Le projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage de Pioneer-Burdekin, en Australie, aurait été le plus grand projet de ce type au monde. Mais le gouvernement vient d’y mettre un terme.

En 2022, le gouvernement du Queensland, un état du nord-est de l’Australie, voyait la Pioneer Valley et ses montagnes comme l’endroit rêvé pour installer le plus grand projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage (STEP) au monde. Une topographie adaptée et un énorme potentiel de production d’énergies renouvelables solaire et éolienne. Le projet Pioneer-Burdekin était lancé. Faisabilité technique, impact environnemental. La société Queensland Hydro s’est alors mise à réaliser toutes sortes d’études. Et tout semblait sur de bons rails. Elle avait même commencé à racheter des terres.

Un projet jugé trop cher de tous les points de vue

Mais il y a quelques jours, le gouvernement – du Parti libéral national (LNP) – nouvellement élu du Queensland, conformément à une promesse de campagne, a mis un terme à ce projet finalement jugé « pas viable financièrement et pas approprié sur le plan environnemental ». Le premier ministre évoque des coûts qui auraient explosé. Passant de l’ordre de 12 milliards de dollars australiens à près de 37 milliards. Les populations locales, elles, se seraient montrées réticentes. Et il faudra désormais trouver une solution pour ceux qui ont « perdu » leurs terrains dans l’opération.

Rappelons que le projet Pioneer-Burdekin devait offrir à l’Australie une solution de stockage d’électricité renouvelable de longue durée. Le principe : pomper de l’eau d’un bassin inférieur lorsque la demande en électricité est faible – ou lorsque la production, renouvelable surtout, est excédentaire – et restituer l’électricité par turbinage depuis un bassin supérieur lorsque la demande augmente – ou que la production diminue. Plusieurs options avaient été proposées. Allant jusqu’à une puissance de 5 gigawatts (GW) et une capacité de stockage de 120 gigawattheures (GWh) pour une durée de décharge de 24 heures.

Vers des systèmes de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage plus modestes ?

Dans un rapport remis récemment au gouvernement, les experts de Queensland Hydro reconnaissaient que l’option la plus puissante peinerait à trouver sa rentabilité. Mais ils se montraient plus optimistes pour les deux autres options envisagées – 2,5 GW/48 heures ou 3,75 GW/32 heures. Toutes étant estimées compatibles – à condition de quelques aménagements – avec les contraintes environnementales locales.

Le gouvernement du Queensland se déclare désormais plus disposé à soutenir le déploiement de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage à plus petite échelle. Ils seraient plus viables économiquement et plus faciles à gérer. Leur impact cumulé et leur coût s’avèreront-ils réellement plus intéressants ? La question reste en suspens.

Mais une chose est à peu près sûre. Pour atteindre les objectifs de l’État en matière de production renouvelable – 50% d’ici 2030 et 80% d’ici 2035 -, le gouvernement aura besoin de tels systèmes de stockage de longue durée. D’ailleurs, un autre projet du genre, le projet Borumba de 2 GW, est, lui, toujours en cours. Il devrait entrer en activité d’ici 2030. Lui aussi semble connaître des difficultés à respecter son budget. Son coût total avait été d’abord estimé à 6 milliards de dollars. Il serait désormais de l’ordre de 14 milliards.

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Les turbines hydroélectriques sont de plus en plus exploitées pour répondre aux impératifs de la transition énergétique. Plus de hauteur de chute, plus de débit : la part de l’hydroélectricité augmentera dans le mix électrique et le phénomène de cavitation, une usure mécanique due aux contraintes exercée par l’eau, aussi. L’enjeu est de trouver des matériaux et revêtements pour résister à l’usure prématurée des turbines.

La cavitation est un phénomène qui affecte les turbines des centrales hydroélectriques. Il survient lorsque des bulles de vapeur se forment dans l’eau en raison de chutes soudaines de pression. Ce processus se produit principalement dans les zones où le débit est très élevé et la pression de l’eau peut descendre sous un certain seuil critique, notamment à proximité des pales de la turbine. L’eau passe de l’état liquide à vapeur et ces bulles, lorsqu’elles implosent, peuvent endommager la turbine.

Le débit et la hauteur de chute sont surtout responsables de l’apparition de la cavitation. Les sollicitations mécaniques augmenteront avec l’augmentation de ces deux critères qui caractérisent une centrale hydroélectrique. En effet, la transition énergétique augmentera le recours à l’hydroélectricité, déjà responsable de 12 % de la production électrique française en 2021.

Comment survient la cavitation

Ces formations de bulles peuvent se déplacer dans l’eau librement et, lorsqu’elles atteignent une région de l’eau où la pression est plus importante, elles implosent. C’est cette implosion qui pose problème. Elle crée un jet de liquide et des ondes de choc qui frappent les surfaces métalliques de la turbine. Avec le temps, ces micro-impacts provoquent une érosion des pales, abîmant le matériel et réduisant l’efficacité de la conversion de l’énergie. Piqures, fissurations, arrachement de matière : en plus des dommages mécaniques, la présence de bulles modifie l’écoulement de l’eau, ce qui perturbe la performance globale de la turbine.

Selon leur utilisation et leur qualité de fabrication, les turbines ne sont pas toutes sujettes à des phénomènes de cavitation destructeurs. À gauche, une roue de la STEP de Revin, mise au rebu après 40 ans de service, peu affectée. À droite, une micro-turbine fortement touchée / Images : Révolution Énergétique, Wikimedia.

Mieux connaître le phénomène pour adapter le matériel

Afin de mieux caractériser les dommages causés par le phénomène de cavitation, deux types d’essais sont réalisés en laboratoire. Le premier est le « tunnel d’essais ». Il permet d’accélérer l’eau à plusieurs dizaines de mètres par seconde pour engendrer la chute de pression et soumettre la turbine à ces contraintes. La seconde est vibratoire : l’envoi d’ultrasons dans l’eau fait chuter sa pression et des bulles se forment. L’érosion engendrée par ces deux processus est accélérée et permet de soumettre la turbine à toutes les détériorations : trous de forte profondeur et à basse fréquence (faible apparition temporelle et spatiale) pour le premier tunnel d’essai, faible profondeur et grande fréquence pour le test vibratoire.

Les matériaux fissurés sont analysés en surface grâce à un microscope électronique puis en volume grâce à une tomographie aux rayons X pour savoir ce qu’il s’y passe en son sein. Cela permet de tester différents matériaux et revêtements pour les turbines.

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On savait le projet de nouveau barrage du Rhône sur la sellette, mais pas pour les bonnes raisons ! Si l’impact environnemental du projet Rhonergia était vivement critiqué, c’est finalement sa proximité avec la centrale nucléaire de Bugey qui a finalement scellé son abandon.

Il n’y aura finalement pas de barrage entre Saint-Romaine-de-Jalionas et Loyettes, à la frontière de l’Isère et de l’Ain. Le projet Rhonergia, dont l’avant-projet sommaire avait été soumis aux services de l’État en avril 2024, vient en effet d’être abandonné. Ce barrage devait pourtant permettre la production de près de 140 GWh d’électricité verte par an, moyennant une usine de production de 37 MW et retenue de 20 millions de mètres cubes.

Ce projet, dont la genèse remonte aux années 1930, faisait l’objet de vives contestations de la part de mouvements écologistes. C’est d’ailleurs pour cette raison qu’il avait été abandonné une première fois dans les années 80. La principale raison de ces oppositions résidait dans le fait que le barrage était censé voir le jour sur le dernier tronçon sauvage du Rhône. Si Olivier Le Berre, directeur du programme, se voulait rassurant en évoquant un projet compact et des mesures de protection de la biodiversité, comme une rivière artificielle dédiée aux poissons, les opposants craignaient surtout une atteinte irréversible de l’environnement local. Contre toute attente, ce n’est pourtant pas ce conflit qui aura eu raison du projet, mais un autre facteur : sa proximité avec la centrale nucléaire du Bugey.

Priorité aux EPR2 de la centrale du Bugey

La Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a ainsi évoqué que « des risques techniques sur le projet de l’EPR2 de Bugey, qui auraient pu conduire à une augmentation des coûts et un retard de calendrier pour ce projet, et des enjeux potentiels sur la sûreté de l’exploitation de la centrale nucléaire de production électrique restante ». En d’autres termes, l’État a préféré prioriser le projet des deux futurs EPR2 dont la mise en service est prévue pour 2042. Et pour cause, face aux 3 340 MWe des deux futurs réacteurs, les 37 MW du barrage ne font pas le poids. D’ailleurs, si tout se passe comme prévu, les deux futurs réacteurs pourraient flirter avec une production annuelle deux fois supérieure à l’ensemble des 19 barrages présents sur le Rhône français. Selon la Compagnie Nationale du Rhône, ces barrages produisent annuellement environ 14 TWh.

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