésubie ( 52 MW  ; 170 GWh/an  ; hauteur de chute : 730 M ), alimentée par le barrage du Boréon.

Massif central[modifier]

Truyère[modifier]

L'aménagement de la Truyère comprend 7 barrages et produit en moyenne 1706 GWh/an  :

Principales centrales de l'aménagement de la Truyère
Nom Puissance
(MW)
Production moyenne
(GWh/an)
Mise en service hm³ ) Hauteur de chute
(mètres)
Barrage de Grandval Grandval 64 144 1959 270 73
Barrage de Sarrans|Sarrans 180 270 1934 300 85
Brommat 444 800 1933 ; 1974 8 260
Centrale de Montézic Montézic 910 Pompage-turb. 1982 32,5 423
Barrage de Couesques|Couesques 124 280 1950 56 65
Lac de Cambeyrac|Cambeyrac 36 33,5 1950 2,74 11

Dordogne[modifier]

L'aménagement de la Dordogne (cours d'eau)|Dordogne comprend 10 barrages qui stockent 950 Millions de m|3 et produisent 2000 GWh/an pour la seule vallée de la Dordogne, 3000 GWh/an avec les aménagements des affluents (Maronne, Rhue, Cère, Vézère, etc) :

Dordogne
Nom Rivière Puissance
(MW)
Production moyenne
(GWh/an)
Mise en service hm³ ) Hauteur de chute
(mètres)
Barrage de Bort-les-Orgues|Bort-les-Orgues Dordogne 230 400 1952 477 115
Coindre Rhue 46,5 120 1927 4 125
Marèges Dordogne 272 330 1935 ; 1982 47 82
L'Aigle Dordogne 349 500 1946 220 80
Chastang Dordogne 300 590 1951 187 85
Saint-Étienne-Cantalès Cère 105 87 1947 133 63
Laval-de-Cère Cère 132 228

Les centrales de Barrage de Marèges Marèges et de Coindre sont exploitées par la SHEM, les autres par EDF.

Tarn / Aveyron[modifier]

Dans l'Aveyron, le complexe hydroélectrique EDF de Villefranche-de-Panat-Le Pouget comprend huit barrages sur cinq cours d'eau, dont le Lac de Pont-de-Salars|barrage de Pont-de-Salars sur le Viaur, le barrage de Pareloup sur le Vioulou, le barrage de Villefranche-de-Panat sur l'Alrance, le barrage de Saint-Amans et les barrages de Pinet et du Pouget sur le Tarn, et cinq centrales, dont la centrale du Pouget mise en service en 1952 sur le Tarn et suréquipée en 1983 ( 377 MW , 345 GWh/an , plus un groupe réversible de 35 MW pour le pompage-turbinage vers le lac de Saint-Amans).

Loire[modifier]

Le bassin de la Loire n'a que des aménagements modestes, à l'exception de la Montpezat-sous-Bauzon#Industrie|centrale de Montpezat ( 140 MW et 279 GWh/an ) qui collecte les eaux du lac d'Issarlès , de la Loire (barrage de la Palisse) et d'un affluent (barrage du Gage) pour les turbiner sous une hauteur de chute de 630 M dans la vallée de la Fontaulière, affluent de l'Ardèche.

  • sur la Loire : Barrage de Grangent (1957, 57 Millions de m|3 , 120 GWh par an), Barrage de Villerest 19 MW , 167 GWh  ;
  • sur l'Allier : Barrage de Naussac , usine hydroélectrique de Monistrol-d’Allier (1927, 33 MW ), alimentée par le Barrage de Poutès et ceux de St-Préjet et de Pouzas ;
  • sur la Creuse : Barrage d'Éguzon (1926, 72 MW , 101 GWh ) dans l'Indre ;
  • sur le Cher : Barrage de Rochebut (1909, 45 GWh par an) ;
  • sur le Lignon : Barrage de Lavalette , Centrale de Versilhac|usine hydroélectrique de Versilhac (1948, 13.6 MW , 34 GWh par an).

Pyrénées[modifier]

Dans les Pyrénées, des aménagements très complexes ont été réalisés :

  • l'aménagement EDF de Pragnères (puissance : 185 MW , productible : 337 GWh/an ), le plus complexe et le plus puissant des Pyrénées : les prises d'eau, au nombre d'une trentaine, cueillent l'eau des massifs du Néouvielle , du Vignemale et de l' Pic d'Ardiden|Ardiden . La centrale de Pragnères, mise en service en 1953 à Gèdre ( Hautes-Pyrénées ), dispose d'un réservoir principal ( Lac de Cap-de-Long|Cap-de-Long , à 2160 M d'altitude), trois réservoirs annexes ( Lac d'Aumar|Aumar , Lac d'Aubert|Aubert , Escoubous) et un réservoir « journalier » : Vallée d'Ossoue|Ossoue . La capacité de stockage totale des barrages est de 78 Millions de m|3 et le réseau de collecte d'eau comprend 40|km de galeries. Au printemps, à la fonte des neiges, l'eau excède les besoins ; celle provenant de la rive gauche (Gavarnie, Vignemale, Ardiden), après avoir été turbinée à Pragnères, est remontée vers les réservoirs de la rive droite (Aumar et Cap de Long) par la station de pompage équipée de 3 pompes ( 28 MW ) ; une autres station de pompage remonte les eaux du secteur d'Escoubous pendant les heures creuses. En hiver, les eaux stockées dans le réservoir de Cap de Long sont turbinées à Pragnères pendant les heures de pointe, apportant 195 MW au réseau en moins de 3 minutes ; ensuite, elles sont turbinées par les centrales aval de Luz, du Pont de la Reine et de Soulom ( 135 MW ).
  • l'aménagement de la Neste d'Aure , qui utilise également en partie les eaux du lac de Cap-de-Long , comprend 4 barrages et 13 centrales dont celle des Echarts à Eget ( 39 MW ), construite en 1919 et rénovée en 1968.
  • l'aménagement de la Pique ( Luchon ) comprend 4 barrages, dont le lac du Portillon et le lac d'Oô , et recueille les eaux de 6 autres lacs ; il les turbine dans 4 centrales d'une puissance totale de 88 MW .
  • l'aménagement de l'Ariège comprend 6 barrages et 9 centrales, dont la centrale d'Orlu ( 89 MW , 116 GWh/an ), celle d'Aston ( 101 MW , 392 GWh/an ), celle de l'Hospitalet ( 93 MW , 110 GWh/an ) et celle de Merens ( 42 MW , 84 GWh/an ).
  • l'aménagement d'Arrens et Ossau comprend 5 barrages, dont le lac d'Artouste et le lac de Fabrèges , et 8 centrales dont celles d'Artouste ( 43 MW ), de Camps ( 42 MW ) et de Miégebat ( 79 MW ).
  • l'aménagement de l'Aude comprend quatre barrages, dont celui de Barrage de Matemale Matemale et celui de Lac de Puyvalador|Puyvalador , et neuf centrales, dont celle d' Escouloubre ( 44 MW , 89 GWh/an ) et celle de Nentilla ( 54 MW , 137 GWh/an ).

Le Groupe d’Exploitation Hydraulique Garonne d'EDF exploite 11 barrages d'une capacité totale de 50 Millions de m|3 et 37 centrales produisant en moyenne 1800 GWh/an .

Une grande part des nombreuses centrales des Pyrénées appartiennent à la Société hydroélectrique du Midi (SHEM), ex-filiale de la SNCF qui les avait reçues en 1938 lors de la nationalisation de la Compagnie du Midi ; cette dernière les avait construites à partir de 1902 pour électrifier ses lignes de chemin de fer des Pyrénées ; la SNCF a vendu la SHEM à Engie progressivement de 2002 à 2006.

Autres régions[modifier]

  • Ain (rivière)|Ain  : 6 barrages d'une puissance totale de 425 MW produisant en moyenne 750 GWh/an , le principal étant le barrage de Vouglans , construit de 1963 à 1969 ( 228 MW plus un groupe réversible pompe/turbine de 64 MW  ; productible : 300 GWh/an ).
  • Corse : quatre vallées sont équipées par EDF: l'aménagement hydroélectrique du Golo ( 57 MW ) : centrales de Castirla, Corscia et Sovenzia, alimenté par le Lac de Calacuccia|barrage de Calacuccia  ; l'aménagement hydroélectrique du Prunelli (fleuve)|Prunelli ( 39 MW ) : Lac de Tolla|centrales de Tolla , Ocana et Pont de la Vanna ; l'aménagement hydroélectrique de Sampolo ( 43 MW ) : centrale de Trevadine ; le Lac du Rizzanese|barrage du Rizzanese ( 55 MW ), construit par EDF de 2008 à 2013, produit en moyenne 80 GWh/an . D'autres producteurs ont 26 MW de puissance hydraulique.
  • Guyane  : le Barrage de Petit-Saut ( 116 MW ), sur le fleuve Sinnamary (fleuve)|Sinnamary , a été mis en service en 1994 ; son productible est de 560 GWh/an
  • La Réunion  : sept centrales hydroélectriques EDF dont les principales sont celles de Rivière-de-l'Est ( 82 MW ), Takamaka I ( 17 MW ) et Takamaka I ( 24 MW )

Mise en concurrence des concessions hydrauliques[modifier]

Le régime juridique de la production électrique est, pour les centrales de puissance supérieure à 4.5 MW , le régime des concessions hydroélectriques, institué par la Loi du 16 octobre 1919 relative à l'utilisation de l’énergie hydraulique, première loi cadrant l'hydroélectricité, votée pendant la période de reconstruction qui a suivi la Première Guerre mondiale. Les centrales de puissance inférieure à 4.5 MW relèvent d'un régime d’autorisation administrative. En France, on compte près de 400 concessions hydroélectriques qui représentent plus de 95 % du total de la puissance hydroélectrique installée, soit environ 24 GW . Ces concessions ont été, la plupart du temps, attribuées pour une durée de 75 ans, à l’issue de laquelle les biens de la concession font retour à l’État qui peut alors décider de renouveler la concession.

En {{date||juillet|2008 , en application d'une procédure en manquement émanant de la Commission européenne, le gouvernement a décidé de mettre en concurrence l'attribution des concessions hydroélectriques à leurs échéances. Pour cela, il a regroupé les concession de service public en France|concessions hydroélectriques par vallées. Les premiers regroupements de concessions devraient être soumis à concurrence avant 2013 (barrages de la vallée d'Ossau, barrages de la vallée du Louron, barrages de l'aval de la rivière de La Truyère (dont Brommat et Sarrans), la haute et la moyenne Dordogne (cours d'eau)|Dordogne et les barrages du Drac ). Au 31 décembre 2014, la concession de Bissorte Super Bissorte ( 883 MW ) sera renouvelée dans la vallée de Arc (rivière)|l'Arc .

Le projet de loi sur la transition énergétique a finalement convergé vers un compromis “public-privé” favorable à la mise en concurrence des concessions, mais par le biais de SEM ad hoc, en tout cas pour les lots les plus importants. La Commission européenne a déclaré ne pas s’opposer à ce projet.

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte promulguée le 18 août 2015, prévoit la possibilité de création d’une nouvelle catégorie de Société d'économie mixte|sociétés d’économie mixte (SEM), dont l’objet est d’exploiter des contrats de concessions hydroélectriques sur une vallée. Cette disposition permettrait de mieux associer les collectivités territoriales à la gestion des usages de l’eau, et de renforcer le contrôle public sur le patrimoine commun que constitue le parc hydroélectrique français. Aux côtés des entités publiques (collectivités locales, mais également d’éventuels investisseurs publics), les actionnaires privés sont sélectionnés à l’issue d’une procédure de mise en concurrence, conformément à la législation européenne. Dans certains cas, la loi prévoit également la possibilité de regrouper des concessions afin d’optimiser l’exploitation de chaînes d’aménagements hydrauliquement liés.

Aides au développement de la petite hydraulique[modifier]

Comme pour les autres énergies renouvelables, la petite hydraulique bénéficie de l'obligation d'achat par les fournisseurs d'électricité à des tarifs réglementés fixés par le gouvernement sur avis de la Commission de régulation de l'énergie .

Le tarif de rachat garanti de la production de la petite hydraulique est à 6.07|c€/kWh en 2015, plus des primes pour les petites installations et la production régulière en hiver ; les contrats ont une durée de 20 ans.

Pour les petites installations, la définition d’un nouveau type de contrat d’obligation d’achat, adapté tant à la rénovation de sites existants qu’à la création de nouveaux ouvrages, est en cours. Les conditions tarifaires seront définies par arrêté. Concernant les installations de plus de 500|kW , à la suite de l’adoption le 28 juin 2014 par la Commission européenne de nouvelles lignes directrices encadrant le soutien aux énergies renouvelables électriques, l’électricité sera vendue directement sur le marché tout en bénéficiant d’une prime variable ex-post. La formule de calcul de cette prime devait être arrêtée d’ici fin 2015 en application de la loi {{n°|2015-992 mais elle a pris du retard. La délibération de la CRE du 3 mars 2016 sur le projet d'arrêté réformant les conditions d'achat de l'hydroélectricité donne un avis favorable aux dispositions prévues pour les installations nouvelles sous réserve que le plafond de production rémunéré soit ajusté à la baisse et un avis défavorable aux dispositions relatives aux installations existantes, en raison des niveaux de rentabilité induits et du niveau trop élevé du plafond, ainsi qu'au niveau de la prime de gestion et à la formule d'indexation ; elle recommande de procéder par appels d'offres.

Sources[modifier]