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. 

Alerte pour les moulins et usines à eau, nouvelle agression de l’État contre le droit d'eau et la micro hydro-électricité !

Alors que la proposition de loi visant à relancer l’hydroélectricité française marque une sortie bienvenue de l’ornière européenne pour les grands barrages, un article discret glissé en fin de texte organise en réalité une remise en cause profonde de la petite et de la micro hydro-électricité. Sous couvert « d’harmonisation », l’article 20 s’attaque frontalement aux droits fondés en titre et sur titre, piliers juridiques de dizaines de milliers d’ouvrages patrimoniaux. Une attaque silencieuse, mais structurante, qui appelle une réaction immédiate.

Nous l’avions souligné dans un précédent article : la proposition de loi portée par Marie-Noëlle Battistel et plusieurs députés constitue une avancée majeure pour sortir le secteur hydroélectrique français d’un blocage vieux de plus de dix ans. La clarification du régime des concessions, la sécurisation juridique des grands barrages, la reconnaissance de leur rôle stratégique pour la transition énergétique, le stockage et la gestion de l’eau, ainsi que la fin annoncée du contentieux avec la Commission européenne vont clairement dans le bon sens.

Le passage à un régime d’autorisation, l’octroi de droits réels de long terme aux exploitants historiques, la préservation des recettes locales et le maintien du statut social des salariés traduisent une volonté réelle de stabilisation et d’investissement. Sur ce volet, le texte est cohérent, attendu et, dans une large mesure, utile.

L’alerte : l’article 20, une bombe juridique pour les droits d'eau et la micro-hydroélectricité

Mais comme souvent, le diable se niche dans les détails. Et ici, il se trouve à l’article 20, relégué en toute fin de projet, page 49.

Voici le texte reproduit in extenso :

Article 20

L’article L. 511-9 du code de l’énergie est ainsi rédigé :

« Art. L. 511-9. – Lorsqu’elles sont régulièrement exploitées à l’entrée en vigueur de la loi n° … visant à relancer les investissements dans le secteur de l’hydroélectricité pour contribuer à la transition énergétique, les installations hydrauliques autorisées à la date du 18 octobre 1919 et dont la puissance est inférieure ou égale à 150 kilowatts demeurent autorisées conformément à leur titre pendant une durée de vingt ans à compter de la date d’entrée en vigueur de cette même loi. Après cette date, les autorisations sont renouvelées selon les règles fixées à l’article L. 531-1.

La remise en exploitation des installations visées au premier alinéa qui ne sont pas exploitées à l’entrée en vigueur de ladite loi est soumise aux règles de l’article L. 531-1.

Les deux alinéas précédents s’appliquent également aux installations d’une puissance inférieure ou égale à 150 kilowatts bénéficiant de droits d’exploitation de l’énergie hydraulique fondés en titre. » 

Pour mémoire, l'article L 531-1 du code de l'énergie stipule :

« I. ― L'octroi par l'autorité administrative de l'autorisation permettant l'exploitation d'installations utilisant l'énergie hydraulique également soumises aux articles L. 214-1 à L. 214-11 du code de l'environnement est entièrement régi par ces dispositions et par celles du chapitre unique du titre VIII du livre Ier du même code et les actes délivrés en application du code de l'environnement valent autorisation au titre du présent chapitre, sous réserve de ses dispositions particulières.

II. ― L'octroi par l'autorité administrative de l'autorisation permettant l'exploitation d'installations utilisant l'énergie hydraulique qui ne sont pas soumises aux articles L. 214-1 à L. 214-11 du code de l'environnement est régi par l'article L. 311-5 du présent code.

III. ― Le présent article est applicable aux demandes d'autorisation formulées après l'expiration d'un délai de six mois à compter de la promulgation de la loi n° 2012-387 du 22 mars 2012 relative à la simplification du droit et à l'allégement des démarches administratives. » 

Pourquoi cet article pose un problème majeur

Cet article opère une rupture profonde avec plus de deux siècles du droit de l’eau. Il organise, de fait, une extinction programmée des droits fondés en titre et sur titre, pourtant reconnus comme des droits réels perpétuels par une jurisprudence constante. En imposant, au bout de vingt ans, un basculement vers un régime d’autorisation de droit commun, l’État transforme un droit historique en simple tolérance administrative.

Cette logique est doublement problématique. Juridiquement, elle constitue une remise en cause sans indemnisation d’un droit patrimonial attaché à l’ouvrage, indépendamment de l’usage énergétique. Politiquement, elle envoie un signal désastreux aux propriétaires de moulins, d’usines anciennes et de petites centrales, déjà fragilisés par des décennies de pressions réglementaires liées à la continuité écologique.

Contrairement aux grands barrages, la micro-hydroélectricité ne pose aucun enjeu de concurrence européenne. Elle relève d’un tissu diffus, local, patrimonial, souvent non spéculatif, et participe à l’entretien des ouvrages, à la gestion des niveaux d’eau, à la prévention des assecs et à la vitalité des territoires ruraux. L’argument de « l’harmonisation » masque mal une logique de reprise en main administrative totale.

Supprimer ou réécrire cet article 20

Deux voies s’offrent selon nous au législateur, c'est-à-dire aux députés et sénateurs s'ils sont appelés à examiner ce projet de loi.

La première, la plus saine, consiste à supprimer purement et simplement l’article 20, qui n’est en rien nécessaire à la réforme des concessions hydroélectriques et n’a aucun lien direct avec le contentieux européen ayant motivé le texte.

La seconde, à défaut, serait une réécriture profonde, garantissant explicitement que les droits fondés en titre et les titres antérieurs à 1919 demeurent valables sans limitation de durée, y compris au-delà du délai de vingt ans, sous réserve du respect des règles de sécurité et d’entretien des ouvrages. Une autorisation ne devrait intervenir qu’en cas de modification substantielle de l’ouvrage.

Appel à la mobilisation des acteurs de l’hydraulique

Le mouvement des ouvrages hydrauliques, associations de moulins, producteurs indépendants, collectivités et juristes du droit de l’eau ne peuvent laisser passer cet article sans réaction. Il est impératif de saisir les députés et les sénateurs, dans la phase parlementaire, pour dénoncer clairement cette disposition et exiger sa suppression ou sa correction.

Ce texte, s’il était adopté en l’état, ouvrirait la voie à une nouvelle vague de contentieux, d’insécurité juridique et de découragement des acteurs de terrain. Après avoir enfin desserré l’étau sur les grands barrages, l’État ne peut, dans le même mouvement, sacrifier la micro-hydro-électricité et le patrimoine hydraulique qui en constitue le socle.

A vous de jouer !

Synthèse – 5 arguments clés à faire valoir auprès des députés et des sénateurs

Nous vous invitons à collecter les adresses mail des députés et sénateurs de votre circonscription à ces liens, afin de les saisir du problème.

Députés : https://www2.assemblee-nationale.fr/deputes/liste/departements

Sénateurs : https://www.senat.fr/vos-senateurs.html

Le texte problématique à citer est : Battistel, Marie-Noëlle, Bolo, Philippe, Armand, Antoine, Rolland, Vincent, Schellenberger, Raphaël, Albertini, Xavier et Mazars, Stéphane. Proposition de loi visant à relancer les investissements dans le secteur de l'hydroélectricité pour contribuer à la transition énergétique, Assemblée nationale , XVIIe législature , n° 2334 , enregistrée le 13 janvier 2026.

En version courte : le projet de loi Battistel sur les concessions hydro-électriques.

Voici 5 premiers arguments de fond pour informer vos élus (à chacun de choisir et reformuler, tout en rappelant au parlementaire que les moulins et usines à eau sont déjà l'objet de harcèlements administratifs qui entravent leur gestion, leur  entretien et leur relance). 

1. L’article 20 remet en cause un droit réel historique sans justification européenne

Les droits fondés en titre constituent des droits réels reconnus par une jurisprudence constante, sans limitation de durée. Leur extinction programmée après vingt ans ne répond à aucune exigence du droit européen ni à l’accord conclu avec la Commission. Cette disposition est hors du champ initial de la réforme.

2. La micro-hydroélectricité ne pose aucun problème de concurrence ni de marché

Les installations de moins de 150 kW relèvent d’une production locale, diffuse et patrimoniale. Elles ne concernent ni les concessions arrivées à échéance, ni la position dominante d’un opérateur, ni l’ouverture du marché. Les inclure dans le dispositif constitue un amalgame juridiquement infondé.

3. L’insécurité juridique créée découragera l’entretien et fragilisera les ouvrages

En transformant des droits perpétuels en autorisations temporaires, l’article 20 dissuade les propriétaires d’investir dans la sécurité, l’entretien et la modernisation des ouvrages. À terme, cette instabilité favorisera l’abandon des sites, avec des risques accrus pour la gestion de l’eau et la sécurité hydraulique.

4. Cette disposition est contraire aux objectifs énergétiques, patrimoniaux et territoriaux

La micro-hydroélectricité est une énergie renouvelable pilotable, déjà installée, sans artificialisation supplémentaire. Elle participe aussi à la conservation d’un patrimoine hydraulique structurant pour les territoires ruraux. Fragiliser ce socle va à l’encontre des objectifs affichés de transition énergétique et de sobriété foncière.

5. L’article 20 expose la loi à un risque sérieux de censure constitutionnelle et contentieuse

En imposant une extinction ou une transformation automatique des droits fondés en titre, l’article 20 porte atteinte à un droit réel immobilier attaché à la propriété, sans expropriation, sans indemnisation et sans motif d’intérêt général proportionné. À ce titre, il serait très vraisemblablement contesté devant le Conseil constitutionnel (atteinte au droit de propriété) et le Conseil d’État (méconnaissance des principes généraux du droit et de la sécurité juridique), exposant la loi à une fragilisation juridique majeure.

Vers un renouveau des grands barrages français : la fin du contentieux européen

Après plus d'une décennie d'incertitudes juridiques et de blocages stratégiques, la France engage enfin la réforme de son parc hydroélectrique en concession, le plus important de l'Union européenne. Une proposition de loi, déposée par Marie-Noëlle Battistel et plusieurs députés, vise à traduire dans la loi l'accord de principe trouvé avec la Commission européenne à la fin de l'été 2025 pour relancer les investissements et sécuriser l'avenir de la « houille blanche ».

Source

Le secteur de l'hydroélectricité, qui couvre environ 13 % des besoins électriques français, était plongé depuis plus de dix ans dans une impasse préjudiciable à la transition énergétique. Deux précontentieux majeurs opposaient la France à Bruxelles : le premier, datant de 2015, concernait la position dominante d'EDF sur le marché, tandis que le second, initié en 2019, portait sur l'absence de remise en concurrence des concessions arrivées à échéance. Cette situation gelait des milliards d'euros d'investissements, compromettant notamment le développement des stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), alors que 1,5 gigawatt de nouvelles capacités sont jugées nécessaires d'ici 2035. L'accord de 2025, fruit d'intenses négociations, prévoit la clôture de ces litiges à condition que la France adopte une réforme structurelle de son régime juridique.

La fin des concessions : le nouveau régime d'autorisation

Le cœur du projet réside dans le passage d'un régime de concession à un régime d'autorisation pour les installations de plus de 4 500 kilowatts, à l'exception notable des ouvrages du Rhône exploités par la Compagnie nationale du Rhône. La proposition de loi prévoit la résiliation de l'ensemble des contrats de concession en vigueur pour attribuer aux exploitants actuels un « droit réel » sur les ouvrages et installations pour une durée de soixante-dix ans. Ce maintien des acteurs en place n'est pas arbitraire ; il est justifié par des « raisons impérieuses d'intérêt général » liées à la sûreté des barrages, la sécurité d'approvisionnement, la gestion équilibrée de l'eau et la protection de l'environnement. Si l'État reste pleinement propriétaire des terrains et des installations, ce nouveau cadre offre une visibilité juridique et financière inédite pour les opérateurs, favorisant ainsi la modernisation des infrastructures.

Ouverture du marché : la flexibilité au service de la concurrence

Pour satisfaire les exigences européennes de libre accès au marché sans démanteler le parc physique d'EDF, la proposition de loi introduit un mécanisme de « capacités hydroélectriques virtuelles ». Électricité de France sera tenue de mettre à disposition de tiers, via des enchères concurrentielles supervisées par la Commission de régulation de l'énergie (CRE), un volume initial de 6 gigawatts de puissance virtuelle pendant vingt ans. L'objectif est de garantir que 40 % de la capacité hydroélectrique nationale soit accessible à la concurrence. Ces produits de marché refléteront la flexibilité réelle des installations, permettant à divers acteurs d'accéder à la gestion fine de l'électricité de lac ou de pompage. Ce dispositif fera l'objet de rapports réguliers à la Commission européenne pour s'assurer de sa bonne exécution et de la satisfaction des besoins du marché.

Garanties locales et transition sociale

La réforme a été conçue pour ne pas déstabiliser les équilibres territoriaux et sociaux préexistants. Sur le plan financier, la fiscalité est adaptée pour garantir aux collectivités territoriales le maintien de leurs recettes globales, notamment par la création d'une imposition forfaitaire sur les entreprises de réseau (IFER) spécifique, fixée à 7,5 euros par kilowatt. Les retombées seront réparties entre les départements (deux tiers), les communes (un sixième) et les intercommunalités (un sixième). Socialement, la proposition de loi réaffirme que le changement de régime sera sans incidence sur le statut des salariés des industries électriques et gazières. Enfin, une période transitoire de vingt ans est prévue pour permettre aux services instructeurs de traiter les nouvelles demandes d'autorisation environnementale, assurant ainsi la continuité de l'exploitation pendant la bascule vers ce nouveau modèle juridique.

Référence : Battistel, Marie-Noëlle, Bolo, Philippe, Armand, Antoine, Rolland, Vincent, Schellenberger, Raphaël, Albertini, Xavier et Mazars, Stéphane. Proposition de loi visant à relancer les investissements dans le secteur de l'hydroélectricité pour contribuer à la transition énergétique, Assemblée nationale , XVIIe législature , n° 2334 , enregistrée le 13 janvier 2026.

L’hydro-électricité toujours en tête des énergies les plus populaires en France (et en Bourgogne Franche-Comté)

Une enquête de grande ampleur menée au printemps 2025 auprès de plus de 12 000 Français éclaire en profondeur leurs attentes en matière d’énergies renouvelables. Entre forte adhésion, besoin de pédagogie et attente de preuves concrètes, cette étude permet aussi de rappeler la place que pourrait jouer l’hydraulique dans la transition énergétique. Présentés au Salon des maires de la Côte-d’Or en ce début décembre, ces résultats valent pleinement pour la Bourgogne-Franche-Comté.

L’enquête, conduite du 3 au 16 avril 2025 via un questionnaire en ligne de 15 minutes, repose sur un échantillon national de 12 029 personnes, dont au moins 1 000 répondants pour chaque région de France. La représentativité est assurée par quotas et redressements sur le sexe, l’âge, la région, la catégorie d’agglomération et la CSP. Cette taille d’échantillon dépasse largement les standards habituels des grandes enquêtes publiques (1000 à 5000 personnes), permettant une lecture territoriale fine. L’échantillon comprend également 21 % de riverains d’au moins une infrastructure d’énergie renouvelable (éolien, solaire, méthanisation) – soit plus de 2 500 personnes –, rendant possible l’étude de l’effet de proximité sur l’acceptabilité.

Une France largement acquise aux énergies renouvelables

Selon les données, 84 % des Français considèrent les questions énergétiques comme importantes ou prioritaires, un niveau tiré par les enjeux de pouvoir d'achat, de sécurité, de climat et d'indépendance énergétique.

• 84 % des Français ont une bonne image des énergies renouvelables. 
• Parmi les différentes sources d’énergie, le solaire (89 %) et l’hydraulique (89 %) arrivent largement en tête. Point essentiel : l’hydraulique est la source d’énergie renouvelable la mieux perçue, ex æquo avec le solaire, mais presque invisibilisée dans le débat public.
• 62 % des Français estiment que le développement des renouvelables est insuffisant et doit être accéléré.
• Sur le mix énergétique, 56 % souhaitent un modèle de complémentarité entre nucléaire et renouvelables.

Les Français reconnaissent les atouts des ENR : lutte contre le changement climatique (89 %), souveraineté énergétique (92 %), création d’emplois (93 %). Mais ils demandent des informations fiables, claires, accessibles : 78 % souhaitent davantage d’explications concrètes.

L’hydraulique mérite une place dans la transition, mais ne l’obtient pas encore

Le sondage mesure l’image des énergies, mais les commentaires qualitatifs et les priorités perçues mettent systématiquement en avant éolien, solaire, méthanisation. L’hydraulique, pourtant plébiscitée (89 % d’image positive), reste sous-représentée dans les discours.

Or l’hydraulique possède précisément les caractéristiques que les Français valorisent dans les renouvelables :

• production locale, stable et prévisible, contrairement au vent ou au soleil,
• intégration paysagère forte, particulièrement dans les régions à patrimoine hydraulique ancien,
• infrastructure souvent déjà existante, donc sans artificialisation nouvelle,
• retombées locales immédiates (emplois, attractivité, activité touristique et économique),
• impact démontrable, répondant au besoin de preuves concrètes repéré dans l’enquête.

Parmi les idées reçues sur l'hydro-électricité : la croyance que toutes les rivières et toutes les vallées sont déjà équipées. Or c'est faux : le taux d'équipement de chaque rivière (c'est-à-dire la part des chutes en production énergétique) est en réalité très faible. Parmi les milliers de moulins que comptent encore la Bourgogne et la Franche-Comté (comme les autres régions françaises), peu de sites produisent en réalité, alors que les barrages, chambres d'eau et coursiers de roue sont pourtant en place. 

En Bourgogne aussi, le potentiel hydraulique existe et il est approuvé

Pour la Bourgogne – riche de moulins, forges, mais aussi petites usines hydrauliques et barrages à usages divers – cette énergie représente une ressource locale stratégique, encore largement sous-exploitée car trop peu d'ouvrages en place sont donc équipés de roues, de turbines ou de vis permettant de produire de l'énergie.

L’édition Côte-d’Or du Salon des maires accueille cette année la présentation des résultats régionaux du sondage. Le journal local (Bien Public) rappelle que 1 005 répondants de Bourgogne-Franche-Comté (incluant 198 en Côte-d’Or) font partie de l’échantillon spécifique de la région, permettant une lecture territoriale fiable. Ces résultats s’appliquent donc pleinement à notre région :

• un fort soutien aux projets d’énergie renouvelable,
• un désir de solutions locales et intégrées,
• une sensibilité à la qualité paysagère,
• et une perception très favorable de l’hydraulique, malgré son faible poids dans la communication institutionnelle.

Cette enquête fait suite à d'autres qui, depuis 10 ans, montrent de manière constante la très forte popularité de l'hydro-électricité (cf quelques références en bas de cet article). 

La politique publique de l'eau doit en tenir compte car à ce jour, les gestionnaires (agences de l'eau, syndicats de rivière) n'intègrent que très mal cet enjeu énergétique dans leurs programmations, de même que le bilan carbone des usages de l'eau est peu analysé. Il n'est jamais trop tard pour bien faire : énergisons nos territoires grâce à leurs rivières et retenues d'eau !

Référence : IFOP, 2025, Energies : que veulent vraiment les Français ? 

A lire en complément

• Approbation des citoyens pour le développement de l’hydro-électricité dans l’enquête publique PPE 2023 
• L'hydro-électricité est la plus populaire des énergies renouvelables selon un sondage SER 2021
• Les vraies raisons du blocage du gouvernement sur l’énergie hydraulique 
• Comprendre les liens entre petite hydro-électricité, environnement et biodiversité 
• Un dossier complet pour libérer le potentiel hydro-électrique des rivières 
• La recherche confirme le fort potentiel de la petite hydro-électricité en Europe (Quaranta et al 2022) 
• Comment les lobbies ont inventé la légende de l'épuisement du potentiel hydro-électrique français

Victoire en appel pour la centrale hydroélectrique de la Sallanche

Le 14 mai 2025, la cour administrative d’appel de Lyon a rendu une décision favorable à la Régie de Gaz et d’Électricité de Sallanches (RGE) dans l’affaire du projet de centrale hydroélectrique sur la rivière la Sallanche, en Haute-Savoie. Ce jugement annule la décision du tribunal administratif de Grenoble, qui avait précédemment rejeté le projet en décembre 2022. Alors que certains acteurs continuent de s’opposer par principe aux ouvrages hydrauliques, la justice administrative tranche en faveur d’un projet localement maîtrisé, respectueux des normes écologiques. Le cas de Sallanches pourrait faire école pour les autres projets d’énergie hydro-électrique dans les territoires.

La petite centrale hydro-électrique objet du contentieux, photo RGE, droits réservés.

Le projet de centrale, porté par la RGE depuis 2018, prévoit une prise d’eau en amont du pont de la Flée, reliée à une centrale en contrebas par une conduite forcée enterrée de 4,1 km. L’arrêté préfectoral du 26 décembre 2019 avait autorisé sa réalisation et déclaré d’utilité publique l’établissement d’une servitude associée.

Ce projet a été attaqué par l’association France Nature Environnement (FNE) Auvergne-Rhône-Alpes, qui a obtenu gain de cause en première instance. Le tribunal administratif de Grenoble avait jugé que l’ouvrage portait atteinte à la continuité écologique de la rivière, classée en liste 1 et en réservoir biologique, et avait ordonné sa remise en état.

Les arguments avancés en appel

En appel, la RGE et le ministère de la Transition écologique ont contesté cette annulation, faisant valoir notamment :

• que le débit réservé de 80 l/s (supérieur au seuil réglementaire de 40 l/s) garantissait le maintien de la vie piscicole et respectait les prescriptions de l’article L.214-18 du code de l’environnement ;
• que l’impact sur l’hydrologie du réservoir biologique n’était pas démontré de manière suffisante ;
• que les dispositifs prévus assuraient la continuité piscicole et le transport sédimentaire ;
• que les procédures d’instruction et les études d’impact avaient été correctement menées, malgré les critiques de FNE.

De son côté, FNE a maintenu que le projet méconnaissait plusieurs dispositions du droit de l’environnement, portait atteinte à la biodiversité locale et n’était pas compatible avec les orientations des documents de gestion de l’eau.

La décision de la cour administrative d’appel

La cour a estimé que les éléments avancés par la RGE et le ministère étaient suffisamment fondés pour considérer que le projet :

• ne portait pas atteinte de manière substantielle à la continuité écologique de la Sallanche ;
• respectait les exigences réglementaires en matière de débit minimal, d’étude d’impact et de préservation des espèces protégées ;
• entrait dans les dérogations admissibles prévues par les plans de prévention des risques naturels (PPRN) des communes concernées ;
• ne nécessitait pas de dérogation spéciale pour les espèces protégées, les mesures d’évitement et de compensation étant jugées suffisantes ;
• poursuivait une finalité d’intérêt public en contribuant à la production d’électricité renouvelable pour environ 2 800 foyers.

En conséquence, la cour a annulé le jugement du tribunal administratif et validé l’arrêté préfectoral. FNE a en outre été condamnée à verser 2 000 euros à la RGE au titre des frais de justice.

Une décision qui marque peut-être un tournant

Cette décision de la cour administrative d’appel de Lyon s’inscrit dans un contexte où l’opinion publique semble de plus en plus réceptive à une écologie de terrain, pragmatique, éloignée des postures dogmatiques. Le harcèlement juridique systématique mené par certains lobbies contre tout projet hydraulique – y compris ceux portés par des acteurs publics locaux, avec des objectifs de transition énergétique – a fini par produire l’effet inverse : une remise en question de leurs positions radicales.

Dans le cas des ouvrages hydroélectriques comme celui de la Sallanche, c’est une version dévoyée de l’écologie qui se dévoile, incapable de reconnaître les multiples services rendus par ces aménagements : production d’énergie renouvelable locale, soutien aux réseaux, maintien d’un débit d’étiage, respect de la continuité écologique par des aménagements intégrés. S’acharner à empêcher leur déploiement revient à priver les territoires de solutions concrètes face à la crise climatique.

Il faut désormais espérer un changement de culture dans la gestion de l’eau : un changement qui dépasse les jurisprudences ponctuelles - ici, le conseil d'Etat ou la cour européenne de justice peuvent encore être saisis par les plaignants - pour bouger les normes, les pratiques administratives et les arbitrages publics. La loi française et européenne, la planification environnementale, les subventions publiques, les procédures d’autorisation devraient cesser de décourager systématiquement les initiatives hydrauliques au nom d’une lecture rigide et dogmatique de la continuité écologique, au bénéfice d’une approche plus équilibrée, plus territorialisée, et surtout plus tournée vers l’avenir.

Source (pdf) : Cour administrative d’appel de Lyon, 3e chambre, 14 mai 2025, n° 23LY00401 et n° 23LY00426