Deux chercheurs examinent le potentiel de développement des petites centrales hydroélectriques en Europe à partir d’un vaste inventaire de sites anciens, puis le croisent avec des projections climatiques et hydrologiques jusqu’à la fin du XXIe siècle. Leur analyse montre une forte concentration géographique du potentiel, surtout en Europe occidentale et centrale, tandis que l’Europe du Sud apparaît plus contrainte par l’évolution attendue des débits.
L’étude part d’un double constat. D’un côté, l’hydroélectricité est présentée comme un levier de décarbonation, et les petites centrales hydroélectriques (SHP, pour small hydropower plants) sont décrites comme moins dommageables que les grands aménagements. De l’autre, leur développement ne peut pas être pensé indépendamment des effets du changement climatique sur l’eau disponible dans les rivières. L’enjeu du papier est donc de déterminer dans quels bassins européens la remise en service ou la création de petites installations pourrait rester réaliste dans un climat plus chaud. Les auteurs travaillent à partir de la base RESTOR Hydro, qui recense des sites hydrauliques historiques en Europe, notamment d’anciens moulins et scieries.
L’équipe de recherche réunit deux géographes polonais. Włodzimierz Juśkiewicz est affilié au Department of Environmental Resources and Geohazards de l’Institute of Geography and Spatial Organization de l’Académie polonaise des sciences, à Toruń. Włodzimierz Marszelewski appartient au Department of Hydrology, Cryology and Water Management de la Faculté des sciences de la Terre et de l’aménagement spatial de l’Université Nicolas-Copernic, également à Toruń. L’article relève ainsi d’un croisement entre géographie, hydrologie et analyse spatiale.
L’objet de la recherche est l’évaluation, à l’échelle européenne, du potentiel de développement des petites centrales de moins de 10 MW, y compris les microcentrales de moins de 200 kW et les minicentrales de moins de 1 MW. Pour cela, les auteurs reprennent la base RESTOR Hydro, qui contenait 68 964 localisations de sites existants, abandonnés ou potentiels. Après vérification, ils retirent 163 installations dépassant 10 MW, et fondent leur analyse sur 68 801 sites. Ces sites sont répartis dans 39 grandes régions hydrographiques européennes, elles-mêmes subdivisées en 3 600 sous-régions, ce qui permet une lecture fine par bassin et sous-bassin.
La méthode combine inventaire technique et modélisation hydroclimatique. Les auteurs utilisent un traitement sous SIG, puis construisent un indice intégré, l’Integrated Energy Index (IEI), qui agrège deux composantes : le potentiel de puissance des sites et l’évolution simulée des écoulements. Pour la partie hydrologique, ils mobilisent le modèle VIC-WUR, alimenté par des projections climatiques européennes, et retiennent notamment le scénario RCP 8.5 pour tester la robustesse des sites dans un contexte de réchauffement marqué à l’horizon 2071-2100. L’objectif n’est pas de produire une faisabilité locale projet par projet, mais d’identifier des configurations régionales favorables ou défavorables.
Le premier résultat marquant est la forte inégalité spatiale du potentiel. À grande échelle, les bassins comptant le plus de sites potentiels sont le Danube avec 8 540 sites et le Rhône avec 6 525, alors que le Douro et l’Èbre n’en comptent respectivement que 12 et 16. Si l’on raisonne en densité par 500 km², les régions les plus denses sont la Meuse avec 40,1 sites et le Rhône avec 33,2. Les cartes et tableaux montrent ainsi une concentration du potentiel dans certaines portions de l’Europe occidentale et centrale.
À l’échelle des sous-bassins, la concentration est encore plus nette. Sur environ 3 600 unités analysées, plus de 83 % ne contiennent aucun site SHP identifié. Autrement dit, le potentiel européen existe, mais il n’est pas diffus : il se regroupe dans des noyaux bien précis, que les cartes de l’article situent notamment en France, en Belgique, dans l’ouest de l’Allemagne, au Royaume-Uni, dans le sud de la Finlande, en Slovénie, dans le sud de l’Autriche, en Croatie centrale, en Grèce, dans le sud de la Pologne, dans les pays baltes et dans l’ouest de la Tchéquie.
Le papier montre aussi que ce potentiel est dominé par de très petites installations. Parmi tous les sites recensés, 91,6 % correspondent à des puissances estimées inférieures ou égales à 40 kW. Les sites compris entre 40 et 300 kW représentent 7,3 %, ceux entre 300 kW et 1 MW seulement 0,9 %, et ceux entre 1 et 10 MW 0,2 %. Le gisement étudié est donc massivement constitué de micro- ou très petites centrales, ce qui éclaire le type de développement envisagé par les auteurs : il s’agit moins de grands ouvrages nouveaux que d’une logique de réactivation ou d’optimisation de petits sites existants ou hérités.
Le deuxième grand bloc de résultats concerne l’effet du climat futur. Les auteurs rappellent que l’augmentation des températures et l’évolution des précipitations modifieront fortement les débits. Dans leur synthèse, ils indiquent que « les hausses projetées de température et les changements des régimes de précipitations pourraient poser des difficultés, en particulier en Europe du Sud ». L’article insiste sur ce contraste nord-sud : le nord et certaines régions alpines garderaient des conditions hydrologiques relativement stables ou plus favorables, alors qu’une partie de l’Europe méridionale, en particulier l’espace ibérique et méditerranéen, devrait subir une baisse de disponibilité en eau.
L’indice IEI sert précisément à croiser ces deux dimensions, technique et hydrologique. Les auteurs identifient des zones où la combinaison entre potentiel de puissance et écoulements projetés reste favorable, et d’autres où la capacité technique seule ne suffit pas à garantir un développement pertinent. L’analyse spatiale par Moran local montre que 2 005 sous-bassins, soit 55,7 % des 3 600 unités étudiées, présentent une autocorrélation locale statistiquement significative. Parmi eux, 313 appartiennent à des clusters High–High, c’est-à-dire des ensembles de conditions favorables, 1 317 à des clusters Low–Low, défavorables, 104 sont des exceptions favorables isolées, et 271 des unités défavorables dans un environnement plutôt favorable. Les clusters les plus favorables se situent surtout dans le nord, l’ouest et le centre de l’Europe ; les clusters défavorables dominent davantage dans certaines parties de la péninsule Ibérique et d’autres zones méridionales.
L’article ne présente pas ces résultats comme un feu vert généralisé au développement de la petite hydroélectricité. Les auteurs rappellent que les petites installations ont elles aussi des effets cumulatifs sur les milieux et qu’il faut raisonner à l’échelle des bassins, non du seul site : « les stratégies de développement des SHP devraient privilégier une planification coordonnée à l’échelle du bassin versant plutôt que des initiatives locales isolées ». De même, ils soutiennent que les futurs choix européens devraient d’abord privilégier la rénovation, l’optimisation des sites existants, la prise en compte des débits écologiques et l’évaluation des impacts cumulés, surtout dans les régions qui seront soumises à un stress hydrologique croissant.
Discussion
La recherche de Włodzimierz Juśkiewicz et Włodzimierz Marszelewski s'appuie sur le scénario climatique le plus sévère (8,5 W/m2 de forçage en 2100). Or, dans la littérature récente, ce RCP8.5 ou SSP5-8.5 n’est plus considéré comme le scénario le plus crédible pour décrire la trajectoire centrale du monde actuel. Le GIEC soulignait déjà dans l’AR6 que ces trajectoires ne devaient pas être lues comme un « business as usual », mais plutôt comme des scénarios de risque élevé, devenus « considérablement moins probables » qu’au moment de l’AR5. Le nouveau cadre de scénarios préparé pour le CMIP7 (futur rapport GIEC) retient d’ailleurs un ensemble de trajectoires jugées plausibles, distinct de l’ancien extrême RCP8.5, et la Commission européenne a acté récemment que ce « worst-case scenario » n’est plus considéré comme plausible. Cela ne rend pas le choix des auteurs inutile : comme « crash test », ce scénario garde un intérêt pour explorer la robustesse des petites centrales sous contrainte hydrologique maximale. En revanche, son emploi appelle une précaution d’interprétation : les résultats obtenus ne décrivent pas la trajectoire la plus probable de l’Europe, mais plutôt un cas limite de stress climatique, ce qui peut conduire à accentuer les contraintes projetées, notamment pour l’Europe du Sud.
Cette nouvelle recherche sur le potentiel de la petite hydro-électricité confirme trois orientations déjà connues. D’une part, il existe bien en Europe un réservoir important de petites installations potentielles, appuyé sur un héritage hydraulique ancien. D’autre part, ce réservoir est spatialement très concentré et son exploitation future dépendra de plus en plus de la stabilité hydrologique régionale. Enfin, c'est la petite hydroélectricité qui a le plus de sites favorables, aujourd'hui comme demain. Ce travail fournit ainsi une base de repérage territorial pour les politiques énergétiques, sans prétendre remplacer les études locales de faisabilité ni les évaluations environnementales détaillées.
Nous attendons désormais que les décideurs des politiques publiques françaises et européennes intègrent pleinement le potentiel hydro-électrique dans la gestion de chaque bassin versant. Ce qui est hélas loin de correspondre encore à la réalité, malgré l'urgence de transition énergétique et climatique.
Référence : Juśkiewicz, W., & Marszelewski, W. (2026). Potential opportunities for the development of small hydropower plants in Europe in the context of further climate warming. Climatic Change, 179, Article 131.








