Énergie hydroélectrique

 

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.

 

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 eu recours du fait de l'abondance des torrents descendant jusque dans les vallées. Au XIX^e 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 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.

 

 

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

• les centrales dites gravitaires, ainsi nommées car les apports d'eau dans leur réservoir ou leur prise d'eau sont essentiellement issus de cours d'eau par gravitation, telles que les centrales au fil de l'eau ou les centrales hydroélectriques de lac ;
• 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 », dans lesquelles des turbines réversibles pompent 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, 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 sont celles mettant à profit l'énergie potentielle liée à la dénivellation entre le réservoir et la centrale. On peut classer les centrales 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.

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^{[n 1]} très peu coûteuse. Elles sont typiques des aménagements réalisés sur les fleuves importants tel que 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 rétention de l'eau un certain stockage d'énergie (énergie potentielle de chute), permettant de lisser, au moins partiellement, la production d'électricité.

Il est également possible de classer les centrales en fonction des caractéristiques de remplissage de leur réservoir qui conditionne 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^[1]. Il est évident que la vitesse de remplissage a un impact direct sur la flexibilité d'utilisation.

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 (supérieures à 200 m)
• les moyennes chutes (entre 50 et 200 m)
• les basses chutes (inférieures à 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.

La production d'une centrale hydroélectrique est tributaire des apports des cours d'eau qui l'alimentent, fluctuant selon les saisons et d'une année à l'autre en fonction des précipitations. Ainsi, la production hydroélectrique du Brésil a reculé de 16 % entre 2011 et 2015 du fait d'une série d'années de sécheresse, malgré la mise en service de plusieurs nouveaux barrages ; en 2021, elle a connu une nouvelle chute de 8,5 %, suivie en 2022 d'une hausse de 17,7 %^[2]. En Espagne, des variations encore plus extrêmes sont observées : +67 % en 2003, +56,1 % en 2010, -27,7 % en 2011, -26,6 % en 2012, +69,9 % en 2013 ; -47,1 % en 2017, +74,7 % en 2018, -27 % en 2019 et +26,5 % en 2020, -32,7 % en 2022 et +40,6 % en 2023^[3].

Les réservoirs des centrales de lac constituent un moyen de stockage qui peut contribuer à la compensation du caractère saisonnier des précipitations ainsi que de la demande. Ils n'ont que rarement un volume suffisant pour compenser les variations interannuelles.

 

Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), en plus de leur production d'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 inférieure à la production, 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 la puissance disponible sur le réseau 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 %.

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, etc.). 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, etc.), des productions « fatales » en quantité importante, qui seraient sinon perdues (énergie éolienne) ou des productions d'énergie en base faiblement modulables (charbon, hydraulique de fil de l'eau).

 

Une usine marémotrice est une centrale hydroélectrique qui utilise l'énergie des marées pour produire de l'électricité. L'usine marémotrice de la Rance mise en service en 1966, pour pallier la faible production d'électricité en Bretagne, en est un exemple.

Le Japon s’est intéressé le premier aux ressources de la houle à partir de 1945, suivi par la Norvège et le Royaume-Uni^{[réf. souhaitée]}.

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 transmise 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 par la queue de l'ouragan Felix en 2007. Ses créateurs ne se découragent pas, et une nouvelle machine, moins chère et plus performante, est actuellement mise au point^[Quand ?]. 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.

Un projet de la société britannique Marine Current Turbines (en) a prévu de mettre en œuvre des hydroliennes qui utilisent les courants marins de manière similaire à une hélice de bateau pour produire de l'électricité.

L'installation de centrales solaires photovoltaïques flottantes sur les plans d'eau des barrages hydroélectriques se développe rapidement : leur puissance installée est passée de 70 MWc en 2015 à 1 300 MWc en 2020. Leur potentiel mondial est estimé entre 3 et 7,6 TWc sur les 400 000 km² des réservoirs artificiels. Les panneaux solaires flottants réduisent l'évaporation de l'eau des réservoirs ; des réductions allant jusqu'à 60 % ont été observées ; le productible des barrages est donc significativement amélioré. Les centrales solaires flottantes bénéficient des connexions au réseau déjà installées pour la centrale hydroélectrique et cette dernière peut compenser l'intermittence de la production solaire, la nuit ou par temps couvert. La région Asie-Pacifique compte 1 342 MWc en fonctionnement ou en construction fin 2022, suivie par l'Afrique (600 MWc), l'Amérique latine (382 MWc) et l'Europe (26 MWc)^{[o 1]}. Le Brésil a 350 MWc de centrales solaires flottantes en fonctionnement, l'Ouganda 600 MWc, l'Inde 600 MWc ; 145 MWc sont en construction en Indonésie ; le Laos a 240 MWc en projet et le Pakistan 150 MWc^{[o 2]}.

 

 

L'eau, qui est la source de l’énergie hydroélectrique, est stockable : la production d’électricité peut donc, dans le cas des aménagements hydroélectriques dotés d'un réservoir (et non dans le cas de l'hydroélectricité au fil de l'eau), être stockée pendant les heures creuses pour être utilisée en pointe, c’est-à-dire quand la demande est la plus forte sur le réseau public de distribution électrique ; elle peut aussi être stockée pendant les week-ends pour être turbinée en semaine, ou encore stockée au printemps pendant la fonte des neiges pour être turbinée en hiver. 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 part de l'hydroélectricité dans la production électrique mondiale en 2023 est estimée par l'Energy Institute à 14,2 % et sa part dans la production d'électricité renouvelable à 47,2 %. Sa production a baissé de 1,9 % en 2023, mais augmenté de 11,9 % depuis 2013^[5].

La puissance hydroélectrique installée dans le monde atteignait 1 416 GW fin 2023, dont 1 237 GW d'hydroélectricité conventionnelle, en progression de 7,2 GW (+0,6 %), et 179 GW de pompage-turbinage, en progression de 6,5 GW (+3,8 %), et la production hydroélectrique était estimée à 4 185 TWh, en baisse de 223 TWh (-5,1 %) par rapport à 2022 du fait des sécheresses qui ont affecté plusieurs pays. Les ajouts de nouvelles capacités conventionnelles ont été les plus faibles du siècle. L'Afrique a installé 2 GW, soit plus du quart du total^{[h 1]}. La région Asie orientale-Pacifique a représenté plus de 60 % des ajouts : 8,5 GW, dont 6,7 GW en Chine, pour l'essentiel du pompage-turbinage : 6,2 GW^{[h 2]}. Cette région domine le classement par puissance installée avec 562 GW, soit 32,1 % du total mondial, devant l'Europe (259 GW, 18,3 %), l'Amérique du Nord et Centrale (206 GW, 14,5 %), l'Amérique du Sud (181 GW, 12,8 %), l'Asie du Sud et Centrale (166 GW, 11,7 %) et l'Afrique (42 GW, 3 %). La production hydroélectrique se répartit entre l'Asie orientale-Pacifique (1 503 TWh, 35,9 %), l'Amérique du Sud (728 TWh, 17,4 %), l'Amérique du Nord et Centrale (645 TWh, 15,4 %), l'Europe (637 TWh, 15,2 %), l'Asie du Sud et Centrale (514 TWh, 12,3 %) et l'Afrique (158 TWh, 3,8 %)^{[h 3]}.

La puissance installée des centrales de pompage-turbinage atteint 179,13 GW, dont 50,94 GW en Chine (28,4 %), 27,47 GW au Japon (15,3 %) et 22,17 GW aux États-Unis (12,4 %) ; ces trois pays rassemblent 56,1 % du total mondial. La part de l'Europe (54,17 GW) est de 30,2 %^{[h 4]}.

Les projets en cours sont estimés à 600 GW, dont 197 GW dans la région Asie orientale-Pacifique, 131 GW en Asie du Sud et Centrale, 101 GW en Afrique, 98 GW en Amérique du Sud, 58 GW en Amérique du Nord et Centrale et 15 GW en Europe^{[h 5]}. Les 100 plus grands projets (hors projet du barrage Grand Inga) totalisent 280 GW, dont 98,4 GW dans la région Asie de l'est-Pacifique. Les projets en cours de construction, soit 66 GW, dont 15 GW de pompage-turbinage, devraient entrer en service dans les cinq prochaines années^{[h 6]}.

Puissance installée et production d'hydroélectricité en 2023

Région	Puissance totale fin 2023 (GW)	dont pompage-turbinage GW	Ajouts 2023[h 3],[h 7] GW	Production 2023 (TWh)	Part prod.mond. 2023	Part élec.pays 2023
Afrique	42,22	3,38	1,87	175	4,2 %	17,9 %
Asie méridionale et centrale	165,58	7,71	1,34	514	12,2 %
Asie orientale et Pacifique	562,28	90,53	8,59	1 503	35,8 %	11,7 %[n 2]
Europe	258,84	54,17	0,72	637	15,2 %	16,8 %
Amérique du Nord et centrale	206,33	22,35	0,21	645	15,3 %	11,3 %[n 3]
Amérique du Sud	181,14	0,99	1,20	728	17,3 %	51,2 %[n 4]
Monde	1 416,40	179,13	13,7	4 202	100 %	14,2 %
Principaux pays producteurs
Chine	421,54	50,94	6,75	1 226	28,9 %	13,0 %
Brésil	109,90	0,02	0,12	428,7	10,1 %	60,4 %
Canada	83,31	0,18	-	364,2	8,6 %	57,5 %
États-Unis	102,12	22,17	0,16	236,3	5,6 %	5,3 %
Russie	55,82	1,38	-	200,9	4,7 %	17,1 %
Inde	51,90	4,75	0,11	149,2	3,5 %	7,6 %
Norvège	33,90	1,44	0,09	136,1	3,2 %	87,9 %
Viêt Nam	22,88	-	0,33	80,9	1,9 %	29,3 %
Japon	49,65	27,47	0,01	74,5	1,8 %	7,4 %
Suède	16,39	0,09	-	66,0	1,5 %	39,6 %
Venezuela	17,04	-	-	65,6	1,5 %	76,5 %
Turquie	32,53	-	0,40	63,9	1,5 %	19,5 %
Colombie	13,21	-	0,64	59,8	1,4 %	63,7 %
France	25,53	5,05	0,001	55,5	1,3 %	10,7 %
Paraguay	8,81	-	-	48	1,1 %	nd
Autriche	11,82	3,48	0,12	38,9	0,9 %	53,6 %
Italie	22,15	7,16	0,003	38,9	0,9 %	14,7 %
Pakistan	10,65	-	-	37,4	0,9 %	27,4 %
Suisse	17,53	4,05	-	37,0	0,9 %	50,3 %
Laos	9,76	-	0,55	33	0,8 %	73,0 %[6]
Malaisie	6,37	-	-	31,5	0,7 %	16,8 %
Argentine	11,36	0,97	-	29,9	0,7 %	20,4 %
Pérou	5,51	-	-	29,1	0,7 %	46,9 %
Nouvelle-Zélande	5,38	-	0,04	26,5	0,6 %	59,4 %
Espagne	20,42	5,65	-	25,5	0,6 %	9,0 %
Équateur	5,19	-	-	25,3	0,6 %	71,5 %
Indonésie	6,78	-	0,18	24,8	0,6 %	7,1 %
Chili	7,52	-	0,23	24,0	0,6 %	27,2 %
Iran	12,72	1,04	0,18	22,7	0,5 %	5,9 %
Mexique	12,61	-	-	20,4	0,5 %	5,7 %
Source des données : International Hydropower Association[h 4] pour les puissances et la production par région, Energy Institute[5] pour la production par pays.

2022 est la première année depuis 2016 où les additions dépassent 34 GW. 70 % de ces ajouts ont été réalisés en Chine : 24 GW ; les autres pays ayant installé de nouvelles capacités sont le Laos (plus d'1 GW), le Pakistan (720 MW), l'Inde (180 MW)^{[o 3]}, le Canada (plus d'1 GW), la Colombie (618 MW), le Chili (477 MW), l'Afrique (près de 2 GW), l'Europe (près de 3 GW)^{[o 4]}. Les centrales de pompage-turbinage totalisent 175 GW de puissance installée, en progression de 6 %, et les nouvelles installations en 2022 ont atteint 10,5 GW (4,7 GW en 2021)^{[o 5]}, dont 8 GW en Chine^{[o 3]}.

En 2019, les ajouts de nouvelles capacités ont atteint 15,6 GW, contre 21,8 GW en 2018. Les pays ayant installé les plus importantes capacités sont le Brésil : 4,92 GW, la Chine : 4,17 GW et le Laos : 1,89 GW^[7].

Selon The World Factbook, l'hydraulique représentait 17 % de la puissance installée électrique mondiale en 2020^[8].

La part de l'énergie hydroélectrique dans la production est moindre que sa part dans la puissance installée : 14,2 % de la production électrique mondiale en 2023^[5] (contre 18,4 % en 1990)^[9], mais elle joue un rôle particulièrement important pour assurer l’équilibre instantané entre la production et 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 en quantité importante.

Malgré des coûts de mise en œuvre généralement élevés, les coûts de maintenance sont raisonnables, les installations sont prévues pour durer longtemps, il n'y a pas de coût de combustible et l'énergie de l'eau est renouvelable si elle est bien gérée. Le coût du kWh varie dans des proportions considérables selon les caractéristiques de l'aménagement réalisé ; celui des barrages géants sur les grands fleuves peut être extrêmement bas, attirant les industries électro-intensives telles que l'aluminium ; mais des centrales à coûts élevés peuvent être très rentables du fait de leur souplesse de fonctionnement et de leur capacité de régularisation de la production globale.

L'hydroélectricité est considérée comme une énergie renouvelable, à la différence du pétrole ou du gaz naturel.

Certaines recherches 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). 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…

Depuis la création du barrage des Trois Gorges sur le fleuve Yangzi en Chine en 2014, ce pays est leader en matière de production d'hydroélectricité, en Asie, mais aussi en Afrique^[10] et en Amérique du Sud^[11]. Les enjeux économiques de telles constructions, ainsi que la lutte contre le réchauffement climatique, se trouvent l’emporter sur les autres enjeux écologiques.

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 (entraînant des déplacements de population) ainsi que la perturbation du déplacement de la faune (pas seulement aquatique) et, globalement, de tout l'écosystème environnant.

Quelques exemples notables d'impact environnemental majeur sont :

• 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 service. Deux semaines ont suffi pour que les retenues d'eau artificielles du barrage submergent la région des chutes. Le Gouvernement fédéral du Brésil a ensuite fait dynamiter les monts qui restaient hors de l'eau, détruisant ainsi l'une des principales merveille naturelles du monde ;
• le déplacement de populations pour construire le plus grand barrage de Chine aux Trois Gorges constitue un cas de migrations forcées de grande ampleur^[12] ;
• le projet de barrage de Belo Monte est très vivement critiqué par des Amérindiens dont le chef Raoni et par des écologistes car le barrage provoquera la déforestation de 500 km² de forêt amazonienne^[13]. Malgré les critiques, le barrage est opérationnel^[14] ;
• en Indonésie, le projet hydroénergie de Batang Toru est contesté en raison de la menace qu'il constitue pour la seule population existante d'orangs-outans de Tapanuli, classée en danger critique d'extinction^[15] ;
• selon la Commission internationale des grands barrages, au XX^e siècle de 40 à 80 millions de personnes ont été déplacées par la construction des réservoirs. Ce nombre continue à croître car depuis 2000 l’énergie hydroélectrique a connu la plus grande expansion de son histoire^[16] (alors que 300 millions de réfugiés climatiques pourraient aussi être déplacés par la montée de la mer dans les décennies à venir selon une prospective mise à jour en 2019^[17]) ; situation qui, selon un article d'American Scientist, empirera si l'on compte trop sur l'hydraulique pour remplacer les énergies fossiles et pour atteindre l'objectif de ne pas dépasser 1,5 °C en 2100, ce qui impliquerait de fragmenter et dégrader la plupart des rivières libres de la planète^[16]. La plupart des projections du GIEC prévoient que l'hydroélectricité pourrait atteindre de 1 700 à 2 400 gigawatts d'ici 2050 (doublement en 30 ans), ce qui impliquerait d'artificialiser 190 000 kilomètres supplémentaires de cours d'eau (des barrages sont prévus sur tous les grands cours d'eau tropicaux encore libres (Irrawaddy, Salween, Congo et ses principaux affluents et grands affluents de l'Amazone notamment)^[16]. La baisse de coût du solaire permettrait de produire plus d'électricité sur une moindre surface^{[réf. nécessaire]}, mais de manière intermittente.

Outre les conséquences dues aux retenues d'eau comme l'affaissement des deltas^[18], les séismes^[19], des catastrophes peuvent être dues à la construction des ouvrages eux-mêmes. Ainsi, l'effondrement en 2018 d'un barrage sur la rivière Pian, affluent du Mékong, construit, comme de nombreux barrages au Laos, sans réelle étude d'impact, laisse 6 600 personnes sans abri et fait plus d'une centaine de victimes^[20]. La catastrophe a eu des répercussions sur les eaux du Mékong, qui a englouti 17 villages au Cambodge^[21].

L'effondrement du barrage de Banqiao en août 1975 a causé un nombre de morts estimé entre 26 000 et 240 000, ce qui en fait la plus grave catastrophe technologique de l'histoire.^{[réf. souhaitée]}

• (en) 2024 World Hydropower Outlook, Association internationale de l'hydroélectricité (IHA), 12 juin 2024.

• (en) 2023 World Hydropower Outlook, Association internationale de l'hydroélectricité (IHA), juin 2023.

Autres références

Listes

• Liste des barrages hydroélectriques les plus puissants
• Liste d'anciennes centrales hydroélectriques

• Pierre Crausse et 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, Mini-centrales hydroélectriques, Éditions Eyrolles, 2011 (ISBN 978-2-2121-2840-6), 110 pages
• Mathieu Ruillet, Contribution de la petite hydroélectricité à la sécurisation énergétique, GERES, 7 octobre 2008 [lire en ligne] [PDF]
  État des lieux de la filière, potentiel et conditions de développement en Région PACA

• Notices dans des dictionnaires ou encyclopédies généralistes  :

  • Britannica
  • CALS Encyclopedia of Arkansas
  • Encyclopédie de l'Ukraine moderne
  • Gran Enciclopèdia Catalana
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