Hydroélectricité au fil de l’eau : du projet à l’exploitation

Au sein des aménagements hydroélectriques, c’est-à-dire des équipements produisant de l’électricité à partir de la force gravitationnelle de l’eau, l’appellation « basse chute » ou « au fil de l’eau » concerne des sites offrant un potentiel d’énergie sur les fleuves et rivières avec une chute d’exploitation de 5 à 20m et un débit de plusieurs centaines de m³/s (Lire : Les ouvrages hydrauliques).

L’aménagement (Figure 1) consiste en une unité de production installée sur un fleuve comportant des groupes de turbinage et un barrage adjacent pour la bonne maitrise des flux. Les parties, ou « biefs », amont et aval sont également pris en compte pour optimiser la productivité et la qualité environnementale.

Comment réaliser ou réhabiliter, avec les meilleures chances de réussite, de tels aménagements, en proposant des conditions d’exploitation conformes à la demande de production d’électricité et aux autres services sollicités ?

1. Les différentes catégories de projets

Il existe deux grandes catégories de projets, aux enjeux différents. Les uns correspondent au marché international, en plein essor dans le contexte de la mondialisation, les autres à des besoins territoriaux limités sur un marché saturé, notamment en Europe.

1.1. Projets neufs versus projets de réhabilitation

Dans certains cas, il s’agit de projets neufs pour répondre à un besoin urgent de ressource accrue, selon un plan cadre. Les grands potentiels hydriques sont concentrés dans des pays à forte pluviosité. Pour les projets neufs dans les pays en développement, les enjeux sont parfois liés au gigantisme des aménagements comme au Brésil et en Chine. Souvent, les grands fleuves sont mitoyens entre États qui doivent alors gérer l’utilisation en commun de leurs ressources et organiser des consortiums pour partager les risques.

La plupart des pays européens sont confrontés à une situation de parcs anciens et de perspectives limitées en nouveaux projets neufs. Le projet sera alors contraint par l’existant : on parlera de projet de réhabilitation.

1.2. En réhabilitation : restauration versus rénovation

L’évaluation économique d’un projet de réhabilitation est basée sur les gains techniques, financiers et sociétaux en regard d’une situation existante à corriger, caractérisée par une dégradation des performances et une hausse des coûts de maintenance (Lire : Hydro turbines rehabilitation et Hydroélectricité : l’opportunité de la réhabilitation des centrales). Un tel projet vise à optimiser l’installation sur les machines (turbine, génératrice) ou le génie civil (entonnement, cadre, aspirateur). Il faut distinguer les projets de restauration et de rénovation (Figure 2).

Les projets de restauration visent à remplacer à l’identique des pièces en fin de vie de manière à retrouver les performances initiales. Les projets de rénovation sont plus ambitieux. Ils exigent des améliorations énergétiques et environnementales. Ils cherchent à adapter l’équipement à de nouveaux besoins, notamment à obtenir des gains de flexibilité malgré une capacité de stockage réduite, tout en augmentant les performances de la production. Le gain en termes de production doit compenser la perte engendrée par son arrêt pendant la durée des travaux. Pour aborder un changement d’échelle et redimensionner la production, ce type de projet nécessite des études spécifiques du fait de la forte interaction entre les différents systèmes de production d’électricité.

2. La gestion de projet

L’élaboration d’un projet d’aménagement hydroélectrique mobilise une multiplicité d’acteurs aux compétences variées. Elle s’inscrit dans un contexte institutionnel chaque fois différent.

2.1. Les métiers en jeu

De nombreux métiers interviennent dans ce type de projet :

• une ingénierie d’études pluridisciplinaire pour concevoir et spécifier les besoins et les exigences d’un aménagement complet sur un site, à savoir une ingénierie des turbines et des composants de puissance dont les générateurs,
• une ingénierie d’équipements de raccordement au réseau et autres composants de puissance et de contrôle,
• des bâtisseurs d’infrastructures avec aménagement des berges, barrage et usine, des fournisseurs d’équipements de manutention, de sécurisation, de maintenance et d’exploitation, des services de raccordement réseau, des systèmes de pilotage à distance et de gestion des flux, entre autres.

2.2. Le contexte institutionnel des appels d’offres

La proposition de projet, répondant à un appel d’offres sur la base d’un cahier des charges, est construite dans un contexte concurrentiel. Les principaux facteurs clés de succès sont le prix, le délai, le pilotage du projet, la certification, la garantie des performances, le respect du cadre juridique et la performance environnementale.

Pour proposer un projet avec une maitrise d’ouvrage pluridisciplinaire, des accords sont à négocier dans le cadre de consortiums et la question de la notoriété des partenaires peut conditionner fortement le choix des fournisseurs finaux.

Une des barrières à l’entrée est le cadre juridique et le plan de cadrage, spécifique à chaque État. En France, par exemple, il faut tenir compte de la dérèglementation et de l’ouverture des concessions à la concurrence.

3. Le modèle économique

La rentabilité d’un projet d’aménagement hydroélectrique doit s’envisager sur le long terme en tenant compte des facteurs de risque et en favorisant les éléments susceptibles de concourir au succès.

3.1. La rentabilité attendue

Les investissements sont lourds mais il existe de nombreuses références de grands projets dans le monde qui permettent une évaluation de rentabilité. On établit un business model, avec un modèle d’investissement et d’amortissement, et une prise en compte du risque de défaillance de marché.

Concernant les moyens de conversion du potentiel hydrique en produit rentable par la vente d’électricité, la performance se traduit par la qualité du service. Des pénalités traduisent les défaillances dans ce domaine.

Pour les équipements, le choix des composants en puissance impacte fortement la prévision de production et la performance financière sur le long terme. Le retour sur investissement (Return On Investment -ROI) est basé sur l‘estimation annuelle actualisée des revenus et des coûts. Il est de l’ordre de 10 à 20 ans pour des installations qui seront centenaires.

Au final, c’est la performance à la fois technologique et organisationnelle, combinée aux données exogènes que sont notamment l’impact climatique sur la ressource disponible et le prix d’achat de l’énergie en longue période, qui constitue le facteur explicatif de la rentabilité.

3.2. Les facteurs de risque

Le projet prévoit des garanties en productible sur des hypothèses de disponibilité de la ressource hydrique. Cette production garantie est calibrée sur les technologies de conversion, les équipements hydrauliques, le génie civil de l’ouvrage. Tous ces facteurs concourent à garantir un débit et une hauteur de chute à des groupes de turbines que l’on règle dans un large domaine fonctionnel pour plus de flexibilité.

Le risque environnemental est primordial. La nature des risques est variée : qualité de la roche, du béton, du terrain, risque sismique, influence climatique, gestion des bassins. Les études sont également centrées sur l’évolution du cours d’eau et les coûts induits pour sa préservation (Figure 3).

L’analyse du risque financier doit aussi s’appuyer sur des études d’ingénierie prenant en compte l’éco-conception, l’impact social, les obligations règlementaires, pour garantir que les solutions retenues sont et seront compatibles avec les contraintes et les exigences plurielles de l’écosystème.

Difficulté supplémentaire : le service au réseau est évolutif, fonction de la demande et de l’offre. Les modes d’exploitation seront donc amenés dans le futur à plus de flexibilité avec une concurrence plus ouverte, dans un contexte d’arrivée massive des énergies renouvelables (ENR) hors hydraulique. L’échelle de temps et le risque de surcoûts pour corriger un dimensionnement non optimisé doivent être précisés dans une étude de risque globale réalisée à la phase amont du projet.

Par ailleurs, les risques du marché pour les pays en cours de développement à forte croissance sont de nature très diverses : complexité des financements inter-États, stabilité politique, confiance des investisseurs, qualité des ouvrages, gestion des projets.

3.3. Les facteurs de succès

L’un des facteurs clef de succès d’un projet d’aménagement hydraulique est la notoriété des partenaires du consortium censée diminuer le risque de sous-performance à long terme. Cette notoriété porte sur la performance technique, la capacité de gestion de projets complexes (capacité à planifier les opérations et affecter les ressources), la promesse de garanties pour transformer les méthodes et modèles en résultats certifiés, la conduite de processus complexes à mener avec les bonnes garanties financières.

Un autre facteur de succès est la complémentarité métier du consortium investi dans le projet. Plusieurs équipementiers concurrents peuvent partager les fournitures dans un contexte d’ensemble. Cela est aussi à examiner sous l’angle politique et stratégique pour le transfert de savoir-faire.

Enfin, le traitement des volets environnemental et social dans une logique de bien social et de bonne gestion de la qualité écologique ne doit pas être négligé. La Responsabilité sociétale de l’entreprise (RSE) prend tout son sens sur des projets de ce type où le risque environnemental est élevé.

Le projet d’aménagement hydraulique est souvent associé à une étude environnementale approfondie, avec une analyse des risques de déplacement des populations, de dégradation de la gestion de l’eau et de bouleversement des cultures locales. L’impact sociétal doit être considéré à court et à long terme : les études doivent intégrer l’acceptabilité des populations et des collectivités impliquées localement. Ce facteur est important pour la dynamique du projet et le risque de remise en question, social et patrimonial. Les travaux impliquent des changements irréversibles. Les aménagements sont souvent sujets à controverses et générateurs de conflits culturels et politiques (cas de Belo Monte au Brésil, en annexe).

En résumé, les avantages perçus autour d’un projet visant à améliorer l’offre sont :

• la justesse du prix et du dimensionnement de l’installation,
• la capacité d’alliance fondée sur la complémentarité (notoriété, métier, RSE),
• les garanties « produits » sur la performance technologique, l’éco-conception, l’intégration des contraintes et des exigences sur des projets complexes et coûteux,
• les garanties « services » d’optimisation, de prévision des résultats et d’analyse des risques environnementaux et financiers.

Mais, avant toute chose, l’élaboration d’un projet d’aménagement hydroélectrique requiert l’évaluation de la ressource en eau.

4. Évaluer la ressource en eau

La production d’énergie au fil de l’eau est fortement conditionnée par le potentiel de site : la ressource disponible et sa distribution saisonnière, elles-mêmes très contraintes par les conditions climatiques.

4.1. Le bassin versant

Pour les connaître, on fait d’abord appel à des données statistiques sur les précipitations et l’hydrologie de surface à l’intérieur d’une zone constituée par le bassin versant, soit la zone qui recueille les eaux susceptibles d’arriver dans le fleuve. On s’intéresse donc à des phénomènes de court et très court terme au regard de l’échelle des temps géologiques à laquelle renvoie la formation des bassins versants (Figure 4).

La connaissance des flux hydriques est une donnée importante pour le dimensionnement, et plus particulièrement pour connaître les coûts de génie civil et des équipements, qui seront liés à la puissance installée. Les paramètres clés pour la production d’électricité sont le débit et la chute disponible.

On doit considérer une installation au fil de l’eau dans un ensemble de gestion des flux d’eau de la source jusqu’à l’exutoire, les débits disponibles s’ajoutant jusqu’à l’exutoire. On distingue de grands bassins, agissant tel un réseau de stockage, et des fleuves tel un réseau de distribution fortement interconnecté. L’étude du chemin hydraulique de bout en bout du fleuve sur une période donnée s’appuie sur les spécificités locales et les données climatiques.

4.2. Les modèles hydrologiques

On utilise des modèles hydrologiques pour mieux comprendre les flux hydriques : ce sont des outils numériques avec lesquels on peut passer de la connaissance du climat d’un bassin versant (précipitations, et températures, entre autres) à des valeurs de débit du cours d’eau sur lequel on souhaite installer un équipement.

Ces modèles croisent de nombreuses données s’appuyant sur des systèmes d’information couvrant des zones géographiques importantes sur des échelles de temps élevées, ce qui permet d’appréhender les grands événements météorologiques. Ils se déclinent du global au local (Figure 5).

La durée de vie pour ce type de projet est longue d’un point de vue humain, de l’ordre de plusieurs décennies, durée nécessitant l’élaboration de scénarios prospectifs prenant si besoin en compte les évolutions climatiques en cours.

4.3. Débits et productible annuel

On prévoit le productible annuel sur la base du comportement saisonnier en classant les débits et en estimant les crues et étiages. Les crues sont très variables en fonction des bassins ; il en va de même pour l’étiage. (Figure 6).

La météorologie, dont les données collectées au sol croisant celles du vent, de la pluie et des nuages, constitue un outil de prévision de la ressource fatale ou non, sur des échelles de temps liées au besoin énergétique, à pas rapide.

On prend également en compte les aspects juridiques liés à l’exploitation en respectant les obligations règlementaires, les lois environnementales et autres exigences des régulateurs concernant le développement territorial et la gestion des bassins hydriques.

5. Les impératifs d’une gestion globale de la ressource en eau

En plus de la production d’électricité, un aménagement hydroélectrique remplit différentes fonctions dans son écosystème (Figure 7) : le tourisme, l’irrigation, la régulation au regard des précipitations (pluie-neige).

L’évaluation de la ressource en eau dans la perspective d’un projet d’aménagement hydroélectrique doit tenir compte de la gestion des flux d’eau sur l’ensemble du bassin versant et appréhender l’équipement dans son écosystème global, qui comporte des impératifs autres que la production d’électricité.

5.1. L’aménagement hydroélectrique dans son écosystème

Les difficultés pour réaliser ou modifier un aménagement sont souvent centrées sur les volets économiques et environnementaux, avec un devoir de maitrise des impacts sur la navigation, l’entretien des berges et lits, la qualité de l’eau, la préservation de espèces faunes et flores. Il est donc nécessaire d’envisager la gestion et la valorisation de la ressource selon trois facteurs (Figure 8) :

• qualité (eau sol, flore, faune, population),
• quantité (production et usages),
• risques (environnemental, social).

Les études amont doivent donc garantir le succès du projet également sur le plan social et environnemental.

L’usage conditionne tous les choix et nécessite une adaptabilité aux contraintes de service-rendu. Il faut pouvoir garantir des services à pleine charge comme à faible charge, en assurant la continuité sur la qualité du courant fourni et la sécurité sur l’installation et sur le fleuve. Les garanties doivent porter sur le long terme, avec un plan d’affaires de plusieurs décennies.

5.2. La zone d’impact

On peut décider un projet si on maitrise le contexte et l’écosystème auquel on décide de porter une amélioration ou une transformation majeure. La zone impactée par un projet est très variable, selon l’aspect considéré : géologique, sociétal, effet sur la ressource, contribution à l’activité locale, agricole, urbaine ou industrielle.

Pour le cas des très grands fleuves, la zone d’impact peut déplacer des centres de vies et changer l’organisation sociale en secteurs rural et urbain. L’équilibre écologique est modifié et les décisions de faire et défaire deviennent nationales.

5.3. La réalisation de scénarios

Prendre en compte l’ensemble des impératifs nécessite l’utilisation de modèles de simulation « continue » (Figure 9) qui permettent de confronter en temps réel les apports en eau à la demande qui se manifeste pour les divers usages. En effet, les possibilités de stockage au fil de l’eau comme vecteur de régulation de la ressource sont réduites en opposition aux stations de transfert et pompage (STEP) hautes chutes, de par l’absence de grands bassins de rétention et des obligations vis-à-vis de la navigation, de la circulation, des accès routiers et des aspects touristiques et de loisirs (Lire : Les stations de pompage -STEP et Stockage hydraulique et production d’électricité).

L’exploitation est aussi conditionnée par les études géo-hydriques et la morphologie des sites en fonction des usages du passé : la qualité du lit de la rivière, le transport sédimentaire, la gestion des seuils, l’alimentation variable par les multiples ruisseaux et rivières attenantes au fleuve et les usages urbain, agricoles et industriels. Différents scénarios sont étudiés.

6. Le dimensionnement des installations de production d’électricité

Au-delà des attentes environnementales et sociétales, une vision énergétique permet de situer un projet dans un plan de développement territorial de raccordement au réseau électrique. Il est alors nécessaire d’apporter des justifications sur les choix et solutions retenues pour équiper un site et dimensionner les turbines et l’installation dans son ensemble. On peut séparer en trois étapes le processus de dimensionnement énergétique :

• l’évaluation de la ressource (rivière, débit, hauteur de chute),
• l’analyse de la distribution des flux (répartition des flux entre barrage, usine, groupes adjacents, débit réservé),
• et le choix du mode de conversion de l’énergie de l’eau en force motrice rotative (choix des turbines, rendement, réglage en puissance).

6.1. Analyse de la répartition des flux

L’étude d’un projet nécessite en amont une étude hydrologique qui se traduit par une prévision en débit et hauteur en fonction du temps (Figure 4). On rappelle que les conditions météorologiques et la régulation du flux du fleuve par des aménagements successifs impactent la prévision de productible. La gestion du flux et le dimensionnement des groupes de turbine s’appuient aussi sur la maitrise des retenues (inondation, stockage), des captages et des débits réservés.

Une fois la prévision de productible réalisée, on calcule le flux d’eau traversant les groupes de turbines compte tenu des passes représentatives d’un ouvrage (barrage, écluses, eau réservée, eau turbinée).

6.1.1. Détermination précise de la chute d’eau nette

Les données bathymétriques, qui concernent la profondeur d’eau, permettent de tenir compte du profil du lit de la rivière, facteur d’influence de la distribution des flux à l’amont et à l’aval de l’usine^[1]. Mais, pour améliorer le calcul de la chute nette et de la distribution transversale sur les groupes, sont également nécessaires la prise en compte de la présence des rives, du mur de séparation avec le barrage, du chargement en sédiments (ensablage, effet de ressaut) et le calcul prédictif de l’altitude de la surface libre. Les écoulements parfois sont simulés sur maquette physique à échelle réduite en laboratoire comme le cas du barrage de Vaugris reproduit dans le cadre du projet Penelop (Figure 10).

6.1.2. Détermination des pertes

On estime également les pertes locales à l’entonnement des groupes (dégrilleur, chambre d’eau, radier). Elles sont de plusieurs types :

• la perte de pression totale liée aux pertes de charge, singulières et locales, associées au profil de veine, aux composants et obstacles comme le dégrilleur, aux pertes par frottement sur les parois (dont celles du radier ou du dissipateur, entre autres) ;
• la perte de hauteur définissant la chute réellement disponible pour le turbinage ; elle est calculée pour un écoulement à surface libre dans le chemin hydraulique amont-aval.

L’approche du modèle de pertes est :

• soit locale, avec séparation des pertes par éléments, et calcul analytique utilisant des lois de comportement basées sur l’expérience,
• soit globale, estimée par simulation numérique avec un calcul des flux locaux et l’utilisation d’un modèle à surface libre (rivière) ou en conduite (groupe turbine).

L’outil destiné à estimer les pertes énergétiques selon un scénario d’exploitation ne prend généralement pas en compte la variabilité des hauteurs d’eau et des distributions de vitesse à l’amont de la turbine, qui impactent pourtant le calcul. Or, à l’aval comme à l’amont, le niveau d’eau et le débit sont variables dans le temps ; il faut donc corriger la chute effective et le débit qui gouverne la production d’énergie.

6.2. Choix des groupes turbines

Le simulateur d’aménagement établit l’interaction entre l’écoulement de la rivière et la production des groupes de turbines. Une fois déterminé le flux traversant les groupes de turbines après déduction des pertes, on prend en compte la colline de rendement du groupe turbine (Figure 11) qui est propre à chaque configuration de turbines.

Cette colline est constituée de courbes de niveau. Chaque courbe de niveau correspond à l’ensemble des couples de point de fonctionnement (débit, énergie produite^[2]) de même rendement. Le dimensionnement des turbines et des alternateurs se fait en choisissant la configuration qui permet d’obtenir le rendement maximal, graphiquement situé au sommet de la colline, pour les plages de fonctionnement (débits et de hauteurs de chute) correspondant au projet. On en déduit une puissance produite pour chaque état du système, puis une estimation de productible annuel en kWh et un gain en Euros selon un tarif d’achat.

7. Gestion opérationnelle de la production

Une fois l’installation dimensionnée pour un objectif de production et de commercialisation de l’énergie, il faut conduire une approche opérationnelle pour ajuster la production, en intégrant l’ensemble des fonctions, opérations et services.

7.1. La problématique de l’exploitation

L’exploitant doit réaliser un compromis entre les divers facteurs d’influence à partir d’un calcul d’impact économique fondé sur une problématique d’exploitation raisonnée.

Il doit pour cela prendre en compte les pertes hydrauliques et énergétiques en fonction de la gestion de la ressource en eau, les groupes de turbines disponibles et la demande en puissance. Ce processus s’applique à différentes échelles de temps, l’année pour un prévisionnel de productible et de gain annuel, le jour selon un tarif journalier…

7.2. Une nouveauté : le stockage de court terme au fil de l’eau

Traditionnellement, les possibilités de stockage des centrales au fil de l’eau sur un fleuve comme vecteur de régulation de la ressource étaient considérées comme réduites. Cependant, une nouvelle problématique est apparue dans le double contexte du développement de la production d’énergie renouvelable variable (éolienne et photovoltaïque) non stockable pour l’instant, et de la création de marchés de court terme pour l’électricité^[3].

La Compagnie nationale du Rhône (CNR) a saisi cette opportunité pour mettre au point un système de gestion opérationnelle coordonnée de ses centrales sur le Rhône qui permet de déplacer de l’énergie entre les équipements de manière à produire l’électricité au moment où le prix de marché est le plus élevé (Figure 12). Ce système est basé sur des anticipations de variabilité à court terme des marchés (J+/-1,2..4).

La CNR est aussi productrice d’électricité photovoltaïque. Ce système permet en outre d’équilibrer l’ensemble de sa production d’énergie renouvelable vis-à-vis du Réseau de transport d’électricité (RTE).

La valorisation de la flexibilité dépend des capacités opérationnelles des sites et des engagements pris sur le court terme. La figure 13 présente un exemple des possibilités de modulation de la production électrique sur le Rhône par rapport à une production uniquement au fil de l’eau.

Ainsi, une installation hydraulique basse chute peut avoir une forte valeur ajoutée dans une logique de réseau et de gestion des flux coordonnée sur plusieurs centrales successives.

8. De la prévision à la production : importance du cheminement réel de l’eau

Aussi importante soit-elle, l’optimisation économique ne peut pas s’affranchir de contraintes techniques particulières imposées par la mécanique des fluides.

L’optimisation des débits s’appuie sur la maitrise des retenues (inondation, stockage), des captages, des débits réservés et turbinés. Mais un gain obtenu par une optimisation des débits et des services au réseau peut être réduit par une mauvaise opérationnalité des réglages des turbines et du cheminement de l’eau en leur sein. C’est pourquoi il est nécessaire de tenir compte de plusieurs facteurs influençant en temps réel ce cheminement de l’eau.

8.1. Impact du chemin hydraulique de la rivière

Des relevés bathymétriques en amont et aval de l’ouvrage permettent de contrôler l’évolution du lit du fleuve, chaque site étant spécifique (Figure 14).

8.2. Impact de l’architecture du barrage

Le barrage est mitoyen à l’usine, il permet de réguler le flux et d’assurer la sécurité du fleuve dans une logique de continuité, de la source à l’exutoire. Le barrage est un élément de régulation du bassin hydrique et couvre le risque d’inondation (ajustement débit hauteur) en cas d’événement météorologique. Le groupe de turbines adjacent au barrage est bordé par un « musoir », avancée qui va dévier le flux selon l’intensité du débit de part et d’autre (Figure 15).

8.3. Impact de l’architecture de l’usine

Pour opérer dans un modèle flexible de production, on constitue une architecture d’usine avec des groupes de turbinage qui produisent une distribution variable et sélective des flux entre groupes de turbines adjacentes. Selon la demande de productible et les contraintes opérationnelles (maintenance, capacité de réglage), certains groupes sont ainsi fermés ou ouverts.

Les groupes adjacents sont impactés par cette situation tandis que les flux sont déviés et canalisés avec une distribution modifiée par cette dissymétrie. Il peut également exister un effet de voisinage si on manœuvre une vanne de déchargement des troncs d’arbres et autres objets dégagés par le dégrilleur ou autre écluse et passe à poissons.

Il est possible de coupler des calculs à surface libre et simulation 3D pour analyser la distribution dans les groupes adjacents. Il faut alors mailler le domaine en volume et exploiter les champs de vitesse passe par passe. Dans l’exemple de la figure 16, le groupe 1 en rive droite est fermé et un musoir dévie le flux sur le groupe 4. La maquette physique a été élaborée au 1/30 au laboratoire CNR et la simulation a été réalisée par Artelia.

9. Exemples de projets au fil de l’eau

Parmi les nombreux aménagements au fil de l’eau, certains sont en rénovation en Europe, d’autres en projet de construction, ou déjà en construction, en Afrique, au Moyen Orient ou en Amérique latine.

9.1. Réhabilitation de Chatou en France

Engagée en 2009, la reconstruction du barrage de Chatou (Figure 17) est l’une des opérations les plus importantes jamais engagée par Voie navigables de France (VNF) pour un montant de 55 Millions d’euros.

Entièrement automatisé, le nouveau barrage de Chatou assure, depuis sa mise en service en 2014, une régulation plus efficace et plus sûre du plan d’eau, tout en améliorant les conditions d’exploitation et de maintenance de l’ouvrage. (Lire : La petite hydroélectricité en France)

Les principaux objectifs de l’aménagement sont les suivants :

• Remplacer un ouvrage vétuste datant de 1933,
• maintenir une hauteur d’eau constante du plan d’eau pour sécuriser la navigation fluviale,
• moderniser et améliorer les conditions d’exploitation pour les manœuvres et la maintenance,
• optimiser la gestion quantitative de la ressource en eau pour les prises et rejets d’eau,
• rétablir la continuité écologique avec la construction d’une passe à poissons,
• garantir la sécurité du site par la mise en place d’un câble pare-bateaux.

9.2. Inga sur le Congo : réhabilitation effective, nouveau projet en attente

Les barrages Inga I de 351 MW_e et Inga II de 1 424 MW_e (Figure 18) construits en 1972 et 1982 n’ont jamais pu fonctionner correctement en raison du manque de maintenance, des années de guerre, du manque de compétences nécessaires, de la corruption et de la mauvaise gestion.

Toujours en cours en 2018, la réhabilitation d’Inga I et II inclura le remplacement et la rénovation des turbines ainsi que la construction d’une deuxième ligne électrique vers Kinshasa. Le réseau Inga Kolwezi qui gère 25% de sa capacité sera également réhabilité.

Par ailleurs, en 2013, le Congo et l’Afrique du Sud ont signé à Paris un accord pour construire au Congo le plus grand complexe hydraulique du monde avec l’aide de l’Agence française de développement (AFD), de la Banque européenne d’investissement (BEI) et de la Banque mondiale (BM). Réunis dans le barrage Grand Inga, le projet représenterait une puissance installée de 39 000 MW_e, soit un gigantisme qui fait reculer tous les promoteurs.

9.3. Belo Monte au Brésil : la création d’un barrage géant

Deux multinationales françaises du secteur de l’énergie, Alstom et GDF Suez, participent activement au développement hydroélectrique de l’Amazonie brésilienne^[4]. De son côté, EDF participe à des titres divers à plusieurs projets de barrages dans la région, y compris potentiellement jusqu’en Guyane française.

Belo Monte (Figure 19) sera le troisième plus grand barrage du monde après celui des Trois-Gorges en Chine (18 000 MW_e) et celui d’Itaipu, exploité en commun par le Brésil et le Paraguay (14 000 MW_e). D’une capacité de 11 233 MW_e et d’une largeur de 6 km, il pourrait coûter plus de 10 milliards d’euros. L’ouvrage devrait assurer 11 % de la capacité de production électrique du pays, de quoi alimenter 20 millions de foyers.

9.4. Felou au Mali : un impact environnemental minimisé

Il s’agit d’une centrale hydroélectrique de basse chute en rive gauche du fleuve Sénégal, équipée de trois groupes turbo-alternateurs de type Bulbe d’une puissance unitaire de 20 MW_e, soit au total 60 MW_e. Le débit de l’équipement est de 500 m3/s pour les trois groupes et la chute atteint 13,80 m (Figure 20).

Cet aménagement inauguré fin 2013, à l’aval du barrage de Manantali mis en service depuis quelques années, va profiter du débit en partie régularisé du fleuve Sénégal pour produire une énergie à un coût de production réduit et sans aucun impact sur l’environnement puisque le seuil de dérivation permettant l’alimentation du canal d’amenée est un seuil existant, construit en 1927, pour alimenter une petite centrale hydroélectrique qui produisait 600 kW^[5].

Ce nouveau barrage, construit par l’entreprise chinoise SINOHYDRO Corporation Limited s’inscrit dans l’équipement des fleuves Sénégal et Niger ainsi que de leurs affluents (Lire : L’aménagement de Sélingué au Mali).

9.5. New Assiut en Egypte : un projet multi-objectifs

Ce projet concerne la construction d’un nouveau barrage en aval du barrage existant et du régulateur de prise du canal d’Ibrahima construit en 1902 et réhabilité en 1938. Il s’agit d’un aménagement à buts multiples (irrigation, navigation, hydroélectricité). Il comporte une digue de fermeture, un évacuateur avec vannes radiales de 17 m de large et pont routier, une centrale hydroélectrique basse chute avec quatre groupes bulbes de 10,8 MW_e chacun, d’une capacité totale de 43,2 MW_e (Figure 21).

Bibliographie

Berthet Lionel (2009). Prévision des crues au pas de temps horaire : pour une meilleure assimilation de l’information de débit dans un modèle hydrologique.  Thèse Agro Paris Tech.

Dingman Lawrence S. (2015). Physical Hydrology : Third Edition. Waveland Press, 643 p.

«Enhancing Hydropower plants», Bertrand et al., Congrès SHF Grenoble 9-10 avril 2014—“Phy. & Num. modelling to analyse upstream section design of a low-head unit” session

Building of a simulator to study low-head hydropower plants performance, Simhydro 2014, Olivier Bertrand (Artelia), Fabrice Loiseau (Alstom Hydro), Emmanuelle Lopez (JKL), Claude Rebattet (Grenoble INP), Pierre Roumieu (CNR), Bertram Velichorpillai (Actoll), “Simulation & modelling of 3D near field phenomena in free surface flows” session