Mortalité des poissons en turbines hydroélectriques : limites des protocoles expérimentaux face aux conditions réelles de dévalaison

La mortalité piscicole dans les turbines hydroélectriques fait l'objet de nombreuses études expérimentales, utilisées notamment pour définir les obligations de protection des poissons migrateurs. Mais ces études ne mesurent pas toutes la même réalité. Les protocoles classiques, fondés sur l'injection artificielle de poissons dans les turbines et leur récupération à l'aval, présentent des limites de représentativité. Les suivis par télémétrie, qui permettent d'observer les poissons choisissant librement leur itinéraire, révèlent une réalité souvent différente. Les travaux scientifiques français et européens invitent à mieux distinguer le danger intrinsèque d'une turbine du risque effectivement encouru par les poissons dans une rivière.

Les études de mortalité piscicole dans les turbines hydroélectriques reposent historiquement sur des protocoles d'injection et de recapture. Des poissons sont introduits artificiellement à l'amont immédiat d'une turbine, parfois au moyen de conduites spécialement installées, puis récupérés à l'aval dans des filets ou dispositifs de collecte. L'examen des individus permet de déterminer les blessures et mortalités associées au passage.

Le passage forcé en turbine ne reproduit pas nécessairement la dévalaison naturelle

Ces expériences ont produit une documentation scientifique importante. Elles présentent toutefois une limite fondamentale : elles imposent aux poissons un passage que ceux-ci n'auraient pas nécessairement emprunté dans les conditions naturelles. Lorsqu'un poisson descend une rivière, il peut s'orienter vers différentes voies d'écoulement : prise d'eau, déversoir, exutoire de dévalaison, passe à poissons ou bras secondaire. Ses déplacements dépendent des vitesses, des profondeurs, des courants d'appel, de son comportement et de sa capacité à éviter certains obstacles.

L'injection forcée supprime cette phase de sélection. Le poisson est introduit dans une voie déterminée et ne peut plus modifier son itinéraire à l'approche de la machine. Ce protocole mesure donc essentiellement la mortalité conditionnelle au passage en turbine, non la mortalité réellement subie par l'ensemble des poissons arrivant à l'aménagement.

La distinction est importante. Si une turbine provoque 20 % de mortalité parmi les poissons qui la traversent, mais que seuls 5 % des poissons rencontrant l'ouvrage empruntent effectivement cette voie, la mortalité directe imputable à la turbine représente 1 % des individus arrivant à l'aménagement. Encore faut-il connaître la proportion réelle des poissons empruntant les différentes voies. Or celle-ci ne peut être déduite mécaniquement du débit turbiné. Les comportements piscicoles ne suivent pas nécessairement une répartition proportionnelle aux débits.

Ce problème de représentativité est souligné de longue date dans les travaux français consacrés à l'évaluation des dispositifs de dévalaison et des protocoles d'ichtyocompatibilité (Larinier et Travade, 1999 ; Baran et Courret, 2013 ; Tomanova et al., 2018). Il conduit à distinguer deux objets scientifiques différents : mesurer la dangerosité d'une voie de passage et mesurer l'impact réel d'un aménagement sur les populations qui le rencontrent.

Les autres biais des essais par injection et recapture

Le caractère imposé du passage n'est pas la seule difficulté des protocoles expérimentaux classiques. Plusieurs facteurs peuvent modifier les résultats obtenus.

Le stress préalable et les manipulations - Les poissons utilisés dans les expérimentations sont capturés ou issus de pisciculture, transportés, parfois anesthésiés, marqués et maintenus temporairement avant leur injection. Ces opérations peuvent entraîner un stress physiologique, des blessures ou une mortalité indépendante de celle provoquée par la turbine. Elles peuvent également modifier la résistance des individus aux contraintes ultérieures. Les guides méthodologiques historiques consacrés à la dévalaison soulignaient déjà la nécessité de distinguer la mortalité imputable à la machine de celle liée aux manipulations (Therrien, 1996 ; Therrien et Bourgeois, 2000). L'utilisation de groupes témoins constitue une précaution indispensable, mais elle ne résout pas tous les problèmes. Lorsque les manipulations fragilisent les poissons, leur effet peut interagir avec celui du passage dans la machine. Une correction statistique simple de la mortalité observée chez les témoins ne garantit donc pas toujours l'élimination du biais.

La récupération des poissons à l'aval - Les filets et dispositifs de récupération peuvent eux-mêmes provoquer des lésions. Les poissons peuvent subir des chocs, des frottements ou des contraintes hydrauliques supplémentaires. Il devient alors difficile de déterminer si certaines blessures résultent du passage en turbine, de la capture à l'aval ou de l'effet cumulé des deux opérations. Cette difficulté est particulièrement importante lorsque les taux de mortalité mesurés sont faibles : quelques poissons blessés ou morts pendant la récupération peuvent modifier sensiblement le résultat final.

La représentativité des poissons testés - Les expérimentations mobilisent fréquemment des poissons d'élevage, dont la taille, la condition physiologique ou le comportement peuvent différer de ceux des poissons sauvages. Il ne faut pas présumer que ce biais conduit toujours à surestimer les dommages. Il peut agir dans des sens différents selon les espèces et les conditions expérimentales. La revue systématique d'Algera et al. (2020) montre précisément que la provenance des poissons, le dispositif expérimental et les méthodes de suivi influencent les estimations. Dans leur corpus quantitatif, 77 % des jeux de données concernaient des poissons issus de pisciculture.

La trajectoire artificielle à l'intérieur de la machine - L'injection peut également déterminer la position initiale des poissons dans l'écoulement, leur orientation et la zone de la turbine qu'ils traversent. Or toutes les trajectoires ne présentent pas nécessairement les mêmes risques. Une distribution artificielle des individus dans les différentes parties de la machine peut produire une estimation différente de celle qui résulterait de leurs trajectoires naturelles. Ce problème est distinct du choix de la voie de dévalaison : même lorsqu'un poisson emprunte effectivement une turbine, les conditions de son entrée peuvent différer de celles d'un poisson introduit par une conduite expérimentale. Ainsi, les protocoles d'injection et de recapture comportent plusieurs sources d'incertitude. Ils restent utiles pour des essais comparatifs, mais leur interprétation doit être limitée à ce qu'ils permettent réellement de mesurer.

Les revues scientifiques constatent des écarts entre les méthodes d'évaluation

La revue systématique d'Algera et al. (2020), publiée dans Environmental Evidence, constitue une référence importante pour apprécier la diversité des protocoles expérimentaux. Les auteurs ont recensé 264 études issues de 87 publications, dont 222 ont été retenues pour l'analyse quantitative. Leur travail confirme que le passage dans les infrastructures hydroélectriques, particulièrement les turbines, augmente les risques de blessures et de mortalité. Il met aussi en évidence une forte hétérogénéité méthodologique.

Les expériences réalisées en laboratoire produisent généralement des estimations de blessures et de mortalité plus élevées que les observations de terrain. Surtout, les études fondées sur la récupération directe des poissons et celles utilisant la télémétrie ne conduisent pas aux mêmes estimations.

Dans leur analyse de sensibilité, les auteurs constatent que les études déduisant la mortalité des historiques de détection télémétrique produisent des estimations de risque relatif plus faibles que les études mesurant directement les mortalités après injection et recapture. Cette observation est essentielle, mais son interprétation exige de la prudence. L'écart peut refléter les conditions différentes des essais, les comportements des poissons, mais également les limites propres aux méthodes de mesure. Il ne démontre pas, à lui seul, que tous les protocoles de recapture surestiment la mortalité biologique. La revue souligne d'ailleurs que les disparitions de signaux télémétriques doivent être interprétées avec précaution : elles ne permettent pas toujours de conclure à la mort du poisson.

Une autre synthèse, réalisée par des chercheurs allemands, a compilé les résultats d'évaluations portant sur plus de 275 000 poissons appartenant à 75 espèces (Radinger et al., 2022). Les auteurs ont notamment cherché à tenir compte des incertitudes liées aux manipulations et aux méthodes de capture. Ils constatent une forte variabilité des mortalités selon les protocoles, les espèces et les situations étudiées.

Ces deux synthèses convergent sur un point : les chiffres de mortalité expérimentale ne sont pas indépendants de la manière dont ils ont été obtenus.

La qualité des données, la représentativité des conditions de passage et la distinction entre mortalité directement observée et mortalité inférée constituent donc des éléments déterminants de leur interprétation.

La télémétrie révèle les itinéraires réellement empruntés par les poissons

Les suivis par radiotélémétrie, télémétrie acoustique ou identification électronique permettent d'examiner directement les déplacements des poissons à l'approche des ouvrages. Contrairement à l'injection forcée à l'entrée d'une turbine, les poissons sont généralement relâchés plus en amont, puis suivis dans leurs déplacements. Ils peuvent s'approcher d'une prise d'eau, s'en éloigner, rechercher une voie de passage ou emprunter un itinéraire alternatif. On parle alors de passage libre, ou "volitional passage". 

Cette approche permet de mesurer un paramètre décisif que les essais par injection ne peuvent établir : la probabilité réelle qu'un poisson choisisse, ou soit entraîné vers, une voie donnée.

En France, des taux de passage en turbine parfois très faibles

L'étude de Tomanova et al. (2018), conduite sur plusieurs installations du bassin de l'Adour, fournit des données particulièrement instructives. Les chercheurs ont évalué, par suivi électronique, l'efficacité de dispositifs de dévalaison associés à des grilles inclinées ou orientées, sur les centrales d'Auterrive, Trois-Villes, Gotein et Halsou. Les résultats montrent que les poissons n'empruntent pas nécessairement la voie des turbines, même lorsqu'une part importante de l'écoulement est dirigée vers l'installation hydroélectrique. 

À Auterrive, les auteurs estiment que 97,6 % des smolts empruntent la voie du barrage et 2,4 % celle de l'usine. Grâce au dispositif de dévalaison, la proportion estimée de poissons passant effectivement par la turbine n'est plus que de 0,37 % de l'ensemble des poissons arrivant à l'aménagement. En combinant ce dernier chiffre avec une mortalité théorique par passage en turbine de 5,2 %, les chercheurs obtiennent une mortalité globale estimée de 0,02 %, soit une efficacité totale de passage de 99,98 %. Il est indispensable de préciser que la proportion de 0,37 % est calculée à partir des poissons non détectés dans les voies de dévalaison, supposés avoir franchi la grille et la turbine. De même, la mortalité de 0,02 % n'est pas une mesure directe des décès, mais un calcul associant un itinéraire estimé à une mortalité théorique. Les résultats diffèrent sensiblement selon les sites, avec des mortalités globales estimées de 0,77 % à Trois-Villes, 1,28 % à Gotein et 1,76 % à Halsou. Ces écarts confirment que la probabilité de passage par les turbines dépend fortement de la configuration des ouvrages et des possibilités de dévalaison. 

Le principal enseignement est méthodologique : un taux de mortalité mesuré en injectant tous les poissons dans une turbine ne peut être appliqué à l'ensemble des poissons dévalants sans mesurer la proportion réelle qui emprunte cette voie.

En Belgique, des comportements complexes devant les centrales

Les recherches conduites sur la Meuse par Renardy et al. (2021) apportent une démonstration complémentaire de l'importance des comportements naturels. Les chercheurs ont suivi 72 smolts de saumon atlantique équipés d'émetteurs acoustiques, à l'approche d'une bifurcation entre une centrale hydroélectrique et un canal de navigation. Parmi les poissons migrants, 41,5 % ont effectué des mouvements d'aller-retour avant leur première approche du complexe. Certains déplacements ont entraîné des retards très importants, allant de quelques heures à plusieurs jours. Seulement 38,6 % des poissons relâchés ont franchi le complexe pendant le suivi. Parmi ceux-ci, 36,4 % ont emprunté le canal de navigation et 63,6 % sont passés par la centrale. Le temps médian de recherche avant franchissement atteignait 4 heures et 44 minutes. L'étude montre que les conditions hydrauliques influencent l'itinéraire des poissons et qu'un aménagement peut perturber fortement la dévalaison, même sans imposer immédiatement un passage dans une turbine. Elle montre également l'impossibilité de déduire ce comportement d'un essai par injection : les mouvements d'approche, les hésitations, les changements d'itinéraire et les absences de franchissement en sont, par construction, exclus. 

Une autre recherche belge a combiné un suivi télémétrique fin et l'analyse des écoulements pour étudier plusieurs voies de dévalaison dans une centrale équipée notamment de vis d'Archimède et d'une passe à poissons de type naturel (Renardy et al., 2023). Les poissons ont utilisé préférentiellement certaines voies en fonction de leurs caractéristiques hydrauliques. La passe naturelle n'a été empruntée que par 23 % des smolts étudiés, tandis que les vis constituaient les voies les plus utilisées. Ces observations rappellent qu'il ne suffit pas de connaître les débits ou l'existence d'un dispositif de franchissement pour en déduire le comportement des poissons. Le suivi des trajectoires réelles permet seul d'établir dans quelle mesure une voie est effectivement attractive et utilisée.

Pour des diagnostics fondés sur les conditions réelles de passage

Les connaissances disponibles conduisent à plusieurs exigences pour améliorer la fiabilité des évaluations de mortalité piscicole en turbine.

En premier lieu, les études doivent indiquer clairement si les poissons ont traversé la machine de manière forcée ou s'ils ont pu sélectionner librement leur voie de dévalaison. Cette différence conditionne la portée écologique des résultats.

En deuxième lieu, les protocoles d'injection devraient documenter précisément les effets des manipulations, de la provenance des poissons et des dispositifs de récupération. Les groupes témoins sont indispensables, mais leurs limites doivent également être discutées.

En troisième lieu, lorsqu'il s'agit d'évaluer l'impact réel d'un aménagement sur la dévalaison, la mesure des itinéraires effectivement empruntés doit devenir un élément central du diagnostic. Une mortalité conditionnelle en turbine ne saurait être assimilée à la mortalité de l'ensemble des poissons rencontrant l'ouvrage.

En quatrième lieu, les estimations doivent distinguer les résultats directement observés des valeurs calculées ou inférées. Cela concerne notamment les poissons non détectés par télémétrie, dont le devenir demeure parfois incertain.

Enfin, les conclusions doivent préciser les limites de représentativité des études : espèces, stades biologiques, origine des poissons, conditions hydrologiques, saison et configuration du site.

La rigueur méthodologique impose également de publier les données essentielles aux calculs et les incertitudes associées. Des pourcentages présentés sans information sur les effectifs, les groupes témoins ou les conditions de suivi ne permettent pas une évaluation critique satisfaisante. Ces exigences ne conduisent pas à abandonner les méthodes expérimentales classiques, mais à éviter leur utilisation hors de leur domaine de validité.

Enfin, il faut préciser que les conditions d'étude dépendent de la nature des barrages et canaux (un ancien moulin n'est pas un grand barrage), de la nature du dispositif hydromécanique (roue, vis, turbines n'ont pas les même vitesse, pressions, géomtéries), de la hauteur et du débit.

Conclusion

Les études de mortalité piscicole dans les turbines hydroélectriques apportent des informations indispensables, mais leur interprétation dépend fortement des conditions expérimentales.

Les protocoles classiques d'injection et de recapture imposent aux poissons une trajectoire et un passage qui ne correspondent pas aux conditions naturelles de dévalaison. Ils peuvent également être affectés par les manipulations préalables, la provenance des poissons et les dispositifs de récupération.

Les synthèses scientifiques montrent que ces facteurs méthodologiques influencent les estimations de mortalité et que les résultats obtenus par suivi télémétrique diffèrent de ceux fondés sur la récupération directe des poissons. Les travaux français et belges consacrés aux trajectoires de dévalaison soulignent surtout une réalité fondamentale : les poissons ne s'engagent pas automatiquement dans les turbines. Leur itinéraire dépend du comportement individuel, des écoulements et des possibilités de franchissement offertes par chaque aménagement.

La mortalité mesurée en imposant un passage dans une turbine n'est donc pas équivalente à la mortalité réellement provoquée par l'aménagement sur les poissons qui le rencontrent. Cette distinction devrait être systématiquement prise en compte dans les expertises écologiques et les prescriptions administratives.

Une politique de protection piscicole fondée sur les données scientifiques doit s'appuyer sur des évaluations représentatives des conditions réelles, et non sur la généralisation de taux issus d'essais dont les conditions artificielles ne sont pas toujours suffisamment discutées.

Références citées

• Algera, D. A., Rytwinski, T., Taylor, J. J., Bennett, J. R., Smokorowski, K. E., Harrison, P. M., Clarke, K. D., Enders, E. C., Bevelhimer, M. S. & Cooke, S. J. (2020). What are the relative risks of mortality and injury for fish during downstream passage at hydroelectric dams in temperate regions? A systematic review. Environmental Evidence, 9, 3. 
• Baran, P. & Courret, D. (2013). Ichtyocompatibilité de turbines hydroélectriques : définition des attentes et des protocoles de tests nécessaires. Pôle Écohydraulique, ONEMA–IRSTEA–IMFT. Rapport technique.
• Larinier, M. & Travade, F. (1999). La dévalaison des migrateurs : problèmes et dispositifs. Bulletin français de la pêche et de la pisciculture, 353-354, 181–210.
• Radinger, J., van Treeck, R. & Wolter, C. (2022). Evident but context-dependent mortality of fish passing hydroelectric turbines. Conservation Biology, 36(3), e13870. 
• Renardy, S., Takriet, A., Benitez, J.-P., Dierckx, A., Baeyens, R., Coeck, J., Pauwels, I., Mouton, A., Archambeau, P., Dewals, B., Pirotton, M., Erpicum, S. & Ovidio, M. (2021). Trying to choose the less bad route: Individual migratory behaviour of Atlantic salmon smolts (Salmo salar L.) approaching a bifurcation between a hydropower station and a navigation canal. Ecological Engineering, 169, 106304. 
• Renardy, S., Colson, D., Benitez, J.-P., Dierckx, A., Goffaux, D., Sabbe, J., Rabouan, A., Detrait, O., Nzau Matondo, B., Sonny, D. & Ovidio, M. (2022). Migration behaviour of Atlantic salmon smolts (Salmo salar L.) in a short and highly fragmented gravel-bed river stretch. Ecology of Freshwater Fish, 31, 499–514. 
• Renardy, S., Ciraane, U. D., Benitez, J.-P., et al. (2023). Assessment of the Attractiveness and Passage Efficiency of Different Fish Passage Solutions at a Hydropower Plant by Combining Fine Scale 2D-Telemetry and Hydraulic Numerical Modelling. Environments, 10(7), 107. 
• Therrien, J. (1996). Guide d'évaluation de la problématique de la dévalaison des poissons en relation avec les petites centrales hydroélectriques. Groupe-conseil Génivar, rapport technique.
• Therrien, J. & Bourgeois, G. (2000). Fish Passage at Small Hydro Sites. IEA Hydropower Agreement, rapport technique.
• Tomanova, S., Courret, D., Alric, A., De Oliveira, E., Lagarrigue, T. & Tétard, S. (2018). Étude d'efficacité des exutoires associés à des grilles inclinées ou orientées pour la dévalaison des smolts de saumon atlantique. Études 2016 et synthèse des résultats 2015-2016. Agence française pour la biodiversité, EDF R&D, ECOGEA. 

En hydroélectricité, un projet peut être refusé s’il exploite insuffisamment le potentiel du site

Par une décision du 2 octobre 2026, le Conseil d’État précise que l’administration peut refuser l’autorisation d’une installation hydroélectrique au motif qu’elle n’exploite pas de manière optimale le potentiel du site. Cette appréciation doit cependant tenir compte des autres objectifs de la gestion équilibrée de l’eau et des critères du code de l’énergie. L’affaire concerne une microcentrale projetée en Savoie.

La société CH Bonnegarde souhaitait créer une microcentrale utilisant les eaux du torrent de Bonnegarde, sur la commune de La Plagne-Tarentaise. Le préfet de la Savoie a refusé son autorisation par un arrêté du 26 décembre 2019. Selon les constatations du Conseil d’État, ce refus était fondé sur l’insuffisante efficacité énergétique du projet, révélée notamment par l’existence d’un projet concurrent dont l’administration avait connaissance.

La société a contesté ce refus devant le tribunal administratif de Grenoble, qui a rejeté sa demande le 13 juin 2023. Le 12 mars 2025, la cour administrative d’appel de Lyon lui a donné raison : elle a annulé le jugement et l’arrêté préfectoral, puis ordonné au préfet de réexaminer la demande. Le ministère chargé de l’écologie s’est pourvu en cassation contre cet arrêt.

Le litige portait principalement sur une question : l’administration peut-elle apprécier la qualité énergétique d’un projet hydroélectrique et refuser son autorisation lorsqu’il ne tire pas suffisamment parti de la ressource disponible ?

Le Conseil d’État articule deux ensembles de dispositions. L’article L. 211-1 du code de l’environnement fait de la valorisation économique de l’eau, notamment pour produire de l’électricité renouvelable, un objectif de sa gestion équilibrée et durable. Cette gestion doit également concilier les exigences biologiques, hydrauliques et les différents usages de l’eau. L’article L. 311-5 du code de l’énergie prévoit, quant à lui, une appréciation de l’efficacité énergétique de l’installation par comparaison avec les meilleures techniques disponibles à un coût économiquement acceptable.

Ces critères énergétiques interviennent dans l’instruction de l’autorisation hydraulique : le Conseil d’État rappelle que les autorisations prévues par les deux codes sont juridiquement articulées.

Le moyen principal figure au point 5 de la décision :

« Par suite, l’autorité administrative peut légalement se fonder, pour rejeter un telle demande, sur la circonstance que l’installation projetée n’exploite pas de manière optimale le potentiel hydroélectrique du site d’implantation, dès lors qu’elle prend également en compte les autres objectifs énoncés à l’article L. 211-1 du code de l’environnement et les autres critères mentionnés à l’article L. 311-5 du code de l’énergie. »

Le Conseil d’État retient deux erreurs de la cour d’appel. D’une part, elle a commis une erreur de droit en excluant la possibilité d’un refus fondé sur l’exploitation insuffisamment efficace de la ressource. D’autre part, elle a dénaturé les pièces du dossier en estimant que le refus préfectoral ne reposait pas sur l’efficacité énergétique du projet et les objectifs légaux précités.

L’arrêt du 12 mars 2025 est donc annulé et l’affaire renvoyée à la cour administrative d’appel de Lyon. Le Conseil d’État ne tranche pas définitivement la légalité du refus préfectoral : la cour devra réexaminer le litige en appliquant cette interprétation du droit.

Cette décision appelle une double lecture. Elle rappelle que la production hydroélectrique constitue un objectif légal que l’administration doit prendre en compte dans la gestion de l’eau. Mais elle permet aussi d’opposer à un projet sa valorisation insuffisante du potentiel énergétique. Pour les porteurs de projets, le choix du dimensionnement et des équipements devra donc être solidement justifié. L’optimisation reste toutefois encadrée par le coût économiquement acceptable des techniques et par la conciliation des autres intérêts protégés : elle ne constitue pas une obligation abstraite de produire le maximum d’électricité, quelles qu’en soient les contraintes et conséquences.

Source : Conseil d’État, chambres réunies, 2 octobre 2026, n° 504303, décision mentionnée aux tables du recueil Lebon. Pappers, Légifrance

Les impacts écologiques des éclusées hydroélectriques

Le premier tome du guide "Atténuer les impacts écologiques des éclusées hydroélectriques" rassemble les connaissances scientifiques et techniques disponibles fin 2023 sur les effets des variations rapides de débit provoquées par l’exploitation hydroélectrique. Il décrit la chaîne allant des modifications hydrologiques aux altérations des habitats puis aux effets biologiques, examine les méthodes de diagnostic et recense les mesures d’atténuation.

Vues de la rivière Verdon en aval de Castellane (04) dans deux conditions de débits différentes (a : sans éclusée, b : pendant une éclusée). Extrait de Baran et al., op. cit.

Les «éclusées» sont les variations de débit provoquées lorsqu’une centrale disposant d’une réserve d’eau augmente ou réduit rapidement son turbinage pour répondre à la demande d’électricité, équilibrer le réseau ou compenser la variabilité d’autres productions. À l’aval, ces changements peuvent survenir en quelques minutes. Ils se distinguent de petites crues par des gradients rapides et une fréquence parfois quotidienne, voire pluriquotidienne.

Cadre technique et juridique de la synthèse

Le guide répond à la disposition 6A-10 du SDAGE Rhône-Méditerranée 2022-2027, qui prévoit de «réduire les impacts des éclusées sur les cours d’eau pour une gestion durable des milieux et des espèces». L’état des lieux de 2019 avait identifié 1 242 kilomètres concernés dans les bassins Rhône-Méditerranée et Corse : 51 centrales influencent 73 secteurs appartenant à 51 masses d’eau, soit 2,7 % du réseau étudié. Plus de 68 % de ce linéaire correspond à des cours d’eau de plus de 40 mètres de largeur.

Les éclusées ne constituent généralement pas la seule pression : 29 % du linéaire est fortement chenalisé et 18 % moyennement chenalisé ; 7 % des secteurs présentent un taux d’étagement fort et 14 % un taux moyen. Réduire les éclusées peut donc être nécessaire sans suffire à atteindre les objectifs écologiques.

Les débits minimaux sont encadrés par l’article L. 214-18 du code de l’environnement, mais aucun texte général ne réglemente les autres paramètres — amplitude, gradients ou fréquence. Ils sont prescrits au cas par cas dans les règlements d’eau et actes applicables aux ouvrages. Le guide n’a lui-même aucune valeur réglementaire ou prescriptive.

Le document a été rédigé par Philippe Baran (ECOGEA), Jean-René Malavoi et Benoît Terrier (Agence de l’eau Rhône Méditerranée Corse). Sa préparation a associé l’OFB, la DREAL Auvergne-Rhône-Alpes, l’Agence de l’eau, les fédérations de pêche, EDF et des chercheurs d’INRAE. La méthode résulte de « réflexions et d’arbitrages collégiaux » sans engager individuellement chaque membre du comité.

Le corpus international relève principalement de l’écohydraulique, au croisement de l’hydrologie, de l’hydraulique fluviale, de la géomorphologie et de l’écologie aquatique. Les travaux se sont fortement accélérés : moins de 0,2 publication par mois dans les années 1990, contre 2,5 à 3 à partir de 2016. 

L’objet de la synthèse : une chaîne de causalité allant du débit aux organismes

La centrale modifie l’hydrologie ; la variation du débit transforme hauteurs d’eau, vitesses et surfaces mouillées ; ces changements altèrent les habitats et peuvent produire des effets biologiques directs, puis modifier les communautés et l’écosystème.

Les auteurs distinguent les périodes de débit faible ou élevé et les phases «instationnaires» de hausse et de baisse rapides. Le débit maximal n’est donc pas seul en cause : comptent aussi le débit de base, l’amplitude, les gradients, la durée et la fréquence.

Sur les stations étudiées, les régimes d’éclusées présentent une médiane d’environ 220 variations annuelles, contre 10 dans les régimes naturels de référence. Les gradients de hausse dépassent couramment 50 % du module par heure, valeur très rare naturellement. Sur la Dranse de Morzine, la fonte des neiges produit une hausse de 7 à 17 % du module par heure, alors que la majorité des gradients d’éclusées étudiés dépassent 25 %.

Les traits distinctifs sont donc la fréquence, la rapidité et la forte variabilité intra-journalière. Les débits maximaux restent généralement inférieurs aux crues naturelles : c’est surtout leur répétition et leur dynamique qui différencient les deux régimes.

Des substrats et des frayères soumis à perturbations

Les éclusées peuvent déplacer les graviers et petits galets servant à la reproduction des poissons lithophiles. Sur le Vicdessos, 16,5 % des petits galets suivis lors d’éclusées de 16 m³/s, environ deux fois le module, ont été déplacés sur une distance médiane de quatre mètres.

Un débit proche de 200 % du module peut marquer l’apparition de mouvements importants des substrats de 2 à 5 centimètres, favorables notamment à la truite commune. Ce n’est toutefois pas un seuil universel : la mobilité dépend de la disponibilité sédimentaire et de la configuration locale.

Les pontes de surface sont très exposées. Une étude sur l’aspe a observé, au-delà de 70 cm/s, une division par dix de la densité d’œufs sur les frayères, en raison de leur arrachement.

La contraction des habitats et la dérive forcée

L’augmentation du débit transforme rapidement profondeurs et vitesses. Sur la Dranse, les surfaces favorables aux truites adultes passent de 31 % au débit de base à 10 % pendant l’éclusée. Sur trois rivières alpines, les surfaces favorables aux alevins sont divisées par cinq à dix au débit maximal.

Les jeunes poissons, aux faibles capacités de nage, sont particulièrement vulnérables. Après l’émergence, les alevins de truite recherchent des profondeurs de 20 à 30 centimètres et des vitesses de 0 à 10 cm/s. Dans une expérience, 66 % des alevins entraînés par une hausse artificielle ont dérivé durant les deux premières minutes. Lorsque le rapport entre débit maximal et débit de base passait de 5 à 10, la dérive doublait.

Les invertébrés sont aussi concernés. En aval de Glen Canyon, dans le Colorado, 80 % du stock de chironomidés d’un secteur aurait été exporté en trois mois. Une autre étude mesure une biomasse dérivante passant de 0,6 mg/m³ à 30 m³/s à 3 mg/m³ à 60 m³/s.

Exondation des frayères, des pontes et des marges aquatiques

À la baisse du débit, certaines parties du lit précédemment immergées sont exondées, notamment les habitats de reproduction et de développement des marges.

Sur le Missouri, une baisse de 140 à 70 m³/s exondait 34 % des frayères de truite commune et 60 % de celles de truite arc-en-ciel ; à 38 m³/s, plus de 85 % l’étaient. Sur la Dordogne en 2020, 16 % des sites de reproduction de l’ombre commun ont été exondés ; sur la Cère, 37 %, soit 120 nids.

La mortalité varie selon le stade et les conditions dans le gravier. Chez les salmonidés, le stade post-éclosion est beaucoup plus vulnérable que l’œuf : 100 % de mortalité après six heures d’exondation pour des alevins en fin de résorption de la vésicule, contre 48 heures pour des alevins encore vésiculés. Des œufs peuvent parfois supporter 15 à 20 jours avec une faible mortalité. La survie dépend de l’écoulement interstitiel, de la température, des sédiments fins et des prédateurs.

Certains insectes aquatiques connaissent 100 % de mortalité des pontes après quatre heures d’exondation, parfois après deux heures de dessiccation. Sur la Dordogne, plus de 180 exondations de pontes de grenouilles agile et rousse ont été recensées en 2021. Certaines années, les gazons amphibies perdent de 20 % à presque 100 % de leurs surfaces après la reprise des éclusées en septembre.

Piégeage et échouage des poissons

Le piégeage isole un poisson dans une poche d’eau ; l’échouage le laisse hors de l’eau, où il meurt généralement vite par asphyxie ou prédation.

Le phénomène est très hétérogène. Sur un tronçon de la Columbia, cinq kilomètres concentraient plus de 60 % des alevins piégés et un autre secteur 75 % des échouages. Sur la Dordogne, 58 % des poissons piégés l’étaient dans de petits chenaux surcreusés dans la ripisylve.

Sur la Dordogne et la Maronne, 4 750 piégeages ou échouages d’alevins de treize espèces ont été dénombrés sur quinze sites pendant 27 éclusées suivies en trois ans. Sur l’Ain, le phénomène a été détecté lors de toutes les campagnes portant sur 36 sites, avec quelques individus à plus de 1 000 alevins selon les situations.

Il est aussi très saisonnier : sur la Maronne, 80 % des cas recensés entre 2005 et 2020 se concentrent sur cinq semaines, lors de l’émergence des alevins. Sur la Columbia, la probabilité de piégeage est presque nulle lorsque le débit de base dépasse 30 % du module et augmente nettement sous 20 %.

Température de l’eau et autres caractéristiques physico-chimiques

Le «thermopeaking» désigne la variation rapide de température accompagnant certaines éclusées lorsque l’eau turbinée provient d’une couche thermique différente de celle de la rivière.

Dans les Alpes italiennes, des refroidissements de 3 à 5 °C au printemps et en été et des réchauffements de 2 à 3 °C en automne et en hiver ont été observés. Sur l’Oriège, l’eau peut se réchauffer de 1,5 à 3 °C en hiver et se refroidir de 6 à 7 °C en été.

Les conséquences portent sur la dérive des invertébrés, la croissance et l’émergence des insectes, le stress physiologique et la nage des poissons. Ce volet reste toutefois moins documenté que les effets hydrologiques et morphoécologiques.

Des impacts de moindre intensité que les crues, mais beaucoup plus répétés

Les crues naturelles peuvent tuer des organismes, déplacer les substrats et réduire le recrutement. Dans plusieurs rivières alpines et pyrénéennes, les effets sur les alevins de truite deviennent marqués au-delà de cinq à six fois le module, pour des événements revenant localement tous les trois à cinq ans.

Mais les crues décolmatent aussi les substrats, exportent la matière organique, déplacent le bois et recréent des habitats. Les éclusées atteignent des débits moins élevés, mais répètent beaucoup plus souvent leurs perturbations : des altérations moins intenses peuvent ainsi produire, par accumulation, des effets biologiques plus marqués à terme.

Dans deux rivières pyrénéennes comparées, les densités d’alevins de truite sont en moyenne 4,5 fois plus faibles dans le tronçon soumis aux éclusées. Elles y restent faibles même lorsque l’hydrologie naturelle serait favorable au recrutement.

Les mesures d’atténuation examinées

Le guide distingue trois familles d’intervention. Les mesures hydrologiques modifient l’exploitation : réduction de la fréquence ou du débit maximal, limitation des gradients, augmentation du débit de base, suspension pendant les périodes biologiques sensibles ou coordination de plusieurs centrales. Elles agissent sur tout le tronçon affecté, parfois sur des dizaines de kilomètres.

Les mesures morphologiques modifient localement le lit : réduction des formes piégeantes, création de refuges, apport de blocs ou de bois, restauration de substrats de reproduction, maintien de bras secondaires et reconnexion d’habitats. Leur portée est locale et leur pérennité doit être vérifiée après les crues.

Les mesures constructives déportent la restitution vers l’aval ou utilisent un bassin de démodulation pour amortir les variations. Elles peuvent réduire gradients et débits maximaux, mais rencontrent des contraintes d’emprise, de coût et parfois de continuité écologique.

Les preuves d’efficacité restent limitées : douze publications pour dix cas d’étude. Les poissons, surtout les salmonidés, dominent les suivis ; les invertébrés ne sont étudiés que dans quatre cas, l’érosion dans deux et la végétation dans un. Aucun suivi biologique d’une mesure constructive n’a été trouvé.

Ce que montrent les retours d’expérience sur l’efficacité

En Amérique du Nord, la réduction des gradients de baisse et de la fréquence des éclusées, combinée à un changement de calendrier, a été associée à une hausse de 130 % de la production de saumons. Plusieurs études situent entre 10 et 15 cm/h les gradients de baisse sous lesquels les échouages diminuent, avec des variations selon les espèces et les sites.

Sur la Dordogne, les mesures engagées dès 2004 et renforcées en 2008 ont été suivies d’une multiplication des abondances d’alevins de truite par cinq, et par 3,5 sur la Maronne. Ces évolutions sont corrélées à la diminution du nombre et de l’amplitude des baisses et à l’augmentation des débits de base.

Sur le Doubs franco-suisse, après la modification du débit de base entre 2004 et 2017, le vairon et la loche franche ont augmenté tandis que la truite est restée stable. Les surfaces effectives de frayères de truite sont néanmoins passées de 700 m² en 2017-2018 à 1 600 m² en 2021-2022.

Les interventions morphologiques donnent des résultats contrastés. Sur la Maronne, la restauration de 2 400 m² de substrats par apport de granulats a précédé une multiplication par quatre des frayères. Sur deux rivières suédoises, l’apport de 100 000 à 150 000 tonnes de blocs et graviers sur 1,5 kilomètre n’a en revanche accru ni l’abondance ni la survie des ombres communs. Les mesures doivent donc toujours être appréciées selon leur contexte morphologique et biologique.

Référence : Baran, P., Malavoi, J.-R., & Terrier, B. (2026). Atténuer les impacts écologiques des éclusées hydroélectriques. Tome 1 : État des connaissances et retours d’expérience, Secrétariat technique du bassin Rhône-Méditerranée, 108 p.

Photovoltaïque flottant sur plan d'eau : jusqu’à 90 % de l’évaporation peut être évitée (Gandhi et al 2026)

Dans une vaste revue publiée dans Nature Reviews Clean Technology, Oktoviano Gandhi et ses collègues dressent un état des connaissances sur le photovoltaïque flottant, depuis son déploiement mondial jusqu’à ses coûts, ses performances et ses effets environnementaux. Parmi les bénéfices examinés figure la réduction de l’évaporation des plans d’eau. La littérature rassemblée par les auteurs fait apparaître des écarts considérables : sur la seule surface effectivement couverte par les installations photovoltaïques, la réduction estimée de l’évaporation va de 17 à 90 %. Un dispositif à étudier en France, où nous sommes confrontés au besoin de réservoirs d'eau mais au risque de forte évaporation en été. Des travaux préliminaires d'EDF sur un réservoir d'eau ont montré 40% d'évaporation estivale évitée. Là où il n'y a pas  d'enjeu concurrent d'usages et de paysage, cette piste est prometteuse pour des réservoirs de surface plus efficaces en été. 

Le principe du PV flottant sur plan d'eau. Extrait de Gandhi et al 2026, art cit. 

L’article de Gandhi et de ses collègues est un article de revue dont l'objectif est de synthétiser les connaissances existantes sur le photovoltaïque flottant, ou FPV (floating photovoltaics). Les auteurs mobilisent la littérature scientifique, des publications industrielles et la base de données du Solar Energy Research Institute of Singapore (SERIS), qui recense environ 1 700 projets photovoltaïques flottants déployés dans le monde. Ils abordent simultanément les technologies employées, leurs performances, leurs coûts, leur fiabilité, leurs impacts environnementaux et leurs perspectives de développement.

Le développement du photovoltaïque flottant constitue le point de départ de la revue. Les auteurs recensent plus de 9,6 GWp de puissance cumulée installée à la fin de 2024, répartie dans 66 régions, dont 87 % en Asie. Ils rapprochent ce parc encore limité d’un potentiel technique considérablement supérieur : en couvrant 10 % des surfaces d’eau continentales retenues dans leur analyse, la capacité théorique dépasserait 22 TWp ; pour 10 % des espaces offshore situés dans les zones économiques exclusives, elle dépasserait 718 TWp.

Le principe présente plusieurs particularités par rapport aux centrales photovoltaïques terrestres. Les modules sont supportés par des flotteurs et maintenus par des systèmes d’ancrage et d’amarrage. Leur proximité avec l’eau et, selon la configuration, une meilleure circulation de l’air peuvent refroidir les modules et améliorer leur rendement. À l’inverse, l’humidité, les mouvements continus, les vagues et le vent imposent des contraintes supplémentaires sur les équipements. Les auteurs soulignent ainsi que le photovoltaïque flottant ne consiste pas simplement à transposer sur l’eau une centrale terrestre : flotteurs, ancrages, câbles, modules et procédures de maintenance doivent être adaptés à cet environnement.

La réduction de l’évaporation constitue l’un des bénéfices spécifiques examinés dans la revue. Deux mécanismes physiques sont mis en avant. Premièrement, les panneaux et leurs structures diminuent la quantité de rayonnement solaire qui atteint directement la surface de l’eau. L’eau située sous ou à proximité des panneaux reçoit donc moins d’énergie et tend à rester plus froide. Deuxièmement, les panneaux et les flotteurs modifient les échanges d’air immédiatement au-dessus du plan d’eau : ils réduisent la circulation d’air sur la surface, ralentissent l’évacuation de la vapeur d’eau et entretiennent une humidité locale plus élevée. Ces deux effets ralentissent le passage de l’eau liquide vers l’atmosphère.

Comme l’écrivent les auteurs, "le photovoltaïque flottant peut réduire l’évaporation de l’eau du réservoir". La donnée essentielle de la revue est cependant la dispersion considérable des estimations. Les travaux scientifiques rassemblés par les auteurs donnent une efficacité de réduction de l’évaporation comprise entre 17 et 90 % de l’évaporation correspondant à la surface couverte par le photovoltaïque flottant. Cette amplitude, de plus d’un facteur cinq entre les valeurs extrêmes, est explicitement attribuée aux différences de type de flotteur, de climat et de plan d’eau. Il ne s’agit donc pas, dans l’article, d’un coefficient universel applicable indistinctement à tous les réservoirs.

L’hétérogénéité devient encore plus importante lorsque les auteurs expriment l’économie d’eau non plus en pourcentage de surface, mais en volume rapporté à la puissance photovoltaïque installée. Les valeurs recensées s’étendent de 1 200 à 60 000 m³ d’eau économisés par MWp, soit un rapport de cinquante entre les deux extrémités de la fourchette. Rapportée à l’électricité produite, la littérature citée donne une plage de 0,8 à 30 m³ d’eau économisés par MWh.

Le bénéfice hydrique entre également dans le raisonnement économique des auteurs. Leur revue indique que le coût d’investissement médian observé pour le photovoltaïque flottant est passé de 2,41 dollars par Wp en 2015 à 1,25 dollar par Wp en 2024. Pour les projets recensés en 2024, le coût d’investissement moyen pondéré atteint 0,82 dollar par Wp, contre 0,69 dollar par Wp pour le photovoltaïque terrestre, soit un surcoût de 19 %. L’électricité photovoltaïque flottante reste ainsi généralement plus coûteuse que son équivalent terrestre lorsque l’on ne considère que la production électrique.

L’économie d’eau constitue précisément l’un des services supplémentaires susceptibles de modifier ce calcul. Les auteurs indiquent que sa prise en compte améliore la compétitivité économique du photovoltaïque flottant, particulièrement dans les régions où l’eau est rare ou coûteuse. Dans leur synthèse, ce bénéfice est donc traité non seulement comme un effet hydrologique, mais comme un élément du couplage entre production d’énergie et gestion de la ressource en eau.

La réduction de l’évaporation ne résume cependant pas les interactions entre une installation flottante et le fonctionnement d’un lac ou d’un réservoir. La revue rappelle que la présence de panneaux modifie le rayonnement reçu par l’eau, sa température, les échanges avec l’atmosphère et potentiellement la stratification de la colonne d’eau. Les conséquences environnementales dépendent ainsi du type de plan d’eau, du taux de couverture, de la conception des flotteurs et des ancrages, des organismes présents et des modalités d’exploitation. Plusieurs travaux cités par la revue portent précisément sur les effets du photovoltaïque flottant sur la température et la stratification des lacs, ainsi que sur la qualité de l’eau et les écosystèmes aquatiques.

Discussion

La synthèse de Gandhi et de ses collègues présente le photovoltaïque flottant comme une technologie pouvant mobiliser des surfaces qui n’entrent pas directement en concurrence avec les usages terrestres tout en bénéficiant, dans certains contextes, de synergies avec l’hydroélectricité, l’aquaculture ou la gestion de l’eau. Les trois avantages récurrents mis en avant dans leur conclusion sont la diminution des conflits d’usage des terres, la réduction de l’évaporation de l’eau et l’amélioration possible des performances des modules par refroidissement.

Les auteurs concluent néanmoins que le développement à grande échelle du photovoltaïque flottant reste associé à plusieurs enjeux : coûts encore généralement supérieurs à ceux du photovoltaïque terrestre, contraintes mécaniques accrues, opérations de maintenance plus complexes, incertitudes sur la durabilité des équipements pendant les quelque 25 années attendues d’exploitation, et besoin d’études environnementales de longue durée réalisées sur des types de plans d’eau diversifiés. Les premières observations disponibles indiquent que la dégradation des modules pendant les cinq premières années est comparable à celle des installations terrestres, mais elles ne permettent pas encore d’établir leur comportement sur l’ensemble de leur durée de vie attendue.

Un résultat français récent vient conforter expérimentalement cet intérêt hydrologique. La R&D d’EDF étudie depuis 2025 la centrale photovoltaïque flottante de Lazer (Hautes-Alpes), installation de 20 MWc couvrant environ 70 % de la retenue hydroélectrique. Deux dispositifs de covariance de turbulence (eddy covariance) ont été installés, l’un au sein de la centrale et l’autre sur la partie en eau libre, afin de mesurer directement les flux de vapeur d’eau entre la retenue et l’atmosphère. Sur la période mai-octobre 2025, Berlioux et ses collègues observent, par rapport à une situation de référence en eau libre, une réduction moyenne de l’évaporation de 44 % au-dessus de la zone occupée par le photovoltaïque. Plus remarquable, une diminution moyenne de 35 % est également mesurée au-dessus de la partie non couverte, ce qui suggère que la centrale modifie le microclimat et les échanges turbulents à une échelle dépassant la seule emprise des panneaux. EDF communiquait dès l’automne 2025 sur un ordre de grandeur d’environ 40 % d’évaporation évitée à l’échelle de cette retenue. Ces résultats, encore en cours de consolidation scientifique, sont cohérents avec les ordres de grandeur recensés par Gandhi et ses collègues et apportent surtout une validation en conditions réelles sur une installation industrielle.

Cette observation renforce l’intérêt du photovoltaïque flottant dans une perspective qui dépasse la seule production électrique. Dans les territoires où le stockage superficiel de l’eau est nécessaire mais pénalisé par de fortes pertes estivales par évaporation — retenues d’irrigation, réserves de soutien d’étiage, ouvrages hydroélectriques ou certains stockages destinés à l’alimentation en eau — une couverture photovoltaïque partielle peut assurer simultanément une production énergétique et une fonction de conservation de la ressource. L’effet ne doit toutefois pas être assimilé à un simple coefficient proportionnel à la surface couverte : il dépend du taux et de la géométrie de couverture, du régime de vent, du rayonnement, de la température et de l’humidité de l’air ainsi que des caractéristiques de la retenue. Les mesures de Lazer sont précisément intéressantes parce qu’elles intègrent le bilan physique réel, y compris le réchauffement et le rayonnement infrarouge émis par les modules : malgré ces effets susceptibles d’accroître localement les apports thermiques à l’eau, le bilan net observé reste une réduction substantielle de l’évaporation. 

Le photovoltaïque flottant peut ainsi être envisagé, lorsque les autres contraintes écologiques et techniques sont maîtrisées, comme l’un des outils possibles d’adaptation des stockages d’eau de surface aux climats présentant une forte demande évaporative estivale.

Référence : Gandhi, O. et al (2026), Design and implementation of floating photovoltaics, Nature Reviews Clean Technology, 2, 414–432. 

Relancer la petite hydroélectricité en Europe à l’ère du réchauffement climatique (Juśkiewicz et Marszelewski 2026)

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. 

Le débit des passes à poissons ne doit pas être imputé sur le débit maximal autorisé d’une centrale hydroélectrique

Le Conseil d’État vient de clarifier l’articulation entre autorisation hydroélectrique et continuité écologique. Les débits affectés aux passes à poissons ou aux dispositifs de dévalaison, lorsqu’ils ne traversent pas les turbines, ne peuvent pas être imputés sur le débit maximal autorisé d’une centrale. L’obligation écologique demeure, mais elle ne doit pas être transformée en réduction indirecte du droit d’eau productif.

(Source : Wikimedia Commons)

Par une décision du 29 mai 2026, le Conseil d’État a apporté une clarification importante sur l’articulation entre l’autorisation hydroélectrique d’une centrale et les obligations de continuité écologique. L’affaire concernait la centrale de Dognen, située sur le gave d’Oloron, dans les Pyrénées-Atlantiques, exploitée par la société CHEDD.

Par un arrêté préfectoral du 11 février 1988, cette société avait été autorisée à exploiter l’énergie hydraulique du gave d’Oloron jusqu’au 11 février 2028. Cette autorisation fixait la puissance maximale brute de la centrale à 612 kW, dont 474 kW fondés en titre et 138 kW autorisés. Elle fixait également le débit maximal dérivé à 19,5 m³/s, tout en imposant le maintien dans la rivière d’un débit réservé d’au moins 10 m³/s, ou du débit naturel de la rivière en amont de la prise d’eau lorsque celui-ci est inférieur.

En 2018, l’exploitant a déposé un dossier relatif à des travaux d’amélioration de la centrale destinés à assurer la continuité écologique. En réponse, le préfet des Pyrénées-Atlantiques a pris un arrêté complémentaire le 17 janvier 2020. Celui-ci précisait que le débit maximal dérivé au seuil de la prise d’eau, toujours fixé à 19,5 m³/s, devait permettre non seulement l’alimentation de la turbine, mais aussi celle des dispositifs de continuité écologique : 1,08 m³/s pour le dispositif de dévalaison et 0,50 m³/s pour la passe à poissons à la montaison, soit un total de 1,58 m³/s.

La société CHEDD a contesté cette prescription. Elle soutenait, en substance, que les débits affectés aux dispositifs de continuité écologique, dès lors qu’ils ne traversent pas la turbine, ne devaient pas être imputés sur le débit maximal autorisé de la centrale. Le tribunal administratif de Pau a rejeté sa demande en 2022, puis la cour administrative d’appel de Bordeaux a confirmé ce rejet par un arrêt du 5 novembre 2024.

Le Conseil d’État censure ce raisonnement. Il rappelle d’abord la définition de la puissance maximale brute donnée par l’article L. 511-5 du code de l’énergie : elle correspond au produit de la hauteur de chute, du débit maximum de la dérivation et de l’intensité de la pesanteur. Cette puissance n’est donc pas la puissance réellement produite par la centrale, ni la force motrice utile effectivement retirée par l’exploitant, mais une puissance théorique maximale attachée à l’autorisation.

Le Conseil d’État rappelle ensuite les exigences de l’article L. 214-18 du code de l’environnement, qui impose aux ouvrages hydrauliques de maintenir un débit minimal garantissant en permanence la vie, la circulation et la reproduction des espèces aquatiques, ainsi que, le cas échéant, des dispositifs empêchant la pénétration du poisson dans les canaux d’amenée et de fuite.

La solution retenue tient dans une distinction essentielle : lorsque les dispositifs de continuité écologique n’alimentent pas les turbines, les débits qui leur sont dédiés sont sans incidence sur la valeur du débit correspondant à la puissance maximale brute dont l’exploitant est autorisé à disposer. Autrement dit, ces débits ne doivent pas être déduits du débit maximal autorisé de la centrale.

Cela ne signifie pas que l’exploitant serait dispensé de respecter les obligations écologiques. Le Conseil d’État prend soin de préciser que l’installation ne peut légalement fonctionner qu’en garantissant le respect du débit minimal imposé par le code de l’environnement, à la fois par le débit réservé maintenu dans le lit de la rivière et par les débits nécessaires aux dispositifs de continuité écologique.

La cour administrative d’appel avait donc commis une erreur de droit en jugeant que les débits de la dévalaison et de la passe à poissons, bien qu’ils ne traversent pas la turbine, devaient être imputés sur le débit maximal de 19,5 m³/s correspondant à la puissance maximale brute autorisée. Le Conseil d’État annule l’arrêt de la cour administrative d’appel de Bordeaux et renvoie l’affaire devant cette même cour. 

Eviter la double peine pour les prises d'eau autorisées

Cette décision évite une confusion fréquente entre trois notions distinctes : le débit maximal dérivé qui fonde la puissance maximale brute autorisée, le débit réservé qui doit rester dans le cours d’eau, et les débits affectés aux ouvrages de continuité écologique. Ces débits relèvent d’une même réalité hydraulique, mais ils n’ont pas la même fonction juridique.

Certains administrations de l'eau espéraient une forme de double peine pour l’exploitant. D’un côté, celui-ci devrait financer, aménager et assurer la maintenance des dispositifs de continuité écologique. De l’autre, si le débit nécessaire à ces dispositifs était retranché du débit maximal autorisé de la centrale, il subirait en plus une réduction administrative de sa capacité productive théorique, alors même que ces eaux ne participent pas à la production d’énergie. Le Conseil d’État refuse cette lecture.

Pour les propriétaires et exploitants d’ouvrages hydrauliques, plus largement pour les titulaires d'un droit d'eau, l’arrêt offre donc un point d’appui utile. Il ne dispense pas de respecter les obligations environnementales, mais il permet de contester les prescriptions qui assimileraient abusivement les débits non turbinés des dispositifs écologiques à une réduction de la consistance égale et règlementaire du droit d’eau. Il faudra, dans chaque dossier, vérifier concrètement si les dispositifs proposés par OFB et DDT-M alimentent ou non les turbines, comment les débits sont mesurés, et de quelle manière les prescriptions préfectorales sont formulées.

Plus largement, cette décision rappelle que la continuité écologique doit être conciliée avec les droits existants ainsi qu'avec l'objectif d'augmentation de la production d’énergie renouvelable et souveraine. La protection des milieux aquatiques peut imposer des contraintes aux installations. Mais ces contraintes doivent être juridiquement exactes, techniquement fondées, économiquement proportionnées et écologiquement indispensables.

Référence : Conseil d’État, 6e et 5e chambres réunies, 29 mai 2026, société CHEDD, arrêt n° 500309, ECLI:FR:CECHR:2026:500309.20260529, décision mentionnée aux tables du recueil Lebon.

Une enquête sur les perceptions locales des petites centrales hydroélectriques (Boavida et al 2025)

Des chercheurs portugais étudient la manière dont des habitants de zones rurales perçoivent les petites centrales hydroélectriques et les services écosystémiques associés aux cours d’eau qu’elles modifient. À partir de deux cas et d’une enquête en face à face auprès de 114 personnes, l’étude met en évidence une perception ambivalente : les retenues créées par les seuils sont valorisées pour les loisirs, le bien-être et certains bénéfices économiques, mais une partie des répondants reste attachée à l’état antérieur des rivières et exprime des inquiétudes écologiques. Néanmoins, l'appréciation positive des petites centrales et de leurs retenues domine largement dans la population locale. 

Vue des retenues des sites concernés par l'étude, art. cit.

Alors que l’Union européenne mise sur l’hydroélectricité dans la transition énergétique, une part croissante des futurs aménagements sera de petite ou moyenne taille, alors même que leurs effets écologiques et sociaux restent moins documentés que ceux des grands barrages. Les auteurs partent de ce décalage entre promotion énergétique et connaissance incomplète des effets locaux pour examiner les rapports entre petites centrales, rivières et communautés riveraines. Dans ce travail conduit par une équipe rattachée à l’Université de Lisbonne (Isabel Boavida, Maria João Costa et José Maria Santos), l’objetif est double ; d’une part, comprendre comment les communautés locales perçoivent les impacts socio-économiques et écologiques de ces installations; d’autre part, identifier quels services écosystémiques les habitants associent aux rivières aménagées, comment les modifications de débit influencent les préférences pour certaines portions de rivière, et dans quelle mesure les habitants seraient prêts à soutenir financièrement la conservation de ces milieux. 

Les deux cas étudiés sont les petites centrales de Covas do Barroso, sur la rivière Couto, et de Bragado, sur l’Avelames, deux cours d’eau du nord du Portugal, peu pollués, de petite taille, situés dans des zones rurales. Les installations sont des ouvrages de dérivation de moins de 10 MW, avec transport de l’eau par canal jusqu’à une centrale éloignée.

La méthode repose sur une enquête de terrain menée en mai 2023. Les auteurs ont réalisé 114 entretiens en face à face auprès d’adultes vivant dans un rayon de 20 km par route autour de chaque petite centrale, dont 63 autour de Bragado et 51 autour de Covas do Barroso. Le questionnaire combinait questions ouvertes et questions fermées, avec une attention particulière aux services écosystémiques perçus localement. Les enquêteurs ont été formés pour limiter les biais d’entretien, en suivant un script standardisé et un ton neutre. Les analyses statistiques incluent des statistiques descriptives, des tests du chi carré et une analyse en composantes principales afin d’identifier les dimensions majeures des préférences exprimées.

L’étude montre d’abord des usages relativement espacés mais réguliers des rivières. Les personnes interrogées s’y rendent surtout en voiture, à 55 %, contre 38 % à pied, 5 % à vélo et 2 % en transport public. La fréquence de visite la plus courante est d’une fois tous les trois mois (34 %), suivie d’une fois par mois (20 %), puis d’une fois par semaine (15 %). Les visites ont lieu majoritairement en été (55 %), puis au printemps (24 %). Ces données dessinent un rapport à la rivière surtout récréatif et saisonnier.

L’un des résultats centraux porte sur les préférences paysagères et récréatives. Les auteurs constatent que 70 % des répondants accordent une forte préférence au plan d’eau créé par le seuil de la centrale, alors que la zone située à l’aval, influencée par les lâchers d’eau, est moins appréciée, avec 45 % de forte préférence. L’interprétation proposée est que la retenue offre une présence d’eau plus stable et des usages de loisir plus lisibles, alors que l’aval est associé à des variations de débit moins favorables à la fréquentation. Le graphique de la page 6 montre clairement cette hiérarchie entre réservoir, amont et aval.

Les activités pratiquées près des cours d’eau sont également révélatrices. La marche arrive en tête avec 27 % des réponses, suivie des activités récréatives au sens large, à 21 %, puis de la contemplation du paysage et du pique-nique, chacun à 14 %. Le canoë ne rassemble que 1 % des réponses. Les visites se font surtout en famille, à 42 %, et entre amis, à 29 %. Les espaces riverains apparaissent donc comme des lieux de sociabilité ordinaire, de promenade et de détente plus que comme des espaces sportifs spécialisés.

Sur le plan du bien-être et de l’attractivité territoriale, les résultats sont nets. Les auteurs indiquent que 83 % des répondants estiment que la fréquentation des zones riveraines améliore le bien-être et contribue aussi à l’éducation de la population, notamment des plus jeunes. De plus, 78 % considèrent que ces espaces contribuent à attirer du tourisme dans la région. L’article insiste ici sur la dimension culturelle et sociale des services rendus par les rivières aménagées, en plus de leur fonction énergétique. Comme l’écrivent les auteurs, ces cours d’eau modifiés sont perçus comme offrant « des activités récréatives, une création d’habitat, le stockage de l’eau, le contrôle des crues [et] une production d’énergie propre ». Cette formulation résume l’éventail des bénéfices localement reconnus.

L’appréciation des effets économiques est présente, sans être unanime. Lorsque les personnes interrogées évoquent les avantages des petites centrales pour la région, elles mentionnent la production d’énergie sans combustibles fossiles, une meilleure disponibilité de l’eau pour l’irrigation, la création d’emplois, un meilleur accès à la rivière grâce aux routes, ainsi qu’un renforcement général de l’économie locale. Le résumé de l’article précise que 39 % des répondants reconnaissent des améliorations en matière de création d’emplois, d’accès aux rivières et de croissance économique régionale. Les auteurs notent donc une reconnaissance réelle des retombées territoriales, même si elle ne concerne pas toute la population interrogée.

Cette reconnaissance n’efface pas les réserves. Environ la moitié des répondants (51 %) se souviennent de l’état de la rivière avant la construction des centrales. Parmi eux, 39 % se disent indifférents au changement, 32 % préfèrent l’état antérieur de la rivière, et 29 % préfèrent son état actuel. La balance entre bénéfices perçus et attachement à l’intégrité écologique reste ouverte dans une partie de la population.

Les préoccupations environnementales ne dominent pas l’ensemble des réponses, mais sont présentes. Environ 23 % des répondants considèrent que la construction des petites centrales a modifié les activités pratiquées dans les zones riveraines. Les changements évoqués concernent la baisse de la pêche, une moindre sécurité pour traverser la rivière à pied, ainsi que des altérations du paysage, de l’écosystème et de la biodiversité. Dans le cas de la rivière Couto, classée comme rivière à salmonidés, l’attention à l’intégrité écologique semble plus forte du fait de la présence dominante de la truite fario.

L’analyse en composantes principales précise la structure des préférences pour les services écosystémiques. Deux composantes principales, avec valeurs propres supérieures à 1, expliquent 63,3 % de la variance totale. La première composante est surtout associée aux « activités récréatives » avec une charge de 0,549 et à la « création d’habitat » avec 0,497. La seconde est fortement liée au « stockage » avec −0,807 et à la « production d’énergie propre » avec 0,492. Les auteurs observent peu de différences selon le genre, davantage de dispersion chez les plus jeunes, une plus grande variabilité chez les personnes ayant un niveau d’éducation de base, et une différence significative entre usagers de rivières à salmonidés et de rivières non salmonicoles sur la seconde composante.

Cette différence entre types de rivière est importante dans l’argumentation des auteurs. Les usagers liés à la rivière à salmonidés accordent davantage de valeur à l’intégrité écologique et se montrent plus prudents vis-à-vis des services liés au stockage de l’eau, probablement parce que ce type d’aménagement est susceptible d’affecter des espèces sensibles comme la truite fario. À l’inverse, dans la rivière non salmonicole, les répondants semblent considérer le stockage comme moins dommageable, les espèces présentes étant jugées plus tolérantes aux modifications des conditions hydrologiques. La perception sociale des services rendus par les centrales dépend aussi des caractéristiques écologiques locales.

La disposition à payer pour la conservation reste faible. Seuls 39 % des répondants accepteraient de verser un montant annuel pour soutenir la conservation et la gestion des cours d’eau affectés par les petites centrales et de leurs ripisylves. Parmi eux, 35 % seraient prêts à payer 5 euros par an et 28 % 2 euros par an. 

En conclusion, les auteurs pointent que l’évaluation des petites centrales ne peut pas se limiter à leur contribution énergétique. Ils soutiennent que les communautés locales possèdent une connaissance effective à la fois des bénéfices et des impacts de ces ouvrages, et qu’elles doivent être intégrées plus tôt et plus systématiquement aux évaluations environnementales. L’implication des habitants permet de mieux prendre en compte les dimensions sociales, culturelles et écologiques des rivières aménagées, notamment les usages récréatifs, éducatifs et paysagers souvent moins visibles dans les évaluations centrées sur la seule énergie.

Discussion

Cette recherche met en évidence une perception composite des petites centrales hydroélectriques en milieu rural. Les retenues créées sont largement appréciées comme espaces de loisir et de bien-être ; les bénéfices énergétiques et certains effets économiques sont reconnus ; mais une fraction non négligeable des habitants reste préoccupée par les effets sur la rivière, la pêche et la biodiversité, et conserve une préférence pour l’état antérieur du cours d’eau. Le développement hydroélectrique durable passe par une approche qui articule production d’énergie, préservation écologique et participation des populations locales.

Dans la perception des habitants concernés par cette étude, les effets positifs des petites centrales hydroélectriques l’emportent globalement sur les effets négatifs. Les usages récréatifs des retenues, le sentiment de bien-être associé aux espaces riverains, ainsi que la reconnaissance de bénéfices comme l’énergie propre, le stockage de l’eau ou certains effets économiques locaux indiquent que les rivières aménagées ne doivent pas être regardées seulement comme des milieux dégradés par rapport à un état antérieur, mais aussi comme des milieux qui produisent leurs propres services écosystémiques et sociaux. Encore faut-il que ces services soient intégrés à l’analyse et à la perception publiques, faute de quoi l’évaluation reste incomplète et biaisée en faveur du seul référentiel de la rivière "naturelle".

L’étude d'Isabel Boavida et de ses collègues montre aussi qu’il existe des désaccords réels entre habitants, ce qui est normal dès lors que s’opposent des attentes et des sensibilités différentes. Mais elle suggère également qu’on ne peut pas concilier entièrement des positions strictement antagonistes entre maintien d’un état naturel intégral et acceptation d’un état aménagé : il faut donc reconnaître l’existence de choix de société, de compromis assumés, et d’un arbitrage en faveur d’aménagements lorsque leurs bénéfices sont jugés substantiels.

Référence : Boavida, I., Costa, M. J., & Santos, J. M. (2025). Community perceptions and ecosystem services provided by small hydropower plants. Environmental Development, 55, Article 101247. 

Le potentiel de l’hydroélectricité cachée en Europe serait au moins de 15 TWh (Quaranta 2026)

Dans son nouvel article de recherche, Emanuele Quaranta étudie le potentiel de l’hydroélectricité cachée dans l’Union européenne, c’est-à-dire l’électricité produite à partir d’infrastructures hydrauliques déjà existantes plutôt que par la création de nouveaux ouvrages. Son analyse conclut à un potentiel inexploité pouvant atteindre 15 TWh par an, soit environ 30 % de la production annuelle actuelle de la petite hydroélectricité dans l’Union, à condition de mieux articuler les politiques publiques, la recherche et l’industrie. L'énergie des rivières peut contribuer à la fois à la transition verte, à la revitalisation des territoires et à la souveraineté européenne.

L’article part d’un constat double. L’hydroélectricité reste un pilier important de la transition énergétique : en 2024, la puissance installée mondiale de l’hydroélectricité conventionnelle atteignait 1254 GW, celle du pompage-turbinage 189 GW, pour une production totale de 4587 TWh par an. Dans l’Union européenne, en 2023, l’hydroélectricité conventionnelle représentait 106 GW de puissance installée et 315 TWh par an de production. Mais cette énergie peut aussi susciter des critiques lorsque son développement repose sur de nouveaux barrages ou seuils, en raison de ses effets sur la continuité des cours d’eau, les milieux aquatiques ou les usages locaux. L’auteur s’intéresse donc à une voie moins conflictuelle : développer l’hydroélectricité à partir d’ouvrages, de réseaux et d’équipements déjà en place.

Quaranta centre son analyse sur la petite hydroélectricité, définie ici comme les installations de moins de 10 MW. Dans l’Union européenne, ce segment représente déjà 15 GW de puissance installée et une production de 40 à 50 TWh par an. Le secteur regroupe plus de 4500 entreprises, emploie plus de 60 000 personnes et génère environ 3 milliards d’euros de chiffre d’affaires annuel. L’étude ne constitue pas une revue systématique de toute la littérature, mais une mise en cohérence entre trois dimensions : les politiques publiques, la science et l’industrie. L’auteur examine ainsi les textes européens récents susceptibles de favoriser cette filière, les estimations de potentiel énergétique disponibles, ainsi que les bénéfices économiques, technologiques et sociaux qui pourraient en découler.

Le principal résultat du papier est l’identification d’un potentiel d’hydroélectricité cachée pouvant atteindre 15 TWh par an dans l’Union européenne, sans même compter la modernisation des installations déjà existantes. Ce potentiel provient de plusieurs gisements : barrages non équipés, seuils existants, anciens moulins, stations d’épuration, réseaux d’eau potable. L’auteur montre ainsi qu’il existe, au sein même des infrastructures déjà construites, une réserve énergétique significative encore peu exploitée.

L’un des intérêts majeurs de l’article est de montrer que ce potentiel peut être soutenu par plusieurs politiques européennes récentes, même lorsqu’elles n’ont pas pour objet premier l’hydroélectricité. Le Social Climate Fund, doté d’au moins 86,7 milliards d’euros sur la période 2026-2032, peut accompagner la modernisation de petites centrales. La Water Resilience Strategy ouvre des perspectives dans les réseaux d’eau, les conduites pressurisées et le stockage. La directive refondue sur les eaux urbaines résiduaires impose que les grandes stations d’épuration, à partir de 10 000 équivalents-habitants, progressent vers la neutralité énergétique, en mentionnant explicitement l’hydroélectricité sur les effluents. La directive sur l’eau potable s’inscrit dans un contexte où les fuites représentent jusqu’à 15 milliards d’euros par an de pertes économiques, ce qui renforce l’intérêt d’une meilleure gestion énergétique des réseaux. Enfin, la directive sur la performance énergétique des bâtiments reconnaît elle aussi l’hydroélectricité parmi les sources renouvelables mobilisables sur site ou à proximité.

L’auteur insiste également sur le rôle de la recherche et de l’innovation. Horizon Europe, doté de 93,5 milliards d’euros pour 2021-2027, constitue ici un levier important. Entre 2015 et 2024, 40 projets liés à l’hydroélectricité ont été financés, et entre 2019 et 2022, environ 30 millions d’euros ont été consacrés à des projets spécifiquement liés à la petite hydroélectricité. Plusieurs programmes portent directement sur cette hydroélectricité cachée. Le texte souligne enfin que l’enjeu n’est pas seulement énergétique : il concerne aussi l’innovation industrielle, l’emploi, la compétitivité européenne et la souveraineté technologique, dans un secteur où l’Europe conserve encore des positions fortes.

En filigrane, l’idée défendue par Quaranta est claire : l’hydroélectricité cachée offre une manière relativement sobre d’augmenter la production d’électricité renouvelable tout en préservant la multifonctionnalité des infrastructures hydrauliques existantes. Autrement dit, il s’agit moins de construire davantage que de mieux valoriser ce qui existe déjà.

Conclusion de l'auteur : l’hydroélectricité cachée peut contribuer de façon réelle au nexus eau-énergie-société-écosystèmes dans l’Union européenne, mais seulement si les politiques publiques, la science et l’industrie cessent d’agir de manière fragmentée. Ces trois dimensions doivent évoluer ensemble : la politique fixe les cadres, la science mesure les potentiels et les impacts, et l’industrie transforme ces perspectives en solutions concrètes. L'auteur demeure prudent sur les limites de son travail et appelle à des évaluations harmonisées à l’échelle nationale, ainsi qu’à des inventaires géospatiaux paneuropéens des sites déjà exploités ou potentiellement mobilisables.

Discussion
Cette recherche a le mérite de confirmer qu’en Europe, le potentiel hydraulique déjà en place constitue l’une des pistes les plus cohérentes pour produire davantage d’énergie décarbonée sans accroître l’artificialisation des milieux ni multiplier les impacts associés à de nouveaux ouvrages. Elle invite ainsi à déplacer le regard : l’enjeu n’est pas d’abord de construire toujours plus, mais de mieux valoriser des infrastructures existantes. 

Dans le cas français, où l’on peut évoquer un ordre de grandeur d’environ 50 000 sites de moulins et de forges, dont seuls quelques pourcents produisent encore de l’énergie, le sous-équipement apparaît particulièrement marqué. Au lieu de poursuivre la destruction de ces sites au nom d’une lecture univoque de la continuité écologique, il serait plus rationnel de leur redonner leur vocation énergétique première, compatible avec les exigences de franchissabilité piscicole. 

Plus largement, l’appel de Quaranta à une meilleure coordination des politiques et programmes de l’Union européenne vaut aussi pour l’action administrative concrète, et en amont pour les choix normatifs de priorité : en France, on observe trop souvent une forme de schizophrénie publique entre des gestionnaires de l’eau peu intéressés par l’hydroélectricité (voire clairement hostiles!) et des acteurs de l’énergie qui cherchent au contraire à l’encourager. Tant que ces logiques de silo persisteront, une partie du potentiel hydraulique existant restera bloquée moins par des limites techniques que par des contradictions normatives et institutionnelles.

Référence : Quaranta E. (2026), Policy, science and industry synergies to unlock hidden small hydropower in the European Union under the water-energy-society-ecosystem nexus, Energy Strategy Reviews, 64, 102174.