Hydroélectricité en France

Le potentiel brut hydroélectrique techniquement exploitable de la France est estimé par le Conseil mondial de l'énergie à 100 TWh/an, dont 70 TWh/an sont considérés comme économiquement exploitables. À la fin 2022, la France disposait de 25,9 GW en exploitation[1], qui ont produit 63,5 TWh/an en moyenne sur la période 2008-2020[2], soit 90 % du potentiel économiquement exploitable. La petite hydraulique (< 10 MW) totalise 1,85 GW et produit environ 7 TWh/an.

La Programmation pluriannuelle des investissements pour 2009-2020 fixe l'objectif d'accroître la production de 3 TWh/an et la puissance installée de 3 GW par l'installation de petites unités et des augmentations de capacité d'installations existantes[3]. Le projet de Programmation pluriannuelle de l'énergie de 2019 propose des objectifs d’augmentation des capacités installées de 900 à 1 200 MW d'ici 2028, qui devrait permettre une production supplémentaire de 3 à 4 TWh dont environ 60 % par l'optimisation d'aménagements existants[4].

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, dite « étude de convergence », distingue deux catégories de potentiel hydroélectrique[5] :

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

Entrée monumentale de l'Exposition internationale de la houille blanche en 1925

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 1086 (Domesday Book). 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 XIII^e siècle le nombre de moulins est proche de 100 000 en France. En effet 20 000 moulins en Ile-de-France et jusque sur les bords de Loire sont estimés de manière sûre au XIII^e siècle. Du XVI^e siècle au XIX^e 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 XIX^e 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[6].

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[7].

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[8].

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 »[8].

En 1897, le banquier Georges Charpenay soutient la Société des forces Motrices et Usines de l'Arve, de Félix Viallet (industriel), pour la construction d'usines destinées à l'électrolyse, avec rapidement trois cents salariés[9]. Le groupe emploie trois mille personnes, dix fois plus, en 1918[9]. Son associé Aimé Bouchayer fonde en 1918 l’Association des Producteurs des Alpes Françaises (APAF) qui réunira jusqu’à sept cents industriels[9] et son fils Auguste Bouchayer devient dans les années 1920, le meilleur hydraulicien de France grâce à ses travaux sur les nouveautés en conduite forcée. En 1916, les Établissements Bouchayer Viallet ont déjà construit plus de deux cents conduites mais seules quelques-unes dépassant une hauteur de chute de 500 mètres ; Auguste Bouchayer innove en utilisant les centrales thermiques en période creuse pour faire remonter l’eau du bassin aval des centrales hydroélectriques vers la réserve en amont[9]. Grâce à des matériaux plus performants, la conduite forcée monte en puissance de débit. À partir de 1900, le fer rivé est remplacé par l’acier rivé puis, à partir de 1910, la soudure au gaz à l’eau remplace le rivetage jusqu’à ce qu’apparaisse dans les années 1930 la soudure à l’arc électrique, pour utiliser des aciers plus performants[9].

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[8].

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 XIX^e 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[8].

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.

La production hydroélectrique s'est élevée à 49,6 TWh en 2022, soit 11,1 % de la production électrique totale ; elle recule de 20 % du fait des faibles précipitations de l’hiver 2021-2022 et des épisodes de sécheresse au printemps et en été. Cette baisse a surtout affecté les centrales de type lac (35,4 %) et éclusée (-27,8 %) alors que les centrales au fil de l'eau ont vu leur production baisser de 16,3 %. 2022 a été l’année la moins pluvieuse depuis 1959 avec une pluviométrie déficitaire de près de 25 % en moyenne sur l’année[10].

La production hydroélectrique s'est élevée à 62,5 TWh en 2021 (-5 %), soit 12 % de la production électrique totale ; la part renouvelable[n 1] de la production hydroélectrique est de 58,4 TWh, soit 11 % de la production totale[13].

La France s'est classée en 2021 au 3^e rang européen pour sa production hydroélectrique avec 63 TWh, soit 9,7 % du total européen (Europe géographique), derrière la Norvège (144 TWh) et la Suède (71 TWh) et devant la Turquie (55 TWh), l'Italie (47 TWh), l'Autriche (41 TWh) et la Suisse (39 TWh) ; au niveau mondial, elle figurait au 10^e rang avec 1,5 % du total mondial, loin derrière la Chine, n^o 1 avec 1 340 TWh[14].

La production hydroélectrique a atteint 65,1 TWh en 2020 (+8,4 %), soit 13 % de la production électrique totale ; sa part renouvelable est de 60,8 TWh, soit 12,1 % de la production totale. Elle progresse de 9,1 % par rapport à 2019[15].

La production hydroélectrique varie fortement d'une année à l'autre en fonction des précipitations : sur la période 2008-2020, le maximum annuel a été de 75,5 TWh en 2013 et le minimum de 50,3 TWh en 2011[2].

En 2019, la production hydroélectrique s'est élevée à 60 TWh, soit 11,2 % de la production électrique totale ; la part renouvelable de cette production est de 55,5 TWh. Elle recule de 12,1 % par rapport à 2018[16], année favorisée par d'importantes précipitations ; la production hydroélectrique varie fortement selon les conditions climatiques : 75,5 TWh en 2013, 50,3 TWh en 2011[17].

La part de l'hydroélectricité dans la production électrique en 2019 était de 10,8 % en France, moins qu'en Chine (17,4 %), en Russie (17,5 %) et surtout en Norvège (93,4 %), au Brésil (63,5 %) et au Canada (58,8 %), mais plus qu'aux États-Unis (7,1 %)[18].

En 2018, la France s'est classée au 2^e rang européen avec 63,1 TWh, soit plus de 10 % du total européen, derrière la Norvège (139,5 TWh) et devant la Suède (60,94 TWh) ; au niveau mondial, elle figurait au 10^e rang avec 1,5 % du total mondial, loin derrière la Chine, n^o 1 avec 1 232,9 TWh[19].

Le taux de couverture de la consommation par la production hydraulique atteignait 13,7 % en France sur la période juillet 2017-juin 2018 ; ce taux était en moyenne de 17,6 % en Europe (zone ENTSO-E), contre 15,7 % sur les 12 mois précédents ; il atteignait 104 % en Norvège, 72,9 % en Islande, 62,2 % en Suisse, 59,7 % en Autriche, 48,3 % en Suède[20].

Sur la période juillet 2016-juin 2017, il est tombé à 11,49 % en France ; il était supérieur à 40 % dans cinq pays européens : Norvège (105,13 %), Islande, Suisse, Autriche et Lettonie ; en moyenne, il atteignait 15,7 % contre 17,7 % l'année précédente, à cause d'un déficit pluviométrique dans le sud de l’Europe : l'Italie a chuté de 18 % à 12,76 % et l'Espagne de 15 % à 9,44 %[21].

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[11].

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 %[26]. La baisse tendancielle de la production hydraulique normalisée[n 2] se confirme d’année en année : elle est en repli de 4 TWh depuis 2005, année de référence[27].

La puissance installée des centrales hydroélectriques françaises était au 31/12/2020 de 25 732 MW, soit 18,9 % de la puissance de l’ensemble des centrales électriques de France ; la capacité du parc hydraulique a progressé de 28,2 MW en 2020, avec la mise en service de la centrale hydroélectrique de Romanche Gavet (97 MW)[15].

Le parc hydraulique français comprenait 25 494 MW de centrales fin 2021, dont 5 837 MW de centrales de pompage-turbinage ; il se classait au 3^e rang en Europe avec 10,0 % du total européen, derrière la Norvège (33 391 MW) et la Turquie (31 497 MW), et au 10^e rang mondial avec 1,9 % du total mondial, loin derrière la Chine, n^o 1 avec 391 000 MW[14].

La centrale hydroélectrique de Romanche Gavet a été mise en service en octobre 2020, avec une première turbine mise en service en 2019, remplaçant cinq anciennes centrales le long de la Romanche. En 2019, une nouvelle turbine Pelton de 240 MW a été inaugurée dans la centrale de pompage-turbinage de La Coche, remplaçant d'anciennes unités et augmentant la puissance du site de 20 %[28].

Un appel d'offres a sélectionné 37 MW de projets de petite hydraulique en 2018. En mars 2018, EDF a dévoilé un plan de stockage d'énergie prévoyant 10 GW de stockages supplémentaires d'ici 2035, dont 2 GW de pompage-turbinage[19].

Fin 2018, avec 25 519 MW, la France se classait au 2^e rang en Europe avec 12 % du total européen, derrière la Norvège (32 256 MW), et au 10^e rang mondial avec 2,0 % du total mondial[19].

La France a déjà exploité 95 % de son potentiel hydroélectrique, mais travaille à augmenter la capacité d'ouvrages existants et développer de petits projets ; ainsi, EDF a commencé en 2016 l'installation d'un nouveau générateur à la centrale de pompage-turbinage de La Coche en Savoie, afin d'augmenter la puissance de la centrale de 20 % ; un projet en cours à la centrale de La Bathie ajoutera 50 MW, et l'inauguration de la Centrale hydroélectrique de Romanche Gavet en 2020 a ajouté 92 MW[29].

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[30]. Sur les 25 545 MW installés au 30 juin 2019, 23 644 MW sont raccordés au réseau de transport, 1 569 MW au réseau de distribution d'Enedis, 93 MW aux réseaux des ELD, 223 MW au réseau d'EDF-SEI en Corse[31].

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)[32], 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[33] : 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.

La puissance des projets hydrauliques en développement s’élève à 912 MW au 30/06/2019, dont 811 MW sur le réseau de RTE, 97 MW sur celui d'Enedis et 3,4 MW sur le réseau de Corse. La seconde session de l’appel d’offres petite hydraulique a retenu 13 projets totalisant une puissance de 36,6 MW avec un prix moyen de 87,1 €/MWh[31].

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[22]. La puissance installée du parc raccordé au réseau de transport se répartit en 40 % pour les centrales de lac, 16 % pour les centrales d'éclusée, 26 % pour celles au fil de l'eau et 18 % pour les STEP[31].

Centrales de lac

Panorama du lac de Serre Ponçon pris depuis Savines-le-lac.

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[35].

EDF distingue deux sous-catégories[36] :

• les « centrales à éclusées » (ou de moyenne chute), situées principalement en moyenne montagne et dans les régions de bas relief, avec un débit moyen et un dénivelé de 30 à 300 mètres, qui disposent d'un réservoir amont de taille moyenne (entre 2 heures et 400 heures de production)[37] 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 de lac » ou de haute chute, situées en haute montagne, avec un débit faible et un dénivelé très fort (plus de 300 mètres, 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 Mm³, deuxième lac artificiel d'Europe par sa capacité[38].

Centrales de pompage-turbinage

Barrage de Grand'Maison, entre les massifs de Belledonne et des Grandes Rousses dans le département de l'Isère.

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[n 4] - [39].

Le stockage hydraulique retrouve de l'intérêt pour gérer l'intermittence de la production solaire et éolienne ; la première Programmation pluriannuelle de l'énergie issue de la loi de transition énergétique considère que « l'hydroélectricité pourrait contribuer de manière décisive à répondre au besoin de flexibilité du système électrique à l'horizon 2030, notamment grâce aux STEP ». L'État a déposé à Bruxelles une demande de prolongation de la concession d'EDF sur la Truyère, qui permettrait à EDF construire une STEP de près d'un gigawatt, pour des investissements évalués à près de 1 milliard d'euros. Cependant les professionnels pensent que les STEP n'ont pas vraiment d'intérêt, tant que les prix de marché sont bas ou que RTE ne rémunère pas suffisamment les services au réseau[40].

Les centrales de pompage-turbinage françaises totalisent fin 2021, selon l'International Hydropower Association (IHA), une puissance installée de 5 837 MW, au 4^e rang européen avec 10,6 % du total européen, derrière l'Italie (7 685 MW), l'Allemagne (6 199 MW) et l'Espagne (6 117 MW), mais loin derrière la Chine (36 000 MW), le Japon (27 470 MW) et les États-Unis : 21 912 MW[14].

Fin 2018, l'IHA comptabilisait 6 985 MW de pompage-turbinage, au 2^e rang européen avec 13 % du total européen, derrière l'Italie (7 555 MW) et devant l'Allemagne (6 806 MW)[19].

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[34].

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 (m)
Grand'Maison[41]	1 800	Isère	1988	36	14,3	925
Montézic[42]	910	Aveyron	1983	23	30	423
Superbissorte[43] - [44]	750	Savoie	1986		40	1 150
Revin[45] - [46]	800	Ardennes	1976	4,7	6,9	250
Le Cheylas[47]	480	Isère	1979		5	261
La Coche[48] - [49] - [50]	384	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[51].

EDF installe une turbine Pelton de 240 MW à la centrale de La Coche, qui viendra s'ajouter aux quatre turbines existantes totalisant 320 MW et accroîtra la production de 20 % à partir de la mise en service prévue en 2019[52].

En mars 2018, EDF a dévoilé un plan de stockage d'énergie prévoyant 10 GW de stockages supplémentaires d'ici 2035, dont 2 GW de pompage-turbinage[19].

En mars 2023, la Direction générale de l'Énergie et du Climat lance une consultation des acteurs du secteur sur les modalités de soutien public à mettre en œuvre pour relancer les investissements dans le pompage-turbinage : un système d'aide à l'investissement ou un régime de complément de rémunération. Le gouvernement avait fixé comme objectif d'engager d'ici à 2023 le développement de 1,5 GW de nouvelles capacités pour une entrée en service entre 2030 et 2035, mais les investissements tardent à se matérialiser à cause d'une part du contentieux qui oppose la France à la Commission européenne sur la remise en concurrence de plusieurs concessions échues, d'autre part à un problème de modèle économique. Dans un référé publié au début de 2023, la Cour des comptes pointe la nécessité de considérer ces ouvrages non pas comme des centrales hydroélectriques ordinaires, mais comme des « équipements destinés à contribuer à la flexibilité du réseau », afin de leur octroyer un mode de rémunération particulier et créer un cadre incitatif aux investissements privés[53].

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

Profil du Rhône avec ses différents aménagements

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 hydroélectriques 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 hydroélectriques 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 ».

• Aménagement du Rhône
• 
  Barrage de Génissiat en 2009.
• 
  Centrale hydroélectrique de Brégnier-Cordon en 2009.
• 
  Barrage de Donzère-Mondragon en 2010.

Principales centrales de la Compagnie nationale du Rhône, d'amont en aval[55] - [56] - [57]

Nom	Puissance (MW)	Prod.moyenne (GWh/an)	Département	Mise en service	Hauteur de chute (m)
Génissiat	420	1 786	Ain	1948	64,5
Seyssel	45	165	Haute-Savoie	1951	7,5
Anglefort	90	487	Ain	1980	17
Brens-Virignin	90	453	Ain	1982	18
Brégnier-Cordon	70	324	Ain	1983	13,7
Porcieu-Amblagnieu	45	249	Isère	1986	7,5
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	1 082	Drôme	1968	11,7
Beauchastel[58]	198	1 211	Ardèche	1963	11,8
Logis-Neuf	215	1 177	Drôme	1960	11,7
Châteauneuf-du-Rhône	295	1 575	Drôme	1957	16,5
Donzère-Mondragon (Bollène)	348	2 032	Vaucluse	1952	22,5
Caderousse	156	843	Vaucluse	1975	8,6
Sauveterre	52	257	Gard	1973	9,5
Avignon	126	543	Vaucluse	1973	9,5
Beaucaire	210	1 269	Gard	1970	11,3

Alpes-Maritimes

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 1 000 GWh/an[74].

La vallée de la Roya comprend quatre barrages et cinq centrales, dont celle de St-Dalmas de Tende (46 MW ; 123 GWh/an ; hauteur de chute : 720 m), mise en service en 1914[75].

La vallée de la Tinée comprend trois centrales totalisant 106 MW et 541 GWh/an : Valabres, Bancairon (50 MW ; 250 GWh/an ; hauteur de chute : 315 m) et Courbaisse[76].

La vallée de la Vésubie comprend cinq barrages et quatre centrales, dont celle de St-Martin-Vésubie (52 MW ; 170 GWh/an ; hauteur de chute : 730 m), alimentée par le barrage du Boréon[77].

Pyrénées

Barrage de Cap-de-Long en 2010.

Lac d'Orédon, dans les Pyrénées, en aval du lac de Cap-de-Long.

Dans les Pyrénées, des aménagements très complexes ont été réalisés[86] :

Aménagement EDF de Pragnères 185 MW

337 GWh/an[87], 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'Ardiden. La centrale hydroélectrique de Pragnères, mise en service en 1953 à Gèdre (Hautes-Pyrénées), dispose d'un réservoir principal (Cap-de-Long, à 2 160 m d'altitude), trois réservoirs annexes (Aumar, Aubert, Escoubous) et un réservoir « journalier » : Ossoue. La capacité de stockage totale des barrages est de 78 Mm³ et le réseau de collecte d'eau comprend 40 km de galeries[88]. 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 autre 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)[89].

Aménagement de la Neste d'Aure

Il utilise également 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[90].

Aménagement de la Pique (Luchon)

Il comprend quatre 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[91].

Aménagement de l'Ariège

Il comprend six barrages et neuf 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)[92].

Lac d'Artouste en 2006.

Aménagement d'Arrens et Ossau

Il comprend cinq 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)[93].

Aménagement de l'Aude

Il comprend quatre barrages, dont celui de Matemale et celui de Puyvalador, et neuf centrales, dont celle d'Escouloubre (44 MW, 89 GWh/an) et celle de Nentilla (54 MW, 137 GWh/an)[94].

Le Groupe d’Exploitation Hydraulique Garonne d'EDF exploite 11 barrages d'une capacité totale de 50 millions de m³ et 37 centrales produisant en moyenne 1 800 GWh/an[95].

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[96].

Autres régions

Barrage de Vouglans en 1997.

Ain

Six barrages d'une puissance totale de 425 MW produisant en moyenne 750 GWh/an[97], 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)[98].

Corse

Quatre vallées sont équipées par EDF[99] : l'aménagement hydroélectrique du Golo (57 MW) : centrales de Castirla, Corscia et Sovenzia, alimenté par le barrage de Calacuccia ; l'aménagement hydroélectrique du Prunelli (39 MW) : centrales de Tolla, Ocana et Pont de la Vanna ; l'aménagement hydroélectrique de Sampolo (43 MW) : centrale de Trevadine ; le barrage du Rizzanese (55 MW), construit par EDF de 2008 à 2013, produit en moyenne 80 GWh/an[100]. D'autres producteurs ont 26 MW de puissance hydraulique.

• Barrages en Corse
• 
  Barrage de Calacuccia en 2010.
• 
  Lac de Calacuccia en 2008.
• 
  Barrage de Tolla en 2008.

Guyane

Le Barrage de Petit-Saut (116 MW), sur le fleuve Sinnamary, a été mis en service en 1994 ; son productible est de 560 GWh/an[101].

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)[102].

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 juillet 2008, en application d'une procédure en manquement émanant de la Commission européenne, le gouvernement a décidé[103] de mettre en concurrence l'attribution des concessions hydroélectriques à leurs échéances[104]. Pour cela, il a regroupé les 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 et les barrages du Drac). Au 31 décembre 2014, la concession de Bissorte Super Bissorte (883 MW) sera renouvelée dans la vallée de l'Arc[105].

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[106].

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 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[30].

Le décret relatif aux concessions d’énergie hydraulique et approuvant le modèle de cahier des charges est paru au Journal Officiel le 30 avril 2016 ; il précise les conditions du regroupement des concessions lorsque des aménagements sont hydrauliquement liés et doivent être exploités de manière coordonnée. Il établit également la procédure de création de sociétés d’économie mixte (SEM) hydroélectriques lors du renouvellement de concessions[22].

Alors que la Commission européenne a mis en demeure la France, en 2015 puis en 2019, de mettre en concurrence les concessions arrivant à échéance, le gouvernement maintient le statu quo, les barrages servant aussi à gérer la ressource en eau. EDF produit plus de 80 % de l'hydroélectricité française, contre 3 % pour la Shem et 14 % pour la Compagnie nationale du Rhône, détenue à 49,97 % par Engie au côté de la Caisse des dépôts et des collectivités. Dans les discussions en cours en 2020 avec Bruxelles, le gouvernement envisagerait une réorganisation d'EDF en trois entités dans le projet Hercule, dont un ensemble « azur » pour les concessions hydroélectriques qui seraient placées dans une quasi-régie non soumise à la concurrence européenne. La Société hydroélectrique du Midi (Shem), filiale d'Engie basée à Toulouse, qui exploite 56 centrales dans les Pyrénées, sur le Lot et la Dordogne, se plaint d'être tenue à l'écart des discussions entre l'État et l'Europe sur l'avenir des concessions hydroélectriques ; le projet de quasi-régie serait décidé à la fin de 2020 et mis en œuvre fin 2022. Le cas de la Compagnie nationale du Rhône, dont la concession se termine en 2023, « serait considéré séparément » car elle gère aussi la navigation sur le Rhône et l'irrigation ; par conséquent, seule la SHEM resterait concernée par la mise en concurrence. Or elle a trois concessions arrivées à échéance dans les vallées d'Ossau, du Louron et de la Têt dans les Pyrénées, qui représentent 40 % de sa puissance installée de 780 MW[107].

En décembre 2022, la Cour des comptes appelle le gouvernement, dans un référé rendu public en février 2023, à « sortir rapidement » du contentieux avec Bruxelles « afin d'éviter que la gestion d'ensemble du parc hydroélectrique ne se dégrade et qu'il ne puisse jouer pleinement son rôle dans la transition énergétique ». Elle recommande de ne plus considérer les STEP comme des centrales électriques ordinaires, mais comme des « équipements destinés à contribuer à la flexibilité du réseau », pour leur conférer un statut concurrentiel et un mode de rémunération particulier. Elle alerte également sur les risques que comporterait la mise en place d'une quasi-régie pour exploiter les barrages d'EDF et éviter leur mise en concurrence[108].

En mai 2023, pour sortir du contentieux entre la France et la Commission européenne, qui bloque la modernisation des ouvrages existants, susceptible de dégager près de 3 GW de capacités supplémentaires, soit une augmentation de 10 % du parc installé, la nouvelle direction d'EDF plaide pour une approche radicalement nouvelle : passer d'un régime de concessions à un régime d'autorisations d'exploitation, permettant à EDF de devenir propriétaire des actifs hydroélectriques en lieu et place de l'État[109].

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[110] sur avis de la Commission de régulation de l'énergie[111].

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[112].

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^o 2015-992[30] 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[113].

La loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte prévoit des appels d'offres périodiques pour développer la petite hydraulique. Le premier appel d'offres, lancé en avril 2016, comportait trois lots pour une puissance totale de 55 MW[22].

Les résultats des appels d'offres déclinent d'année en année : 19 lauréats en 2016, 14 en 2017, 13 en 2018 et seulement 8 sur la dernière tranche d'appel d'offres. Selon Anne Penalba, vice-présidente du syndicat « France Hydro Électricité », la cause de cette désaffection est le durcissement des conditions d'attribution de nouveaux projets. Obtenir une autorisation d'exploitation peut réclamer jusqu'à sept ans d'instruction et des mesures compensatoires jugées « disproportionnées » par les professionnels du secteur. Selon France Nature Environnement, « le développement de cette source d'énergie aurait des impacts rédhibitoires sur la biodiversité aquatique et sa résilience face aux effets du changement climatique »[114].