Énergie hydroélectrique

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L'énergie hydroélectrique, ou hydroélectricité, est une énergie électrique renouvelable obtenue par conversion de l'énergie hydraulique, des différents flux d'eau naturels[1], en électricité. L'énergie cinétique du courant d'eau est transformée en énergie mécanique par une turbine, puis en énergie électrique par un alternateur.

En 2011, l’énergie hydroélectrique représente environ 16,2 %[2] de la production mondiale d’électricité et possède de nombreux atouts. C'est une énergie renouvelable, d'un faible coût d'exploitation et qui est responsable d'une faible émission de gaz à effet de serre. Elle présente toutefois des inconvénients sociaux et environnementaux particulièrement dans le cas des barrages implantés dans les régions non montagneuses : déplacements de population, éventuellement inondations de terres agricoles, modifications des écosystèmes aquatique et terrestre, blocage des alluvions...

Quatrième source de production d'électricité mondiale, l’énergie hydroélectrique est amenée à se développer en intégrant la protection des ressources piscicoles et en s’articulant avec d’autres énergies renouvelables comme l’éolien ou d’autres systèmes hybrides (par exemple avec l’hydrogène).

Principes[modifier | modifier le code]

Vue en coupe d'une turbine hydraulique couplée à un générateur électrique.
- A:Générateur avec 1:Stator et 2:Rotor réglables
- B: Turbine: avec 3:Vannes 4:Pales turbine, 5:Flux d'eau et 6:Axe de rotation

L'énergie électrique est produite par la transformation de l'énergie cinétique de l'eau en énergie électrique par l'intermédiaire d'une turbine hydraulique couplée à un générateur électrique. Pour les barrages par accumulation la quantité d'énergie disponible, sur une période donnée, dans la réserve d'eau d'un barrage dépend de son volume, des apports et pertes naturels sur la période et de la hauteur de chute. Pour les barrages au fil de l'eau la quantité d'énergie produite est directement liée au débit (m³/s, m³/h, m³/j, m³/an).

Il existe quatre grands types de turbines. Le choix du type de turbine le plus adapté est fait par le calcul de la vitesse spécifique notée ns.

  • La turbine Pelton, adaptée aux hautes chutes, avec une roue à augets, inventée par Lester Allan Pelton en 1879. Elle est conçue pour les hauteurs de chute de plus de 200 mètres ;
  • La turbine Francis, plutôt montée pour des chutes moyennes, voire hautes, avec une roue à aubes simple ou double. Conçue par James B. Francis en 1868 ;
  • La turbine Kaplan, inventée en 1912, parfaitement adaptée aux basses chutes et forts débits, avec une roue de type hélice, comme celle d'un bateau. Viktor Kaplan a mis au point une roue à hélice dont les pales peuvent s'orienter en fonction des débits utilisables ;
  • La turbine Wells, assez peu connue, utilise le mouvement de l'air provoqué par le mouvement des vagues à travers un tube vertical. Principe développé par Alan Wells.

Historique[modifier | modifier le code]

Entrée monumentale de l'exposition de 1925

Les êtres humains se servent de moulins à eau actionnés par des roues à aubes pour moudre le blé depuis plus de deux mille ans. Les industries horlogère et papetière des Alpes y ont beaucoup recours du fait de l'abondance des torrents descendant jusque dans les vallées. Au XIXe siècle, les roues à aubes sont utilisées pour produire de l'électricité puis, sont remplacées par les turbines.

En 1869, l'ingénieur Aristide Bergès l'utilise 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. 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.

Dès les années 1900, les progrès technologiques de l'hydroélectricité suisse sont à l'origine d'intenses spéculations boursières sur les sociétés hydroélectriques, qui profitent aux implantations industrielles dans les Alpes.

Dans les années 1920, une rapide expansion de l'électricité voit le jour en France, avec une multiplication par huit de la production d'électricité hydraulique grâce aux premiers barrages.

En 1925, Grenoble organise l'Exposition internationale de la houille blanche.



Centrales hydroélectriques[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Énergie hydraulique.
Schéma en coupe d'un barrage hydroélectrique.
- A : réservoir,
- B : centrale électrique,
- C : turbine,
- D : générateur,
- E : vanne,
- F : conduite forcée,
- G : lignes haute tension,
- H : rivière
Salle des machines de la centrale hydroélectrique de Fessenheim. On reconnait les générateurs peints en bleu.

Il existe trois formes principales de production d'énergie hydroélectrique :

  • les centrales dites gravitaires pour lesquelles les apports d'eau dans la réserve sont essentiellement issus de cours d'eau (par gravitation)
  • les stations de transfert d'énergie par pompage (S-T-E-P) aussi connues sous l'appellation centrales hydrauliques à réserve pompée ou centrale de pompage-turbinage, pour lesquelles un dispositif artificiel permet de pomper l'eau d'un bassin inférieur vers un bassin supérieur. Elles comprennent aussi fréquemment une partie gravitaire. Le transfert est un transfert temporel (pompage durant le creux de la demande à partir d'électricité produite par des équipements de base et production d'électricité par turbinage durant la pointe, en substitution ou en complément à celle, plus coûteuse, des équipements de pointe).
  • les usines marémotrices au sens large qui utilisent l'énergie du mouvement des mers, qu'il s'agisse du flux alterné des marées (marémotrice au sens strict), des courants marins permanents (hydroliennes au sens strict) ou du mouvement des vagues.

Les centrales gravitaires[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Petite centrale hydroélectrique.

Les centrales gravitaires sont celles mettant à profit l'écoulement de l'eau au long d'une dénivellation du sol. On peut les classer selon trois types de fonctionnement, déterminant un service différent pour le système électrique. Ce classement se fait en fonction de la constante de vidage, qui correspond au temps théorique qui serait nécessaire pour vider la réserve en turbinant à la puissance maximale.

Classement par type de fonctionnement[modifier | modifier le code]

On distingue ainsi :

  • les centrales au fil de l'eau, dont la constante de vidage est généralement inférieure à deux heures ;
  • les centrales « éclusées », dont la constante de vidage est comprise entre deux et deux cents heures ;
  • les « lacs » (ou réservoirs), dont la constante de vidage est supérieure à deux cents heures.

Les centrales au fil de l'eau, principalement installées dans des zones de plaines présentent pour ces raisons des retenues de faible hauteur. Elles utilisent le débit du fleuve tel qu'il se présente, sans capacité significative de modulation par stockage. Elles fournissent une énergie en base[3] très peu coûteuse. Elles sont typiques des aménagements réalisés sur les fleuves importants comme le Rhône et le Rhin.

Les centrales éclusées présentent des lacs plus importants, leur permettant une modulation dans la journée voire la semaine. Leur gestion permet de suivre la variation de la consommation sur ces horizons de temps (pics de consommation du matin et du soir, différence entre jours ouvrés et weekend, etc.). Elles sont typiques des aménagements réalisés en moyenne montagne.

Les centrales-lacs correspondent aux ouvrages présentant les réservoirs les plus importants. Ceux-ci permettent un stockage saisonnier de l'eau, et une modulation de la production pour passer les pics de charge de consommation électrique : l'été pour les pays où la pointe de consommation est déterminée par la climatisation, l'hiver pour ceux où elle est déterminée par le chauffage. Ces centrales sont typiques des aménagements réalisés en moyenne et haute montagne.

Les deux derniers types de lacs permettent par remontée et returbinage de l'eau un certain stockage d'énergie (énergie potentielle de chute) permettant de lisser la production d'électricité.

Classement par type de remplissage[modifier | modifier le code]

Il est également possible de classer les centrales en fonction des caractéristiques de remplissage de leur réservoir, ce qui induit certaines contraintes dans l'usage électrique qui peut en être fait.

Par exemple, le remplissage de certains réservoirs peut statistiquement être obtenu de façon hebdomadaire, saisonnière, annuelle, voire pluriannuelle, dans le cas de très grandes étendues d'eau comme le réservoir de Caniapiscau, créé dans le cadre du projet de la Baie-James, au Québec[4]. Il est évident que la vitesse de remplissage a un impact direct sur la flexibilité d'utilisation.

Classement par hauteur de chute[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Hauteur de chute.

Enfin, on peut classer les ouvrages en fonction de leur hauteur de chute, c'est-à-dire de la différence d'altitude entre le miroir théorique du réservoir plein et la turbine. Cette hauteur de chute détermine les types de turbines utilisées.

On distingue ainsi :

  • les hautes chutes (> 200 m)
  • les moyennes chutes (entre 50 et 200 m)
  • les basses chutes (< 50 m)

Entre ces trois types de classement, il n'existe pas d'équivalence stricte mais une forte corrélation :

  • Les centrales au fil de l'eau ont en général un remplissage fréquent avec des apports réguliers, et de faible hauteur de chute ;
  • les éclusées ont un remplissage quotidien ou hebdomadaire influencé par la saison (saison de crues) et des hauteurs de chute moyenne, plus rarement haute ;
  • les lacs ont des remplissages en général saisonniers (fonte des neiges ou saison des pluies) et des hauteurs de chutes importantes.

Les stations de transfert d'énergie par pompage[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Pompage-turbinage.

Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), en plus de produire de l'énergie à partir de l'écoulement naturel, comportent un mode pompage permettant de stocker l'énergie produite par d'autres types de centrales lorsque la consommation est basse, par exemple la nuit, pour la redistribuer, en mode turbinage, lors des pics de consommation.

Ces centrales possèdent deux bassins, un bassin supérieur et un bassin inférieur entre lesquels est placée une machine hydroélectrique réversible : la partie hydraulique peut fonctionner aussi bien en pompe, qu'en turbine et la partie électrique aussi bien en moteur qu'en alternateur (machine synchrone). En mode accumulation la machine utilise le courant fourni pour remonter l'eau du bassin inférieur vers le bassin supérieur et en mode production la machine convertit l'énergie potentielle gravitationnelle de l'eau en électricité.

Le rendement (rapport entre électricité consommée et électricité produite) est de l'ordre de 82 %.

Grande Dixence : le plus haut barrage poids du monde (Valais, Suisse)

Ce type de centrale présente un intérêt économique lorsque les coûts marginaux de production varient significativement sur une période de temps donnée (le jour, la semaine, la saison, l'année...). Elles permettent en effet de stocker de l'énergie gravitaire, dans les périodes où ces coûts sont bas, pour en disposer dans les périodes où ils sont élevés.

C'est par exemple le cas s'il existe des variations récurrentes importantes de la demande (entre été et hiver, jour ou nuit...), des productions « fatales » en quantité importante, qui seraient sinon perdues (énergie éolienne) ou des productions d'énergie en base faiblement modulables (nucléaire, hydraulique de fil de l'eau).

Les centrales maritimes[modifier | modifier le code]

À partir des marées[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Énergie marémotrice.

Une usine marémotrice est une centrale hydroélectrique qui utilise l'énergie des marées pour produire de l'électricité. L'usine marémotrice de la Rance est un exemple d’utilisation de l’énergie des marées pour produire de l’électricité.

À partir des vagues[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Énergie des vagues.

Le Japon s’est intéressé le premier aux ressources de la houle à partir de 1945, suivi par la Norvège et le Royaume-Uni. Au début du mois d’août 1995, l’Ocean Swell Powered Renewable Energy (OSPREY), la première centrale électrique utilisant l’énergie des vagues, est installée au nord de l’Écosse. Le principe est le suivant : les vagues pénètrent dans une sorte de caisson immergé, ouvert à la base, poussent de l’air dans les turbines qui actionnent les alternateurs générant l'électricité. Cette dernière est ensuite transmis par câble sous-marin à la côte, distante d’environ 300 mètres. La centrale avait une puissance de 2 MW. Malheureusement, cet ouvrage, endommagé par les vagues, a été anéanti un mois plus tard par la queue du cyclone Félix. Ses créateurs ne se découragent pas. Une nouvelle machine, moins chère et plus performante, est actuellement mise au point. Elle doit permettre de fournir de l'électricité aux petites îles qui en manquent et, d'alimenter une usine de dessalement de l’eau de mer.

À partir des courants marins[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Hydrolienne.

Un projet de la société britannique Marine Current Turbines a prévu d'utiliser des hydroliennes (sorte d'« éoliennes » sous-marines) qui utilisent les courants marins de manière similaire à une hélice de bateau pour produire de l'électricité.

Utilisation dans le monde[modifier | modifier le code]

Le barrage des Trois-Gorges, dans la province du Hubei en Chine, est le plus grand barrage ainsi que le plus grand générateur d'électricité au monde[5].

L'eau qui est la source de l’énergie hydroélectrique est stockable et la production d’électricité peut varier rapidement, elle peut donc être utilisée en pointe, c’est-à-dire quand la demande est la plus forte sur le réseau public de distribution électrique.
En revanche, la production d'hydroélectricité est limitée par le débit et les réserves d'eau disponibles ; ces réserves dépendent du climat, des pompages réalisés en amont des retenues (par exemple pour l'irrigation) et de la taille des retenues d’eau (barrages).

La puissance hydroélectrique installée dans le monde en 2004 était estimée à 715GW, soit environ 19 % de la puissance électrique mondiale et près de 15 % en Europe.

Cependant, la proportion d'énergie hydroélectrique produite est moindre que la puissance installée (de l'ordre de 16 %[2] de la puissance électrique mondiale), mais elle joue un rôle particulièrement important pour assurer l’équilibre instantané de la production et de la consommation d’électricité ; en effet, l'énergie hydroélectrique est, grâce à sa souplesse (mobilisable en quelques minutes), une variable d'ajustement indispensable car l'énergie électrique se stocke très difficilement.

La Chine, le Canada, le Brésil et les États-Unis sont les plus gros producteurs d'hydroélectricité. Mais la place de cette énergie renouvelable dans la production nationale d'électricité est très variable et deux pays se démarquent : la Norvège avec 99 % et le Brésil avec 84 %[6]

Brésil[modifier | modifier le code]

Le Brésil est l'un des plus grands acteurs mondiaux de l'hydroélectricité, accompagnant la Chine et le Canada[7]. Les barrages d'Itaipu (en commun avec le Paraguay), et de Belo Monte (en construction) sont parmi les plus grands du monde. Le barrage d'Itaipu détient le record du monde d'énergie hydroélectrique produite en une année : 94.7 TWh en 2008[8], devançant le barrage chinois des Trois Gorges. L'énergie hydroélectrique représente environ 90 % de l'électricité générée au Brésil[7].

Canada[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Électricité au Canada.

En 2007, le Canada produit en énergie hydroélectrique un total de 364,1 TWh pour une puissance installée de 73 436 MW[9].

L'hydroélectricité y représente près de 60 % de l'électricité produite annuellement[10]. 5 provinces et territoires ont plus de 85 % de leur électricité produite par l'hydraulique, soient le Québec, le Manitoba, la Colombie-Britannique, Terre-Neuve-et-Labrador ainsi le Yukon. Les plus grands producteurs sont, en ordre, le Québec, la Colombie-Britannique et l'Ontario avec 58 418 MW des 73 436 MW au Canada.

Son exploitation a commencé au début vers 1890-1900 près des centres de population (notamment Niagara et Shawinigan)[11]. Au cours des années 1960, 1970 d'importants projets ont été lancés dans le nord de plusieurs provinces (notamment sur le fleuve Nelson à la Baie-James et sur la rivière de la Paix)[12].

Québec[modifier | modifier le code]

L'intérieur de la centrale Robert-Bourassa. D'une capacité de 5 616 mégawatts, cette centrale souterraine inaugurée en 1979 est la plus puissante du genre au monde.

Comme c'est le cas en Norvège ou en Islande, l'électricité au Québec est de source essentiellement hydraulique. En 2007, le Québec disposait de centrales hydroélectriques d'une puissance combinée de 37 459 MW, soit 91 % du total de 41 018 MW[13]. Ces centrales produisent annuellement 181,1 TWh (94 % du total)[14].

L'entreprise publique Hydro-Québec détient un quasi-monopole sur le développement de la filière. Des petits producteurs vendent leur production (1 277 MW) à Hydro-Québec en vertu d'engagement à long terme. La société d'État dispose également de la presque totalité de la production de la centrale de Churchill Falls au Labrador (5 428 MW) en vertu d'un contrat de 65 ans qui viendra à échéance en 2041[15].

Après une réduction du rythme de ses investissements en nouveaux équipements de production durant les années 1990, Hydro-Québec a repris son programme de construction depuis 2002, avec la mise en service des centrales du Rocher-de-Grand-Mère (230 mégawatts) en 2004 ; Toulnustouc en 2005 (526 mégawatts) ; Eastmain-1 en 2007 (480 mégawatts)[16] ; Péribonka (385 mégawatts)[17] et Mercier en 2008 (50,5 mégawatts) ; Rapides-des-Cœurs (76 mégawatts) et Chute-Allard (62 mégawatts) en 2009[18].

Deux projets sont toujours en construction. Le premier, Eastmain-1-A-Sarcelle-Rupert consiste à construire deux centrales: 768 mégawatts à Eastmain-1-A — construite à 700 m de sa voisine inaugurée en 2007 — et 150 mégawatts à Sarcelle et à détourner un débit moyen annuel maximum de 452,6 m3/s (72 %) de la rivière Rupert vers le réservoir d'Eastmain-1[19]. La dérivation est complétée depuis novembre 2009 et les six groupes des deux centrales devraient tous être mis en service d'ici 2012. La contribution totale en énergie du projet est estimée à 8,7 TWh par année[20], dont 5,3 TWh aux centrales de l'aménagement Robert-Bourassa et à la centrale La Grande-1, dont le facteur d'utilisation augmentera de 57 à 63 %[21].

Un second projet est construit sur la rivière Romaine, sur la Côte-Nord. Le projet de la Romaine dont la construction a débuté en 2009 comprend quatre centrales d'une puissance totale de 1 550 MW Leur production estimée atteindra 8,0 TWh lors de leurs mises en service respectives, entre 2014 et 2020[22].

Dans son plan stratégique publié en 2009, Hydro-Québec indique aussi qu'elle procédera à des projets d'augmentation de la puissance à SM-3 (440 MW) ainsi qu'aux centrales René-Lévesque (210 MW) et Jean-Lesage (120 MW) sur la rivière Manicouagan[23].

Chine[modifier | modifier le code]

La Chine est l'un des plus grands producteurs mondiaux d'énergie hydroélectrique et le plus grand constructeur de centrales hydroélectriques[24].
Le barrage des Trois-Gorges est le plus grand barrage hydraulique du monde en termes de capacité installée (22,4 GW)[8], et sa production hydroélectrique annuelle atteint 84,7 TWh. D'autres barrages sont répartis sur le territoire : le barrage d'Ertan, le barrage de Banqiao, le barrage de Gezhouba, le barrage de Longtan, le barrage de Zipingpu dans le Sichuan - un barrage de 156 mètres de haut achevé en 2006...

États-Unis[modifier | modifier le code]

La production hydroélectrique des États-Unis compte toujours parmi les plus importantes dans le monde, avec 317,7 TWh en 2006.

France[modifier | modifier le code]

Pont-barrage de Saint-Égrève dans la banlieue de Grenoble
Articles détaillés : Énergie en France et Électricité en France.

En France, 400 concessions de plus de 4,5 mégawatts (MW) cumulent plus de 23 500 MW de puissance. Avec les petites installations elles fournissent 11,8 % de l’électricité du pays[25] et 75 % de la part énergies renouvelables[26].

La première loi cadrant l'hydroélectricité et le régime des concessions hydroélectriques date de la reconstruction qui a suivi la Première Guerre mondiale (Loi du 16 octobre 1919 relative à l'utilisation de l’énergie hydraulique).

Près d'un siècle plus tard, en France, la puissance installée des 399 barrages français est de 25 GW, soit environ 25 % de la puissance de l’ensemble des centrales électriques contribuant à l’alimentation des réseaux publics, alors que la production ne représente qu'environ 12 % de l'énergie totale à cause d'un facteur de charge plus faible que celui de la source principale (les centrales nucléaire).

Deuxième source de production derrière l’énergie nucléaire, l’hydroélectricité représentait en 2004, 14 % de la production électrique française et 87 % de la production d’électricité d’origine renouvelable[27].

Une centaine de centrales sont associées à des retenues de barrages (retenant une moyenne de 7,5 milliards de m3 d’eau). Et plus de 2000 installations sont installées « au fil de l’eau ». La répartition géographique de nombreuses turbines de petite puissance permet une production souple et proche des lieux de consommation. Pour 2 000 MW installés, 7 TWh sont produits en moyenne annuelle. La production annuelle totale est d'environ 67 TWh, ce qui correspond à la consommation moyenne annuelle de 15 millions d’habitants (le quart de la population française)[réf. nécessaire].

La puissance installée est de 25 300 MW[25] dont 12 000 MW de puissance de pointe (mobilisable en quelques minutes) et indispensable à la sécurité du système électrique. La puissance électrique totale installée est de 128 000 MW[25].

Dans les Alpes, le projet « Nouvelle Romanche » sur la commune de Livet-et-Gavet, au sud de Grenoble, financé par la EDF et soutenu par l'Europe, consiste à construire une centrale hydroélectrique de 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 250 M€, assuré à hauteur de 80 à 90 % par EDF. C'est une centrale souterraine équipée de deux turbines Francis, construite au fil de l'eau, qui permettra une meilleure utilisation de la force hydraulique dans la Vallée de la Romanche.

En juillet 2008, en application d'une procédure en manquement émanant de la Commission européenne, le gouvernement a décidé[28] de mettre en concurrence l'attribution des concessions hydroélectriques à leurs échéances[29]. Pour cela, il a regroupé des 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, la haute et la moyenne Dordogne et les barrages du Drac). Au 31 décembre 2014, seule la concession de Bissorte Super Bissorte sera renouvelée selon le décret ci-dessus cité du 26 septembre 2008 dans la vallée de l'Arc.

En 2009, environ 80 % des barrages étaient exploités par EDF. La Société hydroélectrique du Midi (Shem), qui a été rachetée par le groupe belge Electrabel (groupe Suez)[30], 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. Les barrages de montagne jouent un rôle important en matière de stockage de l'énergie.

En 2010, la libéralisation du marché français de l'énergie se prépare : elle devrait se traduire par la vente ou reprise, avant 2015, de 20% du parc hydraulique dont les concessions arrivent à échéance (mise en concurrence pour 49 barrages, en 10 lots d'une puissance installée de 5.300 MW en 2012) qui pourraient être perdus par EDF et GDF Suez[31].

En 2011 la construction du barrage du Rizzanese (55 MW) se poursuit en Corse, et le 4e groupe (14 MW) de la centrale hydro électrique de Rivière de l’Est a été mis en service à La Réunion[32].

En 2012, selon EDF, son parc hydroélectrique a produit 39 TWh en 2010 et a un très bon taux de disponibilité (de 87,2 % en 2010 contre 86,7 % en 2009[33]), avec un taux de réponses aux sollicitations dépassant 99 %[33].
Mi-novembre, François Brottes, propose aux députés la création d'une mission d'information parlementaire flash" (de 2 mois, avec comme rapporteur Marie-Noëlle Battistel) sur la mise en concurrence des barrages hydroélectriques, bien que Delphine Batho ait déclaré le 24 octobre vouloir trouver des alternatives à la libéralisation des barrages hydroélectriques[34].

Islande[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Énergie en Islande.

L'hydroélectricité représente la majeure partie de la production électrique. La plupart des centrales hydroélectriques sont détenues par Landsvirkjun, la compagnie nationale d'énergie, qui est le principal fournisseur électrique en Islande.

En 2008, les 14 centrales de Landsvirkjun ont produit 12 345 GWh d'électricité dont 11 866 GWh, soit 96 %, provenaient de l'hydroélectricité. De plus, 10 330 GWh, soit 84 %, était destinée aux industries à forte demande énergétique, comme les fonderies d'aluminium.

Norvège[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Énergie en Norvège.

Russie[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Énergie en Russie.

À la fin 2008, la Russie disposait de 49,7 GW en exploitation (180 TWh produits en 2008, soit seulement 21 % du potentiel économiquement exploitable), 7 GW en construction et 12 GW en projet. La majeure partie de ce potentiel est situé en Sibérie et en Extrême-Orient russe. La part de l'hydroélectricité dans la production d'électricité nationale était de 16,2 % en 2010 (6e rang mondial). La Russie était le 5e producteur d'hydroélectricité mondial en 2010 (168 TWh, 4,8 % du total mondial) et le 6e pour la capacité installée (47 GW, 6 % du total mondial) en 2009 (6e rang mondial pour la part de l'hydroélectricité dans la production totale)[35].

Suède[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Énergie en Suède.

L'hydroélectricité représente approximativement la moitié de l'électricité produite en Suède, le reste venant principalement du nucléaire. Le développement de l'hydroélectricité a commencé dans les années 1880, et a permis le développement d'une industrie très consommatrice en énergie, telle que l'industrie forestière. La puissance combinée des centrales hydroélectriques est de 16 203 MW en 2009, principalement concentrée dans le nord du pays. La compagnie nationale Vattenfall détient la plupart des centrales. Les principaux développements ont eu lieu jusqu'aux années 1960, les protestations environnementales ayant abouti à la protection de certaines rivières.

Suisse[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Hydroélectricité en Suisse.

En 2007, l'hydroélectricité représente 55,2 % de la production électrique totale.

Coût de l'hydroélectricité[modifier | modifier le code]

Malgré des coûts de réalisation généralement élevés, les coûts de maintenance sont raisonnables, les installations sont prévues pour durer longtemps, et l'énergie de l'eau est gratuite et renouvelable si elle est bien gérée. Donc le bilan est plutôt positif, c'est un des systèmes de production d'électricité les plus rentables ; en outre c'est un des plus souples.

Environnement[modifier | modifier le code]

L'hydroélectricité est considérée comme une énergie propre et inépuisable, contrairement au pétrole ou au gaz naturel. Certaines recherches[36] émettent des doutes sur le bilan en gaz à effet de serre des systèmes hydroélectriques. L'activité bactériologique dans l'eau des barrages, surtout en régions tropicales, relâcherait d'importantes quantités de méthane (gaz ayant un effet de serre 20 fois plus puissant que le CO2).

Les impacts environnementaux varient avec le type et la taille de la structure mise en place : ils sont faibles s'il s'agit d’exploiter les chutes d’eau naturelles, les courants marins, les vagues, mais ils deviennent très importants s'il s’agit de créer des barrages et des retenues d'eau artificielles. Dans ce dernier cas, on critique généralement la disparition de terres agricoles et de villages (entrainant des déplacements de population) ainsi que la perturbation du déplacement de la faune (pas seulement aquatique) et, globalement, de tout l'écosystème environnant.

Un exemple notable d'impact environnemental majeur est la destruction de la Cascade des Sept Chutes, à la frontière entre le Brésil et le Paraguay, en 1982 par le barrage d'Itaipu. Aujourd'hui deuxième, il s'agissait du plus grand barrage au monde lors de son entrée en opérations. Deux semaines ont suffi pour que les retenues d'eau artificielles du barrage submergent la région des chutes. Le gouvernement brésilien a ensuite fait dynamiter les monts qui restaient hors de l'eau, détruisant ainsi l'une des principales merveilles naturelles du monde.

Il faut remarquer que dans les projets de barrages, la production d'hydroélectricité est fréquemment complémentaire, d'autres finalités telles que la maîtrise des crues et de leurs conséquences, l'amélioration de la navigabilité d'un cours d'eau, l'alimentation en eau de canaux, la constitution de stocks d'eau pour l'irrigation, le tourisme...

Le Projet de barrage de Belo Monte est très vivement critiqué par les Amérindiens dont le Chef Raoni et par les écologistes car le barrage provoquera la déforestation d'une partie de la forêt amazonienne.

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. fleuves, rivières, chutes d'eau, courants marins, marées, vagues...
  2. a et b (en) Production mondiale 2009 : total électricité : 20 100 TWh, hydraulique : 3 300 TWh Energy key statistics – AIE, octobre 2011, voir pages 18 et 24.
  3. Par énergie en base on entend une production très faiblement modulée en puissance
  4. Société d'énergie de la Baie James, Le complexe hydroélectrique de la Grande Rivière : réalisation de la première phase, Montréal, Société d'énergie de la Baie James / Éditions de la Chenelière,‎ 1987, 496 p. (ISBN 2-89310-010-4), p. 321.
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  30. La Shem devrait se développer davantage Sur le site enviro2b.com
  31. Dorothée Laperche (2013), Hydraulique : à quand la libéralisation des concessions ? Selon une étude Xerfi, entre les scénarios alternatifs étudiés par l'actuel gouvernement et la libéralisation des barrages, l'option la plus crédible reste la mise en concurrence des concessions ; Actu-Environnement ; 2013-03-11
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  36. Voir : Les barrages plus polluants que les centrales à charbon ou l'article original en anglais : Methane quashes green credentials of hydropower. Voir aussi Les effets environnementaux de l’hydroélectricité, archive Wikiwix)

Bibliographie[modifier | modifier le code]

  • Pierre Crausse & François Vieillefosse, De l’eau à la lumière, un siècle d’énergie hydroélectrique en France, Toulouse, Nouvelles Éditions Loubatières, 2011, (ISBN 978-2-86266-649-5)
  • Pierre Lavy (2011) Mini-centrales hydroélectriques ; Ed:Eyrolles 2011-03-24, 110 p

Mathieu RUILLET,

Voir aussi[modifier | modifier le code]

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Articles connexes[modifier | modifier le code]

Projets hydroélectriques notoires[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]

HYDROWEB : site sur l'histoire et les techniques de l'hydroélectricité