Hydroélectricité

L’hydroélectricité transforme l’énergie potentielle de l’eau qui tombe en électricité. C’est la plus ancienne source d’électricité renouvelable et toujours la plus importante. En 2025, elle a produit environ 4 400 TWh, près de 14 % de l’électricité mondiale, plus que le nucléaire, l’éolien ou le solaire pris séparément. Selon l’International Hydropower Association, la puissance installée mondiale, STEP comprises, avoisine 1 400 GW. L’hydraulique offre aussi ce que l’éolien et le solaire ne peuvent pas fournir seuls : un stockage massif de longue durée et une production pilotable capable de suivre la demande en quelques minutes. Cette flexibilité en fait la colonne vertébrale des réseaux norvégien, brésilien et canadien, et un partenaire toujours plus précieux pour les renouvelables variables ailleurs.

Comment fonctionne l’hydroélectricité

L’eau retenue en hauteur possède une énergie potentielle. En descendant dans une conduite appelée conduite forcée, elle monte en pression à la base. Elle traverse ensuite une turbine, dont la roue transforme cette pression et cette vitesse en rotation. Un alternateur synchrone monté sur l’arbre de la turbine produit un courant alternatif à la fréquence du réseau, et un transformateur élève la tension pour le transport.

La production ne dépend que de deux grandeurs propres au site : le débit et la hauteur de chute, c’est-à-dire la distance verticale que parcourt l’eau.

La puissance varie linéairement avec le débit comme avec la chute. Un site de montagne avec un petit torrent et 600 m de dénivelé peut donc égaler une rivière de plaine au fort débit et à 6 m de chute, même si les deux demandent des turbines complètement différentes. Le calculateur de micro-hydraulique applique cette formule à un petit cours d’eau.

Types de turbines

• Les turbines Francis sont des turbines à réaction : l’eau entre radialement par des directrices réglables et ressort axialement. Elles couvrent la plage la plus large, d’environ 10 m à 700 m de chute, et équipent la plupart des grands barrages, dont les groupes de 700 MW des Trois-Gorges et d’Itaipu. Leur rendement maximal dépasse 94 %.
• Les turbines Kaplan sont des turbines à réaction de type hélice à pales orientables, conçues pour les basses chutes (environ 2 à 40 m) et les forts débits. On les trouve dans les centrales au fil de l’eau des grands fleuves. Les groupes bulbes, une variante de la Kaplan dont l’alternateur est enfermé dans la veine d’eau, traitent les très basses chutes, y compris les usines marémotrices.
• Les turbines Pelton sont des turbines à action. Des jets rapides sortant d’injecteurs frappent des augets en forme de cuillère disposés sur une roue. Elles conviennent aux hautes chutes, d’environ 200 m à plus de 1 800 m, avec des débits modérés, comme dans les aménagements alpins et norvégiens.
• Les turbines Banki (cross-flow) et Turgo occupent des niches de la petite hydraulique, où le faible coût et la robustesse comptent plus que le rendement maximal.

Types et principales variantes

Hydroélectricité de barrage (avec retenue)

Un barrage ferme une rivière pour former une retenue qui stocke l’eau pendant des jours, des saisons, voire des années. Les exploitants la relâchent quand l’électricité vaut le plus cher : la centrale fonctionne comme une immense batterie rechargée par la pluie et la fonte des neiges. Les retenues servent aussi à l’irrigation, à la protection contre les crues et à l’eau potable, des usages qui peuvent entrer en conflit avec la production d’électricité. Les plus grandes centrales sont toutes des aménagements à retenue : les Trois-Gorges en Chine (22,5 GW, environ 100 TWh par an en général), Baihetan (16 GW), Itaipu à la frontière entre le Brésil et le Paraguay (14 GW, qui a établi des records annuels au-delà de 100 TWh), Xiluodu (13,9 GW), Belo Monte au Brésil (11,2 GW) et Guri au Venezuela (environ 10 GW).

Fil de l’eau

Les centrales au fil de l’eau dérivent une partie du débit naturel d’une rivière vers les turbines par un canal ou une galerie, ou se placent derrière un seuil bas avec peu de stockage (souvent quelques heures d’éclusée au plus). La production suit la rivière et culmine avec la fonte des neiges au printemps ou la saison des pluies. L’ennoiement et les déplacements de population posent beaucoup moins de problèmes, mais la continuité piscicole et les débits réservés restent à traiter. De nombreuses grandes centrales fluviales sur le Danube, le Rhin et la Columbia fonctionnent en grande partie au fil de l’eau.

Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP)

Une STEP fait passer l’eau entre un bassin supérieur et un bassin inférieur. Elle pompe vers le haut quand l’électricité est bon marché ou abondante et turbine quand elle manque. Les pompes-turbines réversibles modernes atteignent un rendement aller-retour d’environ 70 à 85 %. La puissance de STEP installée dans le monde avoisine 180 à 190 GW (IHA, 2024) et représente toujours plus de 90 % de l’électricité stockée dans le monde en énergie ; la Chine construit de loin le plus de nouvelles capacités. La plus grande centrale, Fengning dans le Hebei, a atteint 3,6 GW. Les aménagements « en circuit fermé », hors rivière, évitent complètement les cours d’eau, et l’Université nationale australienne a recensé des centaines de milliers de sites possibles de ce type dans le monde. Vous pouvez dimensionner un aménagement avec le calculateur de STEP ou le comparer aux batteries dans stockage par batterie.

Petite, mini et micro-hydraulique

Les définitions varient. La petite hydraulique désigne en général les installations de moins de 10 MW (certains pays retiennent 30 ou 50 MW), la mini-hydraulique moins de 1 MW et la micro-hydraulique moins de 100 kW. La micro-hydraulique alimente des villages isolés au Népal, au Pérou et en Afrique de l’Est, et c’est souvent l’électricité hors réseau la moins chère partout où un cours d’eau régulier offre une chute exploitable.

Rendement et facteur de charge

Aucune autre technologie de production ne convertit l’énergie aussi efficacement. Les grandes centrales bien entretenues atteignent 90 à 95 % de l’eau au réseau, contre 35 à 60 % pour les centrales thermiques et environ 20 à 23 % pour les modules solaires. Le facteur de charge est une autre affaire : il dépend de la quantité d’eau disponible, et du choix de produire pour la pointe plutôt qu’en continu.

La base de données de coûts de l’IRENA situe le facteur de charge moyen pondéré des nouvelles centrales hydrauliques dans le monde autour de 45 à 55 % ces dernières années, avec une forte dispersion. Les centrales de pointe norvégiennes et suisses tournent moins d’heures par conception, tandis que les fleuves équatoriaux au débit régulier tournent davantage. La production varie aussi d’une année à l’autre avec les précipitations. La sécheresse a fait chuter la production hydraulique en Europe en 2022, dans le Sichuan et le Yunnan chinois en 2022–2023 et au Brésil en 2021, un risque climatique croissant pour les systèmes qui reposent sur l’hydraulique.

Coûts

L’hydroélectricité est très capitalistique et chaque site est unique, mais une fois construite, elle produit une électricité bon marché pendant des décennies. Le rapport Renewable Power Generation Costs in 2023 de l’IRENA (2024) donne un LCOE moyen pondéré mondial d’environ 0,057 USD/kWh pour l’hydroélectricité mise en service en 2023. Le coût total d’installation a atteint en moyenne environ 2 800 USD/kW, en hausse par rapport au début de la décennie, les sites devenant plus isolés et plus complexes. Selon les projets, on va de moins de 0,03 USD/kWh pour les grandes centrales en Chine, au Brésil et en Afrique à bien plus de 0,15 USD/kWh pour les petits sites difficiles ou isolés. Le LCOE+ de Lazard ne détaille pas l’hydraulique neuve. L’ATB du NREL classe la nouvelle hydroélectricité américaine sur des tronçons de rivière non aménagés parmi les renouvelables les plus chères, car les meilleurs sites américains ont été équipés il y a des décennies ; moderniser les barrages existants et équiper de turbines des barrages qui ne produisent pas d’électricité revient souvent bien moins cher.

Deux éléments faussent les comparaisons simples de LCOE. D’abord, le génie civil peut durer un siècle : des centrales amorties sur 30 à 40 ans continuent de produire à un coût marginal très faible, et une grande partie du parc européen et nord-américain date d’avant 1980. Ensuite, les dépassements de coûts sont fréquents. Une étude de 245 grands barrages par Ansar et al. (2014) a relevé des dépassements moyens d’environ 96 % en termes réels, avec des retards de 44 % en moyenne. Les STEP se mesurent mieux au LCOS, et elles concurrencent en général les batteries pour des durées de huit heures ou plus.

Foncier, eau et matériaux

Les grandes retenues noient beaucoup de terres. L’emprise par unité d’énergie varie de plusieurs ordres de grandeur : bien moins de 1 m² par MWh/an pour les aménagements alpins de haute chute, des dizaines de mètres carrés pour les retenues de plaine peu profondes comme Balbina, au Brésil, qui a noyé environ 2 400 km² pour 250 MW. Les Trois-Gorges ont englouti environ 630 km² et contraint au déplacement environ 1,3 million de personnes. La Commission mondiale des barrages (2000) estimait que 40 à 80 millions de personnes avaient été déplacées par des barrages dans le monde, souvent sans indemnisation équitable.

L’hydroélectricité ne consomme pas d’eau comme le refroidissement des centrales thermiques, mais les retenues perdent de l’eau par évaporation, ce qui peut représenter de gros volumes par MWh en climat chaud et sec. Les barrages fragmentent les rivières, piègent les sédiments qui reconstitueraient sinon les deltas et les terres agricoles en aval, et modifient la température et l’oxygénation de l’eau. Les matériaux sont surtout du béton, des enrochements et de l’acier. Rapportée à une très longue durée de service, la consommation de matériaux par MWh produit sur la vie de l’ouvrage reste très faible.

Émissions de CO2 sur le cycle de vie

Aucune renouvelable ne présente une fourchette d’émissions aussi large. L’annexe III du GIEC AR5 WGIII (2014) donne une médiane d’environ 24 gCO2e/kWh, avec une fourchette allant d’environ 1 à 2 200 gCO2e/kWh. Les centrales alpines et nordiques de haute chute se situent en bas de l’échelle. Le haut extrême vient de quelques retenues tropicales peu profondes où la biomasse noyée et les apports organiques pourrissent sans oxygène. Elles libèrent du méthane à la surface de la retenue, à travers les turbines et les évacuateurs (« dégazage ») et plus en aval. L’évaluation de la CEE-ONU de 2021 donne environ 6 à 150 gCO2e/kWh pour des centrales représentatives, en écartant les retenues les plus extrêmes.

Le méthane, dont le potentiel de réchauffement global avoisine 80 fois celui du CO2 sur 20 ans, explique les cas élevés. Les émissions des retenues culminent pendant la première décennie après la mise en eau et dépendent du climat, de la profondeur, de la surface par MW et de la charge organique. L’outil G-res de l’IHA et de l’UNESCO sert désormais largement à estimer les émissions nettes d’une retenue avant sa construction. La plupart des centrales hydrauliques tempérées et boréales, et les centrales au fil de l’eau en général, ont des émissions sur le cycle de vie comparables à celles de l’éolien et du nucléaire.

Sûreté et impacts environnementaux

Sûreté des barrages. Rapportée au TWh, l’hydroélectricité tue peu, mais le risque présente une queue de distribution épaisse. En 1975, les pluies extrêmes du typhon Nina ont emporté les barrages de Banqiao et de Shimantan, dans la province du Henan, en Chine, provoquant ensuite la rupture de dizaines de barrages en aval. Les estimations du nombre de morts vont d’environ 26 000 à plus de 170 000 en comptant la famine et les épidémies. Parmi les autres grandes catastrophes : le Vajont, en Italie (1963, environ 2 000 morts, quand un glissement de terrain a projeté une vague par-dessus le barrage) et Machchu-II, en Inde (1979). L’ingénierie moderne des barrages, des évacuateurs dimensionnés pour des crues extrêmes, la surveillance et les plans d’urgence ont rendu les ruptures catastrophiques rares. Le vieillissement des barrages et l’intensification des pluies liée au changement climatique suscitent une inquiétude croissante.

Écologie. Les barrages bloquent les poissons migrateurs comme le saumon, l’esturgeon et l’anguille. Les passes à poissons, les canaux de contournement et les turbines ichtyocompatibles réduisent les dégâts mais les suppriment rarement. Les régimes de débit modifiés touchent les zones humides et les plaines inondables, et les éclusées (variations brutales de débit pour suivre la demande) nuisent à la vie aquatique en aval. Les effacements de barrages en Europe et aux États-Unis, comme sur l’Elwha dans l’État de Washington, montrent à quelle vitesse les populations de poissons peuvent revenir.

Impacts sociaux. Les déplacements de population, la perte de terres agricoles et de sites culturels, et les différends sur les fleuves partagés (le Nil avec le Grand barrage de la Renaissance éthiopienne, le Mékong, l’Indus) rendent la grande hydraulique politiquement sensible. Le Hydropower Sustainability Standard de l’IHA fixe des critères de concertation, d’indemnisation et de débits environnementaux.

Systèmes électriques dominés par l’hydraulique

Plusieurs pays tirent la majeure partie de leur électricité de l’hydraulique. La Norvège en produit près de 90 % et utilise ses immenses retenues pour équilibrer les marchés nordique et continental par des interconnexions. Le Brésil a longtemps produit environ 60 % de son électricité par l’hydraulique, avec Itaipu, Belo Monte et le complexe de Tucuruí. Le Canada en tire environ 60 %, emmené par le Québec, la Colombie-Britannique et le Manitoba, et en exporte de grandes quantités vers les États-Unis. Le Paraguay, l’Éthiopie, le Népal et la République démocratique du Congo dépassent 90 % d’hydraulique. Les centrales sont visibles une à une sur la carte des centrales électriques.

Perspectives

Le Hydropower Special Market Report de l’AIE (2021) qualifiait l’hydraulique de « géant oublié » de l’électricité propre et prévoyait un ralentissement de la croissance hors de Chine, à mesure que les meilleurs sites sont pris et que l’opposition sociale et environnementale se durcit. La plupart des nouvelles capacités conventionnelles se construisent en Chine, en Inde, en Afrique et en Asie du Sud-Est. Les STEP progressent plus vite, portées par le besoin d’équilibrer l’éolien et le solaire ; la Chine à elle seule en a bien plus de 100 GW en construction ou autorisées. D’importants gains à faible impact supplémentaire sont possibles en modernisant et en augmentant la puissance des parcs vieillissants d’Europe et d’Amérique du Nord, en équipant d’alternateurs des barrages existants, en installant du solaire flottant sur les retenues et en exploitant hydraulique et solaire ensemble. Le changement climatique joue dans les deux sens : les débits augmentent dans certains bassins de haute latitude et baissent en Méditerranée, en Afrique australe et dans une partie de l’Amérique du Sud. La page comparaison des technologies met l’hydroélectricité en regard des autres sources, et la page énergies marines traite de sa cousine océanique.