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Des fleuves à fins multiples : Contraintes et incitations de l’énergie hydraulique

> > Des fleuves à fins multiples : Contraintes et incitations de l’énergie hydraulique ; écrit le: 10 mars 2012 par tayechi modifié le 17 novembre 2014


Contraintes et incitations de l’énergie hydraulique

A l’échelle mondiale, l’hydroélectricité représente avec 2 425 TWh, 19,0 % d’une production totale d’énergie  évaluée à 13 000 TWh. Cet apport loin d’être négligeable ne représente pourtant que 18 % du potentiel hydroélectrique mondial évalué  à 13 450 TWh, soit une ressource non exploitée mais assez théorique de 11 025 TWh. On observe toutefois que la part de l’hydroélectricité dans le bilan énergétique mondial a beaucoup progressé en quelques innées : à la fin des années soixante-dix, elle n’entrait qu’à hauteur de 13 % dans une production totale évaluée à 9 802 TWh/an .

Les grands fleuves n’entrent que pour partie dans ce total, mais le décompte établi par grands ensembles à l’initiative du Conseil Mondial de l’Énergie met en évidence la concordance entre grands fleuves et grands potentiels, l’essentiel des ressources exploitables se situant en Amérique du Sud, dans la CEI et dans l’Asie des moussons. Ces régions réservoirs ne servent pas de cadre aux seuls grands fleuves et il convient de rappeler qu’une bonne partie des ressources canadiennes provient de cours d’eau peu étendus mais bien alimentés et dont la mise en œuvre a pu se faire en dépit de conditions naturelles difficiles. Le complexe de La Grande (11 000 MWe en quatre usines) n’est donc pas pris en compte dans le tableau des très grandes centrales tout comme celui de la Manicouagan (18 000 MWe au total). Ce tableau n’en montre pas moins la relation existant entre les grands bassins fluviaux et les très grands ouvrages hydroélectriques.

Au-delà de ce constat, on ne peut négliger le fait que la ressource hydroélectrique est affectée par de nombreuses contingences tant naturelles que socio- économiques. Elle offre par compensation des perspectives de développement régional qui, comme il advient souvent, profitent aux pays riches plus qu’aux pays pauvres.

Le jeu des données naturelles

La localisation préférentielle des très grandes centrales et des grands systèmes hydroélectriques tient d’abord à l’énormité des débits utilisables. Cette donnée a longtemps freiné l’équipement de grands fleuves dont le lit excédait par ses dimensions les travaux de barrage et de dérivation. Elle devient maintenant un facteur incitatif de premier ordre. Au-delà de cette donnée fondamentale, la régularité saisonnière constitue une première exigence qui n’est naturellement satisfaite que dans la zone équatoriale et à l’aval des systèmes lacustres.


En l’absence de tout régulateur naturel ou artificiel, l’irrégularité plus ou moins accentuée des débits oblige donc l’opérateur à faire un choix. Ou bien il cherche a récupérer un maximum d’énergie en turbinant les débits les plus forts, ce qui implique l’installation d’un matériel qui ne sera utilisé que durant une période trop brève pour qu’il soit normalement rentabilisé ; ou bien il se contentera de régler le niveau d’équipement sur un débit garanti durant la majeure partie de l’année, auquel cas une bonne partie de l’énergie potentielle sera perdue. D’ou l’intérêt de réservoirs dont la contenance puisse garantir une régulation journalière, inter saisonnière, voire interannuelle.

L’intérêt des réservoirs est d’autant plus grand qu’ils relèvent la hauteur du plan d’eau, ce qui accroît l’énergie potentielle. De là des contraintes topographiques et un avantage certain pour trois types de régions : les zones montagneuses (Alpes), les zones en roches alternativement dures et tendres sur les marges des inlandsis (Canada) et les zones intertropicales caractérisées par l’alternance de tronçons à très faibles et très fortes pentes (Brésil, Chine méridionale). Reste à savoir quelle est la vitesse de comblement des réservoirs et, sur ce plan, l’avantage des fleuves de la zone équatoriale, caractérisés par l’insignifiance de leur charge solide, est évident.

Sachant par ailleurs ce que sont les impacts des grands barrages tant au plan de la dynamique fluviale qu’à celui de la biologie, il n’est peut-être pas inutile de rappeler à titre de compensation, que l’énergie d’origine hydraulique partage avec les énergies éoliennes et solaires, l’avantage de ne rejeter aucun gaz à effet de serre dans l’atmosphère.

L’ajustement aux données socio-économiques

Une fois faite la part des impacts sociétaux (déplacements de personnes, ennoiement de surfaces cultivées, problèmes de recasement), les ouvrages hydro-électriques doivent surmonter le triple handicap de leur coût, de leur irrégularité et de leur localisation.


Évaluer le coût de l’énergie hydroélectrique n’est pas chose aisée, surtout s cette évaluation est faite sur la base d’une comparaison avec les centrales thermiques classiques. Le coût d’installation est en effet à l’avantage de celles- ci : d’un côté, des brûleurs, des chaudières et un système réfrigérant, soit un ensemble simple pouvant être implanté à proximité d’une amenée du combustible (si possible un feeder ou un oléoduc) et près du lieu de consommation ; de l’autre, des recherches hydrauliques et géologiques complexes, un projet architectural à définir, un fleuve à dériver à partir de batardeaux, des masses de béton à couler ou de matériaux à remuer, des turbines à implanter dans des sites d’accès souvent difficile, du courant à transporter, parfois sur de longues distances. De là des coûts d’installation considérables, même sur des sites favorables : pour le grand barrage d’Itaipu, ce coût est de l’ordre de 10 milliards de dollars sans les frais financiers. Les avantages du thermique conventionnel sont apparemment: évidents. Ceux du nucléaire le sont un peu moins, compte tenu de la complexité des tuyauteries et du problème de gestion des déchets.

Mais dès lors que le calcul de rentabilité à terme entre en ligne de compte, les avantages de l’hydraulique apparaissent rapidement : pas d’achat de combustible, des frais de maintenance et de grosses réparations réduits et une durée de vie qui peut dépasser le derrière siècle, alors qu’une centrale thermique est déclassée après dix ou quinze ans de service. Deux facteurs doivent alors être pris en compte dans l’évaluation comparative, le coût du combustible qui constitue une variable aléatoire comme l’a montré la crise pétrolière de 1973 et le calcul de la durée d’amortissement : si est ramené à dix ans, l’hydraulique est disqualifiée ; s’il est porté à plus de trente ans, l’hydraulique est largement gagnante, puisque la centrale thermique aura d’un  être remplacée deux ou trois fois.

Ces précisions ne sont pas inutiles, les thermiciens ayant parfois tendance à raccourcir les délais d’amortissement imposes l’hydraulique. Il n’est pas sûr toutefois que le prix du courant à la borne soit k seul critère d’évaluation d’une installation donnée, des considérations d’aménagement spatial pouvant entrer en ligne de compte. En tout état de cause les calculs d’amortissement du thermique prennent rarement en compte je problème du rejet de gaz carbonique dans l’atmosphère.

Indépendamment des problèmes d’amortissement et de coût final des produits, l’hydroélectricité pèche par son asservissement aux données hydrauliques. Il arrive, ce qui est le cas des centrales alpines, que le gros de la production se situe en été, alors que les pointes de consommation se situent en hiver. Il arrive également que des années de forte et faible hydraulicité se suivent avec je risque de voir la production excéder la demande ou de ne pouvoir la satisfaire  dans ce contexte que s’impose le recours aux grands réservoirs. Mais l’implémentation de ceux-ci n’est pas toujours possible, soit pour des raisons topographiques, soit pour des raisons d’ordre social, les régimes autoritaires pouvant sis se permettre de déplacer des populations entières. L’une des solutions possibles consiste alors à coupler le thermique et l’hydraulique. Dans le cas du prince, le rôle dévolu à l’hydraulique est la satisfaction des pointes journalières ou saisonnières, alors que le thermique – en l’occurrence le nucléaire – fournit ‘ essentiel de ce qu’on appelle l’énergie de base1. Dans le cas du Brésil, l’abonnement des sites propres à l’établissement de grands réservoirs et la relative régulé du régime hydraulique, font que le thermique et le nucléaire sont réduits i la portion congrue : 124 M Tep contre 170 M Tep à l’hydraulique en 1997. E est prévu qu’en 2010, l’hydraulique entrera à hauteur de 2 470 TWh pour une production totale de 2 900 TWh2.


Un tel choix peut paraître critiquable, compte tenu d’un autre handicap qui le caractère fatal de la localisation des centrales hydroélectriques : sachant que J; transport de courant n’est pas rentable au-delà d’une distance de l’ordre de 1 000 kilomètres, tel site apparemment propice à l’installation d’une centrale n’aura aucun intérêt économique s’il est situé loin de tout centre de consommation ou si le cerne de consommation n’est pas à même de valoriser le courant produit. Il est vrai que l’accroissement du voltage sur les lignes de transport remet d’atténuer dans une certaine mesure cette contrainte, mais celle-ci est encore assez fort pour rendre l’exploitation de certains sites inconcevable dans Fêtât actuel des technologies. Mais ce handicap peut devenir un argument positif ces lors que le site énergétique sert d’ancrage à un site de production industrielle.

Il convient toujours d’évaluer la puissance des grands ouvrages régulés par les réservoirs en établissant la comparaison avec un système thermonucléaire. Une centrale nucléaire moderne comme celle de Paluel comporte 4 réacteurs développant 1 300 MWe chacun, soit une puissance installée de 5 200 MWe, à comparer avec les 12 600 MWe d’Itaipu, voire avec les 18 200 MWe de la centrale en construction des Trois-Gorges. Mais la comparaison ne s’arrête pas la, puisque beaucoup de centrales hydrauliques sont intégrées dans des chaînes interconnectées qui développent des puissances considérables, même sur des fleuves de dimensions modestes comme le Rhône : la plus grosse des centrales rhodanienne (Donzère-Mondragon) ne développe que 345 MWe mais la chaîne des dix-huit centrales cumule 2 932 MWe. Les fleuves brésiliens font infiniment mieux avec 10 000 MWe pour le Sao Francisco et surtout 32 355 MWe pour le Parana et ses affluents d’amont.

Ce sont là des bases sérieuses tant pour promouvoir une politique industrielle que pour fonder une politique d’aménagement du territoire. Reste à expliquer le fait que de nombreux sites techniquement intéressants ne sont pas équipés ou sont peu productifs

De multiples contingences

On peut s’étonner de la modestie relative de certains potentiels énergétiques comme celui d’Assouan qui, avec une retenue de 168 km3 et une hauteur de churc de 111 m, ne produit que 10 TWh bien que sa capacité s’élève à 2 100 MWe La réponse tient aux objectifs multiples auxquels doit répondre l’ouvrage avec une priorité nettement affichée en faveur de l’irrigation. On retrouve ces mêmes finalités multiples sur bien d’autres ouvrages et la priorité accordée à l’irrigation semble une règle générale dans les pays secs et chauds.


Sur un autre registre et en dépit d’un débit honorable conforté par une hauteur de chute impressionnante, le Salto del Angel sur le Caroni ne sera sans doute jamais exploité. Il en va de même pour bien d’autres chutes, celles de l’Icana, de la Madeira ou du Juruena en Amazonie, celles de la Lualaba ou da Kwango dans le bassin du Congo, ou encore, sous d’autres cieux celles de Miles Canyon sur le Yukon ou de Virginia sur le Mackenzie : trop éloignées de tour centre de consommation, trop difficiles d’accès pour l’acheminement des grandes turbines. Elles ne sont même pas recensées au titre des ressources exploitables au milieu du XXIe siècle. Au mieux,

certains sites ne sont que partiellement exploités : c’est le cas des chutes d’Inga dans la partie terminale du Congo les sont équipées de deux centrales dont la plus puissante développe 1 800 MWe. ce qui est amplement suffisant pour la demande du port de Matadi et des villes d’amont, Brazzaville et Kinshasa. L’équipement pourrait être infiniment pris important au prix de la construction d’un barrage réservoir à hauteur de MatadL Le grand Inga pourrait alors être équipé à hauteur de 30 000 MWe et produire 200 TWh, chiffres qui surclassent largement le projet délirant des Trois-Gorzts Mais quel pourrait être dans l’immédiat l’utilisation de l’énergie ainsi produite:

D’autres chutes, parfois bien situées par rapport à d’éventuels centres d’assation ne sont pas mises en valeur pour des raisons d’ordre politique. Ainsi du haut Brahmapoutre, où le percement d’un tunnel de 16 km permettrait la récupération à bon compte de 56 km3 sous 2 160 m de chute, soit une puissance installa blé de 27 000 MWe et un productible de 240 GWh. Mais le site amour de l’ouvrage se situerait en Chine et le site aval en Inde, ce qui en rend la reflation impensable.

Ce sont également des tensions d’ordre politique qui ont obvié jusqu’à ce joor à la réalisation des multiples plans d’aménagement (1947, 1957, 1970, 198# pour ne retenir que les principaux d’entre eux) du Mékong, partagé dans sa parre aval entre quatre États (Laos, Cambodge, Thaïlande et Vietnam) réunis dans nafl Commission du Mékong, patronnée par l’ONU mais incapable de produire au~: chose que des projets sans cesse remaniés et rarement accomplis. Sur les quinze grands barrages programmés en 1970, aucun n’a été construit et la puissance cumulée d’ouvrages locaux atteint tout juste 250 MWe au lieu des 12 500 programmés. L’instabilité politique et l’insécurité des personnes y sont sans dont pour beaucoup mais, précise L. Lacroze , «les planificateurs ont été influence* par des réalisations grandioses, étrangères à la région et tout particulièrement par


celles de la vallée de la Tennessee. Les problèmes du bassin du Mékong sont sans I doute de même nature que ceux qui se posaient dans le bassin de la Tennessee devant 1933 […]. Mais les remèdes appliqués en Amérique n’étaient pas adaptés à i b situation à laquelle devait faire face le Comité du Mékong ».

Ce constat illustre on ne peut mieux l’inégalité des possibilités offerte aux pavs riches et aux pays pauvres. Dans le cas de ces derniers, mieux vaudrait K parfois que certains ouvrages, promesses de richesses et sources de désillusions n’aient jamais été construits. Ainsi de Cabora Bassa sur le Zambèze implanté sur k territoire du Mozambique mais largement commandité par l’Afrique du Sud. Inauguré en 1974, avec une puissance installée de 2 000 MWe (et une possibilité d’extension à 4 000 MWe) desservie par un réservoir de 63 km3, il n’a jamais réellement fonctionné : conçu dans une optique européo-centriste et destiné pour l’essentiel à la fourniture d’énergie à l’Afrique du Sud, sa gestion a été rendue impossible par une décolonisation catastrophique suivie d’une guerre larvée avec l’Afrique du Sud et la Rhodésie. L’ouvrage a été pratiquement abandonné à la suite de multiples coupures de la ligne électrique le reliant au Witwaterrand. Turbines grippées, vannes disloquées, transformateurs dépouillés de leurs cablages, l’ouvrage n’a été remis en état de fonctionnement partiel qu’en 1998 et ne sera pleinement opérationnel qu’en 2002.

Point n’est besoin au demeurant d’une guerre pour rendre certains ouvrages peu ou pas utiles, dès lors qu’ils ont été conçus en fonction d’intérêts étrangers. Avec une retenue de 153 km3, le barrage d’Akosombo sur la Volta inscrivit un record du monde lors de son inauguration en 1961. Avec une capacité programmée de 2 700 MWe, il devait fournir en énergie le complexe industriel de Tema. La surproduction d’aluminium à l’échelle mondiale a considérablement réduit ce projet. Sur un autre plan, l’ouvrage devait pourvoir à la demande d’électricité de la région d’Accra, d’Abidjan et des secteurs littoraux du Bénin, du Togo. La volonté d’autonomie de ces pays, la construction des ouvrages de Kossou en Côte-d’Ivoire et de Nangbeto au Togo, la dégradation enfin des relations entre Ghana et Togo font que l’ouvrage est sous-exploité bien que son équipement ait été ramené à 900 MWe. Restent les problèmes d’impact.

La conclusion s’impose au vu de ces références dont le nombre pourrait être 3 multiplié : quels que soient les présupposés économiques des transferts, les projets et les investissements des pays riches dans les pays pauvres profitent rarement à ces derniers. Constat valable sur bien des registres, dont celui de l’équipement des grands fleuves.

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