Hydroélectricité : diversité et spécificités

Quel point commun,

• entre une petite centrale hydroélectrique construite sur un seuil, naturel ou artificiel, en rivière, d’une puissance de quelques centaines de kW, et la centrale du barrage des Trois-Gorges, en Chine, d’une puissance de 22 500 MW, soit l’équivalent de cinq centrales nucléaires,
• ou entre la centrale de La Bâthie, dans le Beaufortin, produisant 1 100 GWh/an pour une puissance installée de 540 MW et celle de Beauchastel sur le Rhône, dont la production de 1 200 GWh/an est légèrement supérieure pour une puissance installée moitié moindre de 200 MW ?

Le point commun de ces aménagements est la transformation de l’énergie potentielle de l’eau en énergie électrique selon la formule : P = ρgQHη, dans laquelle :

• P (W) est la puissance,
• ρ (rhô) (kg.m^-3) est la masse volumique de l’eau,
• g (m.s^-2) l’accélération de la pesanteur au lieu considéré,
• Q (m³.s^-1) le débit volumique,
• H (m) la hauteur de chute et η (êta) le rendement[1] (Lire : Hydroélectricité : les conduites forcées de l’entreprise Bouchayer-Viallet à Grenoble).

Au-delà de ce point commun, toutes ces installations sont spécifiques au site sur lequel elles sont construites, les ouvrages, leurs équipements ont été étudiés spécialement. Leurs modes d’exploitation, leur rôle dans la gestion d’un réseau, leurs effets sur l’environnement, sont également très spécifiques à chaque installation. Mais au total, l’attrait de l’hydroélectricité tient à son caractère renouvelable, flexible, pilotable et stockable, à quoi s’ajoutent un taux de retour élevé et une longue durée de vie.

1. La grande diversité des aménagements

Elle s’exprime par la vaste gamme de puissances des centrales, la diversité de configuration des aménagements selon leur site d’implantation et les caractéristiques hydrologiques du cours d’eau qui les alimente, ainsi que le rôle qui leur est attribué dans la gestion du réseau auquel ils sont connectés.

1.1. Une très large gamme de puissance

Les groupes de production hydraulique, soit la turbine et l’alternateur, couvrent une gamme de puissances allant de quelques kW jusqu’à 1000 MW pour les turbines de type Francis les plus puissantes. Les installations de production, soit la centrale et ses aménagements, vont de quelques kW jusqu’à 22 500 MW pour la centrale la plus puissante actuellement en exploitation, sur le site du barrage de Trois-Gorges, en Chine (Figure 1).

Fig. 1. Centrales de Bozel (1,7 MW) et de Tucurui (8 300 MW). Photos GEG, Zeco, Antonio Castro, Nilton Ramos

En 2020, des dix centrales de production d’électricité les plus puissantes en service dans le monde, neuf sont des centrales hydroélectriques : Trois Gorges en Chine (22,5 GW), Itaipu au Brésil (14,0), Xiluodu en Chine (13,9), Guri au Venezuela (10,2), Tucurui au Brésil (8,4), Grand Coulee aux États-Unis (6,8), Xiangjiaba en Chine (6,5), Longtan en Chine (6,4), Saïano-Chouchensk en Russie (6,4).

En raison de cette large gamme de puissance, et bien qu’il n’existe aucune définition officielle, on a pris l’habitude de distinguer le domaine de la petite hydroélectricité de celui de la grande hydroélectricité. Cette limite est parfois utilisée par des réglementations relatives à des mesures de soutien au développement des énergies renouvelables, seule la petite hydro étant retenue. Elle varie d’un pays à l’autre, de 10 MW en France ou en Norvège, jusqu’à 50 MW en Chine ou au Canada. Pour les constructeurs de turbines, la petite hydro appartient au domaine des machines standardisées (Lire : La petite hydroélectricité en France).

À l’intérieur de la petite hydro, on distingue :

• la pico hydro, généralement relative aux installations de moins de 5 kW (Lire : L’hydraulique villageoise dans les pays en développement),
• la micro hydro à celles de moins de 100 kW,
• la mini hydro au-dessous de 1 MW.

1.2. Des hauteurs de chute variables

La diversité des chutes qui peuvent être équipées conduit à des types d’ouvrages fort différents. D’où la nomenclature, non officielle :

• hautes chutes, supérieures à 200 mètres,
• chutes moyennes, entre 40 et 200 mètres,
• basses chutes, inférieures à 40 mètres.

Le record du monde de hauteur de chute est détenu par la centrale de Bieudron, en Suisse, avec une chute de 1 883 m. En France, ce record revient à la centrale de Portillon en Haute-Garonne (1 420 m).

L’exploitation d’une chute peut se faire directement sur le lieu même de la chute, en implantant la centrale directement sur un seuil en rivière ou en pied de barrage pour les aménagements de moyenne chute ou dans une disposition dite « en ligne » pour les aménagements de basse chute, par opposition aux aménagements « en dérivation » (Figure 2). Dans ce cas, une portion de cours d’eau est court-circuitée et il est nécessaire d’y maintenir un débit minimum.

Fig. 2. Différents aménagements de basse chute, en ligne (1 à 4) et en dérivation (5)

Dans le cas des aménagements de haute chute, un ensemble d’ouvrages d’amenée (prise d’eau, canaux à surface libre, galeries en charge, puits blindés ou conduites forcées) permet de conduire l’eau de la retenue jusqu’à la centrale, puis de la centrale au lieu de restitution dans le cours d’eau. Très souvent, l’ensemble de ces ouvrages, y compris la centrale, sont souterrains (Lire : Hydroélectricité : les conduites forcées de l’entreprise Bouchayer-Viallet à Grenoble). Les aménagements de haute chute comprennent souvent un réseau complexe de galerie et de prise d’eau permettant de capter et regrouper les eaux de plusieurs bassins versant pour les turbiner dans une même centrale (Figure 3).

Fig. 3. Aménagement de haute chute, usine de Pragnères. Source : document EDF

1.3. Des types d’exploitation différents

On distingue plusieurs types d’exploitation selon la capacité de la retenue.

a/ Les aménagements dont la capacité de la retenue est faible au regard du débit d’équipement et du débit moyen du cours d’eau. Il s’agit typiquement de ceux dont le temps de remplissage de la retenue est de moins de deux heures au débit moyen du cours d’eau. Ils sont dits au fil de l’eau. Ce type d’aménagement doit turbiner la totalité du débit entrant, avec une capacité de modulation très faible, voire nulle. C’est le cas des aménagements construits sur les grands fleuves tels le Rhône (Lire : Les grands aménagements hydroélectriques : Pierre Bénite et les groupes bulbes) ou le Rhin, en France.

b/ Les aménagements dont la capacité de la retenue est telle que le temps de remplissage reste inférieur à 15 jours au débit moyen du fleuve. Ce type d’aménagement permet de réaliser des éclusées journalières ou hebdomadaires (Lire : Les grands aménagements hydroélectriques : Génissiat (I) et Les grands aménagements hydroélectriques : Génissiat (II)).

c/ Les aménagements dont la capacité de la retenue est telle que le temps de remplissage est supérieur à 15 jours au débit moyen du fleuve. Ce sont eux qui sont destinés à la production de pointe.

d/ Les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Ces aménagements (Lire : Les stations de pompage (STEP)) disposent de deux retenues à des altitudes différentes et sont destinées à réaliser le stockage (par pompage de la retenue inférieure vers la retenue supérieure) de l’énergie produite aux périodes où la production est supérieure à la consommation et à son injection sur le réseau par turbinage aux périodes de forte consommation (Figure 4).

Fig. 4. La STEP de Revin. Source : document EDF.

e/ Les usines marémotrices. En 2020, on ne dénombre que deux centrales marémotrices d’une puissance significative : en France, La Rance, 240 MW (Figure 5) et en Corée du sud, Shiwa, 254 MW. Des projets existent, cependant, soit en sites naturels soit en lagons artificiels, notamment au Royaume-Uni[2].

Fig. 5. Usine marémotrice de la Rance. Source : document EDF.

2. Des projets uniques

Du fait des caractéristiques particulières à chaque site, un aménagement hydroélectrique est toujours un projet spécifique, unique dans tous ses composants (Lire : Les ouvrages hydrauliques).

• Un barrage est étudié spécifiquement pour un site particulier. Le choix du type de barrage lui-même est fonction des caractéristiques géologiques, topographiques (forme de la vallée) et sismiques du site, de l’hydrologie (caractéristiques des crues) ainsi que des ressources éventuellement disponibles à proximité (granulats pour le béton, enrochements, argiles).
• Le cheminement et les caractéristiques des ouvrages d’amenée d’eau à la centrale et des canaux de fuite (canaux à surface libre, tunnels et galeries en charge, cheminées d’équilibre, conduite forcées et puits blindés) sont également fonction de la topographie et de la géologie du site.
• La centrale elle-même, qu’elle soit souterraine ou à l’air libre est conçue en fonction des équipements qu’elle doit abriter.

En outre, contrairement aux autres installations de production d’électricité, pour lesquels les équipements de production sont standardisés (turbines à vapeur, turbines à gaz, tranche nucléaire, éoliennes, panneaux photovoltaïque), les équipements d’une centrale hydroélectriques (turbines et alternateurs) sont eux aussi étudiés spécifiquement pour chaque projet[3]. Cette spécificité tient au fait que l’élément déterminant est la turbine, qui transforme l’énergie hydraulique en énergie mécanique, transmise ensuite à l’alternateur qui transforme cette énergie mécanique en énergie électrique. Or, le dimensionnement de la turbine est le résultat d’un optimum économique selon le raisonnement suivant.

• La détermination du débit d’équipement de la centrale, c’est-à-dire le débit maximum qui peut être turbiné constitue la première étape. Pour un aménagement de retenue, destiné à la production de pointe, ce débit d’équipement est déterminé à partir du volume annuel accumulé et du nombre d’heures de fonctionnement souhaité (heures valorisées économiquement). Pour un aménagement au fil de l’eau, le débit d’équipement est une proportion du débit moyen annuel du cours d’eau. En effet, plus le débit d’équipement est élevé, plus il sera possible d’exploiter les forts débits, mais cela signifie que la centrale ne fonctionnera à sa puissance maximale que pendant un cours laps de temps. Le débit d’équipement résulte donc d’un optimum économique au-delà duquel le surcoût lié à une augmentation de capacité n’est pas rentabilisé par la production correspondante.
• Le débit d’équipement connu, il convient de déterminer le nombre de groupes de production. Ce nombre sera fonction de la variabilité des débits et de la capacité des turbines retenues à fonctionner sur de larges plages de débit mais aussi des capacités technologiques car il existe des dimensions et puissance maximale pour tout type de turbine. On tiendra compte également de la possibilité de réaliser la maintenance en limitant les pertes de production.
• Ces opérations étant réalisées, les valeurs de base pour le dimensionnement de la turbine, chute et débit, sont définies. Associé à d’autres critères plus spécifiques (cavitation, eaux chargées en matières abrasives) l’expérience montre que l’on ne retrouve qu’exceptionnellement des caractéristiques identiques pour deux centrales distinctes.
• Le dimensionnement de la turbine conduit à déterminer, entre autres, sa vitesse de rotation. Cette vitesse de rotation et la puissance maximale sont les deux paramètres de base pour le dimensionnement de l’alternateur. Là encore, on ne retrouve qu’exceptionnellement des caractéristiques identiques pour deux centrales distinctes.

Fig. 6. Exemple de modèle de turbine. Source : photo L.Orcel.

Le rendement d’une turbine varie en fonction de la chute qui évolue en fonction du niveau dans la retenue, par exemple, et du débit. Le rendement moyen pondéré est obtenu en déterminant le temps de fonctionnement pour chaque point de fonctionnement (couple chute-débit). La maximisation de ce rendement moyen pondéré est obtenue par l’optimisation du profil hydraulique de la turbine, forme des pales ou des aubes (Figure 6) au moyen de modélisations numériques dits Computational Fluid Dynamics (CFD) et physiques, effectuées pour chaque projet (Figure 7).

Fig. 7. Plateforme d’essais de machines hydrauliques. Dans le cercle, le modèle. Source : document Andritz.

Pour des machines de forte puissance, cette optimisation du rendement revêt une importance économique considérable justifiant des études spécifiques (Tableau 1).

Tableau 1. Optimisation du rendement moyen pondéré

Il résulte de ces spécificités un coût et une durée de la phase d’études élevés. Ces études font également appel à de très nombreuses disciplines : hydrologie, géologie, hydrogéologie, hydraulique, topographie, géotechnique, hydro-biologie, sciences de l’environnement, mécanique, électricité, informatique, entre autres.

Toutefois, dans le domaine de la petite hydro, compte tenu des puissances en jeu, la réduction des coûts est un enjeu crucial pour la rentabilité des projets. Dans ce contexte, on s’attache davantage à réduire le coût des études par une standardisation des équipements au détriment du niveau de performance absolu. Par exemple, le coût d’un essai modèle est le même quelle que soit la puissance de la machine industrielle, il ne sera jamais rentabilisé sur une installation de faible puissance.

En raison de la nature et de l’ampleur très variées des projets d’aménagements hydroélectriques, les coûts de construction sont extrêmement variables d’un aménagement à un autre. Ceux des ouvrages de génie civil sont spécifiques à un site donné, en fonction de leurs caractéristiques (volume de béton, longueur des adductions, géologie) et de la disponibilité des matériaux à proximité du site. Le coût des équipements, fournis par des constructeurs internationaux est, quant à lui, essentiellement fonction de la conjoncture économique du secteur et de la provenance des équipements (constructeurs européens versus chinois, par exemple).

D’une manière générale, à puissance installée égale, les projets de haute chute, qui utilisent des débits plus faibles, sont moins couteux que les projets de basse chute. De même, les projets de forte puissance présentent des coûts de construction au MW installé généralement plus faibles. Une grande variabilité des coûts d’investissement et du coût de l’énergie produite (Levelized Cost Of Energy – LCOE) en découle (Tableau 2).

Tableau 2 : Coûts de l’hydroélectricité. Source : REN 21 Renewables 2018 report

L’insertion de chaque aménagement dans son environnement sociétal et naturel est une autre conséquence de sa spécificité. L’équipement d’un seuil naturel en rivière, correctement étudié, n’aura quasiment aucun effet, ni sur la circulation des poissons, ni sur le transit sédimentaire. Il n’entraînera aucune modification du régime hydrologique de la rivière. À contrario, un aménagement plus important, avec création d’une retenue de grande étendue, aura des conséquences sociales et environnementales significatives (Lire : Hydroélectricité : impacts environnementaux et sociétaux).

Il en va de même des effets sur l’aménagement du territoire selon la dimension du projet qui peut affecter plusieurs kilomètres, voire dizaines ou même centaines de kilomètres. Des voies de communications sont supprimées, détournées, créées. D’autres usages de l’eau sont associés à la production d’électricité : irrigation, navigation, loisirs, soutien d’étiage, notamment. Des populations et des activités humaines peuvent être perturbées, délocalisées.

En ce sens, un aménagement hydroélectrique n’est pas une simple installation industrielle, c’est un véritable projet d’aménagement du territoire qui doit être étudié comme tel, avec la participation de toutes les parties prenantes concernées.

3. Les qualités communes à tous les aménagements hydroélectriques

Par-delà la diversité des aménagements, l’hydroélectricité tire son attrait d’un certain nombre de spécificités.

3.1. Une ressource renouvelable, pilotable, flexible et stockable

La gestion d’un réseau électrique nécessite d’équilibrer en permanence la production à la demande. Dans la mesure où cette dernière n’est pas, ou encore peu, pilotable, il est indispensable de disposer de sources de production capables de s’ajuster en permanence à ses variations (Lire : Stockage hydraulique : atouts et contraintes et L’hybridation des systèmes électriques : les atouts de l’hydroélectricité).

L’intégration, en forte croissance, de moyens de production intermittents, dont l’éolien, et le solaire photovoltaïque, dont les variations de production sont parfois brutales et en opposition avec les variations de la demande, accroit le besoin de flexibilité d’autres moyens de production.

L’hydroélectricité est le moyen le plus adapté pour répondre à ces besoins, à la fois par sa flexibilité[4] et sa capacité de stockage[5] compte-tenu des valeurs du temps de réponse des différents moyens de production d’électricité (Tableau 3).

Tableau 3. Vitesse de prise/baisse de charge en % de la puissance nominale par minute.

Le temps de démarrage d’un groupe hydroélectrique est très court, de l’ordre de quelques minutes. Les STEP les plus modernes ont également la capacité de changer de mode de fonctionnement, du pompage au turbinage et inversement, en quelques minutes, voire moins d’une minute pour les centrales équipées de groupes ternaires avec court-circuit hydraulique. L’hydroélectricité, STEP comprises, a donc un rôle essentiel dans l’adaptation de la production à la demande d’électricité (Figure 8).

Fig. 8. Production électrique par filière. Source des données : RTE

Ces performances permettent également à l’hydroélectricité d’assurer un rôle identique dans la fourniture des services système qui assurent la qualité de l’énergie délivrée aux consommateurs en termes de stabilité de la fréquence et de niveau de tension. Si elles sont avant tout le fait des aménagements disposant d’un réservoir ainsi que des STEP, ces performances viennent aussi des aménagements au fil de l’eau qui permettent également de réagir rapidement en cas de besoin. Lors du black-out du 4 novembre 2006 en Europe, les aménagements du Rhône ont apporté une puissance supplémentaire de 270 MW en 2 minutes. Certaines centrales hydroélectriques sont également capables de démarrage sans source d’énergie extérieure, soit en black start, et d’effectuer du renvoi de tension, ce qui est nécessaire à la reconstruction du réseau en cas de black-out.

3.2. Un taux de retour élevé

Le taux de retour énergétique (TRE) est le rapport entre l’énergie fournie au cours de la durée de vie totale de l’installation à l’énergie consommée pour sa construction, son exploitation, son entretien, sa maintenance, son démantèlement et son approvisionnement en combustible. Au regard de ce critère, l’hydroélectricité arrive en tête des différentes technologies de production d’électricité (Tableau 4).

Tableau 4 : TRE de différentes sources d’énergie.

3.3. Une longue durée de vie

Comparativement aux autres installations de production d’électricité, les aménagements hydroélectriques ont des durées de vie et d’exploitation exceptionnellement longues (Figure 9). Ceux construits au cours de la première moitié du 20^ème siècle sont toujours en exploitation et ils le resteront encore de nombreuses années. Les ouvrages de génie civil, surveillés et maintenus correctement, peuvent largement dépasser un siècle d’existence. Les équipements ont également des durées de vie de plusieurs dizaines d’années et leur modernisation, voire leur remplacement, permettent de continuer l’exploitation de l’aménagement tout en en améliorant les performances et en diminuant les coûts de maintenance (Lire : Hydroélectricité : l’opportunité de la réhabilitation des centrales).

Fig. 9. Durée de vie des principaux équipements

Une modernisation bien pensée permet d’adapter l’aménagement aux éventuelles évolutions de contexte telles qu’une variation de l’hydrologie due au changement climatique, des évolutions législatives et réglementaires ou un changement du mode d’exploitation dû à l’intégration des sources intermittentes. C’est aussi la possibilité d’améliorer son intégration environnementale avec des interventions telles que la construction de passes à poissons, l’adoption de turbines fish-friendly ou de technologie sans huiles.

À titre d’exemple, l’aménagement de Chancy-Pougny, mis en service en 1924, a été l’objet d’un vaste programme de modernisation permettant un accroissement de la production moyenne annuelle de 210 à 255 GWh, la construction d’une passe à poissons, le confortement du barrage vis à vis du risque sismique, l’automatisation et la téléconduite de l’aménagement (Figure 10).

Fig. 10 : Aménagement de Chancy-Pougny, mis en service en 1924. Photo SFMCP.

Notes et références

[1] L’article ne traite pas des hydroliennes, marines ou fluviales, qui exploitent l’énergie cinétique des courants (Lire : Les hydroliennes et Les hydroliennes fluviales).

[2] http://www.tidallagoonpower.com

[3] Lorsqu’il parle de la turbine industrielle, un turbinier parle de prototype (par opposition à la turbine modèle utilisée pour la mise au point et la validation des performances)

[4] Le programme européen XFlex Hydro (https://xflexhydro.net) vise à faire la démonstration de toutes les possibilités offertes par les installations hydroélectriques pour accompagner le développement des énergies intermittentes.

[5] Les STEP représentent environ 96 à 97 % de la totalité du stockage d’énergie, toutes technologies confondues (source : www.ren21.net).

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