Valoriser le potentiel caché du stockage hydraulique
Le projet HiDeStor: identification d’un potentiel inexploité pour le stockage décentralisé en Suisse
La transition énergétique s’accompagne d’une transformation rapide du système électrique, marquée par l’essor des énergies renouvelables intermittentes, en particulier du photovoltaïque. En Suisse, cette évolution se traduit par une production de plus en plus décentralisée, mais aussi plus variable, avec des excédents d’électricité en journée et des déficits en soirée ou en hiver.
Dans ce contexte, les besoins en flexibilité et en stockage deviennent déterminants pour assurer la stabilité du réseau. À l’échelle mondiale, le pompage-turbinage représente aujourd’hui près de 95% des capacités de stockage installées, avec une puissance cumulée d’environ 189 GW. En Suisse, une vingtaine de grandes installations totalisent environ 4 GW, jouant ainsi un rôle essentiel dans l’équilibrage du système électrique [1-3]. Cependant, ces grandes infrastructures ne permettent pas de répondre à tous les besoins, notamment au niveau des réseaux de distribution. L’intégration massive du photovoltaïque, combinée au développement de la mobilité électrique, engendre des fluctuations locales qui nécessitent des solutions de stockage plus proches des points de consommation.
Le projet HiDeStor (Hidden Decentralized Storage potential using medium and small pumped storage hydropower plants) explore une approche complémentaire fondée sur le développement de stations de pompage-turbinage de petite et moyenne puissance, tout en valorisant des infrastructures hydrauliques existantes. Réalisé entre 2022 et 2025 sur mandat de l’Office fédéral de l’énergie (OFEN), ce projet a été mené par le groupe Hydroélectricité de la HES-SO Valais et Mhylab [4].
Identifier un potentiel de stockage encore inexploité
Le territoire suisse dispose d’un grand nombre de réservoirs naturels ou artificiels, souvent construits pour des usages spécifiques tels que l’irrigation, l’enneigement artificiel ou la production hydroélectrique. Ces infrastructures représentent un potentiel sous-exploité pour le stockage d’électricité.
Le principe des sites étudiés dans le projet HiDeStor repose sur la connexion de deux réservoirs existants situés à des altitudes différentes, permettant de créer une station de pompage-turbinage sans nécessiter de grands ouvrages supplémentaires. Cette approche présente plusieurs avantages: réduction des coûts d’investissement, limitation des impacts environnementaux et meilleure acceptation au niveau local.
Les besoins identifiés auprès des gestionnaires de réseaux de distribution montrent que des installations de puissance modérée, typiquement entre 5 et 10 MW, avec des capacités de stockage de quelques dizaines de MWh et des cycles journaliers de 3 à 6 h, seraient particulièrement adaptées. Ces ordres de grandeur correspondent à des usages tels que le lissage de la production photovoltaïque, la gestion des pointes locales de consommation ou la fourniture de services-système.
Une méthodologie d’identification à plusieurs échelles
Afin d’évaluer ce potentiel, le projet HiDeStor a développé une méthodologie combinant une analyse fine à l’échelle locale et une extrapolation à l’échelle nationale.
Dans un premier temps, les besoins des acteurs du système électrique ont été analysés à travers une quinzaine d’entretiens et plusieurs dizaines de réponses à des questionnaires. Cette étape a permis de mieux comprendre les contraintes opérationnelles, les besoins en flexibilité et les opportunités de valorisation économique, notamment via les services système.
La deuxième étape a consisté à analyser en détail sept cantons suisses – Vaud, Valais, Fribourg, Berne, Neuchâtel, Jura et Tessin – représentant environ 50% du territoire national en termes de surface. Pour chaque canton, un inventaire des réservoirs existants a été réalisé, suivi d’une identification des paires de sites potentiels en tenant compte de critères techniques tels que la hauteur de chute, la distance entre les réservoirs (généralement inférieure à 2 km) et les possibilités de raccordement au réseau électrique (figure 1). L’étude a mis l’accent sur les aménagements mettant en jeu deux réservoirs existants, avant de s’intéresser aux sites pour lesquels un réservoir (de 50'000 m3 au maximum) devait être créé.
Chaque site a ensuite fait l’objet d’un prédimensionnement technique incluant l’évaluation de la puissance installable, de l’énergie stockable ainsi que des principaux équipements électromécaniques. Pour les sites les plus prometteurs, une analyse technico-économique plus détaillée a été réalisée, avec l’estimation des coûts d’investissement (génie civil, conduite forcée, équipements électromécaniques, raccordement électrique) ainsi que des coûts d’exploitation. Sur cette base, un calcul du coût actualisé du stockage (LCOS, Levelized Cost of Storage) a été effectué afin d’évaluer la compétitivité des installations dans le contexte actuel du marché de l’électricité. Cette étape a permis de passer d’un simple potentiel théorique à une première validation de la faisabilité économique des projets.
Enfin, une extrapolation à l’échelle nationale a été réalisée à l’aide d’une approche géospatiale innovante. Cette méthode, basée sur la théorie des graphes, a permis d’identifier de manière systématique toutes les combinaisons possibles de réservoirs à l’échelle du territoire, en optimisant soit la hauteur de chute, soit l’énergie stockable. Cette approche offre une vision cohérente et reproductible du potentiel de stockage hydraulique décentralisé.
Des résultats prometteurs à l’échelle nationale
L’analyse menée sur les sept cantons cités précédemment a permis d’identifier 27 sites présentant un potentiel techniquement et économiquement intéressant. Ces sites représentent un potentiel de stockage total d’environ 895 MWh, en cohérence avec les besoins identifiés au niveau des réseaux de distribution, estimés à environ 60 MWh par zone. Les installations envisagées présentent des puissances comprises entre quelques mégawatts et une dizaine de mégawatts, avec des hauteurs de chute très variables, allant d’une cinquantaine de mètres à près de 1000 m (figure 2). Cette diversité permet d’adapter les solutions aux contraintes locales et d’optimiser les performances énergétiques.
L’extrapolation à l’échelle nationale a été réalisée à partir d’une analyse systématique des lacs et retenues présents sur le territoire suisse à l’aide des données géographiques Swiss Map Vector 10 de Swisstopo. La méthode consiste à identifier automatiquement des paires de réservoirs potentiellement connectables en optimisant soit la hauteur de chute disponible, soit l’énergie stockable (figures 3 et 4). Afin de rester cohérent avec des applications réalistes de petite et moyenne puissance, les très petites retenues ont été exclues de l’analyse, de même que les réservoirs déjà exploités par les grandes stations de pompage-turbinage existantes (> 10 MW). Plusieurs hypothèses géométriques ont ensuite été appliquées concernant les distances maximales de connexion entre réservoirs et les volumes mobilisables (profondeur utile de 1 m et surface minimale de 4000 m2). Cette approche permet d’obtenir une estimation homogène et reproductible du potentiel de stockage hydraulique décentralisé à l’échelle du pays.
Pour différents rayons maximaux de connexion entre réservoirs, le potentiel théorique obtenu dans les sept cantons a été ensuite comparé à celui calculé sur l’ensemble du territoire suisse. Les résultats montrent une corrélation relativement stable entre les deux approches. Cette cohérence s’explique notamment par le fait que les sept cantons étudiés représentent environ la moitié de la surface du pays et couvrent des contextes topographiques variés, allant des plaines aux régions alpines.
Pour les distances de connexion les plus réalistes, inférieures à 2 km, les résultats indiquent que le potentiel national peut être approximé par un facteur de 1,88 appliqué au potentiel identifié dans les sept cantons. En appliquant ce facteur au potentiel technique estimé de 895 MWh obtenu lors de l’analyse détaillée, le potentiel théorique de stockage hydraulique décentralisé en Suisse est ainsi estimé à environ 1,7 GWh, confirmant que les petites et moyennes stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) pourraient constituer une contribution significative et complémentaire au stockage d’électricité en Suisse.
Une solution complémentaire et compétitive
L’analyse économique réalisée dans le cadre du projet montre que le coût actualisé du stockage (LCOS) des petites et moyennes installations hydroélectriques de pompage-turbinage se situe généralement entre 0,05 et 0,12 CHF/kWh, comme présenté sur la figure 5. Sur ce graphique, les coûts pour les équipements hydro- et électromécaniques (pompes, turbines, vannes, contrôle-commande, connexion au réseau électrique) sont distingués des coûts totaux, qui englobent également les investissements pour un éventuel réservoir, pour la prise d’eau, la chambre de mise en charge, la conduite forcée, et le local de turbinage et de pompage. Le graphe présente également l’influence du coût de l’électricité consommée pour le pompage. Ces valeurs sont compétitives par rapport à d’autres technologies de stockage de courte durée, notamment les batteries lithium-ion.
Cette compétitivité s’explique en grande partie par la valorisation d’infrastructures existantes, mais aussi par la longue durée de vie des installations hydroélectriques et leurs faibles coûts d’exploitation. Celles-ci présentent en outre des performances intéressantes en termes de puissance et de réactivité, ce qui les rend particulièrement adaptées aux besoins du système électrique, notamment pour le réglage de fréquence et l’équilibrage du réseau. Elles constituent ainsi une solution complémentaire aux grandes stations de pompage-turbinage, qui assurent plutôt des fonctions de stockage à plus grande échelle, ainsi qu’aux batteries, plus adaptées à des applications de très courte durée.
Vers un déploiement du stockage hydraulique décentralisé
Les résultats du projet HiDeStor mettent en évidence le potentiel d’une approche décentralisée du stockage hydraulique, basée sur la valorisation d’infrastructures existantes et sur une analyse territoriale fine. Cette approche ouvre la voie à un développement progressif de nouvelles installations, adaptées aux besoins locaux et intégrées dans les réseaux de distribution. Elle permet également de limiter les impacts environnementaux et de favoriser l’acceptation des projets.
Parmi les perspectives, une analyse plus approfondie des contraintes environnementales et réglementaires permettra d’identifier les sites les plus prometteurs pour un développement concret. Par ailleurs, la structuration de solutions standardisées pourrait faciliter le déploiement à plus grande échelle de ces installations.
Dans un système énergétique en pleine mutation, les stations de pompage-turbinage de petite et moyenne puissance pourraient ainsi jouer un rôle clé en renforçant la flexibilité du réseau, l’intégration des énergies renouvelables et la sécurité d’approvisionnement.
Valoriser le potentiel caché du stockage hydraulique
Le projet HiDeStor: identification d’un potentiel inexploité pour le stockage décentralisé en Suisse
La transition énergétique s’accompagne d’une transformation rapide du système électrique, marquée par une production de plus en plus décentralisée, mais aussi plus variable. Dans ce contexte, les besoins en flexibilité et en stockage deviennent déterminants pour assurer la stabilité du réseau. Si, en Suisse, les grandes installations de pompage-turbinage mettent déjà à disposition une flexibilité d’environ 4 GW, elles ne permettent pas de répondre aux besoins au niveau des réseaux de distribution, qui nécessitent des solutions de stockage plus proches des points de consommation.
Réalisé par la HES-SO Valais et Mhylab sur mandat de l’OFEN, le projet HiDeStor a évalué le potentiel d’une approche complémentaire fondée sur le développement de stations de pompage-turbinage de petite et moyenne puissance exploitant la connexion de deux réservoirs existants (construits pour l’irrigation, l’enneigement artificiel ou la production hydroélectrique). Dans un premier temps, les besoins des acteurs du système électrique ont été analysés par le biais d’entretiens et de questionnaires. Puis, un inventaire des réservoirs existants dans sept cantons (Vaud, Valais, Fribourg, Berne, Neuchâtel, Jura et Tessin) a été réalisé, suivi d’une identification des paires de sites potentiels en tenant compte de critères techniques tels que la hauteur de chute, la distance entre les réservoirs (généralement inférieure à 2 km) et les possibilités de raccordement au réseau électrique. Chaque site a ensuite fait l’objet d’un prédimensionnement technique incluant l’évaluation de la puissance installable, de l’énergie stockable ainsi que des principaux équipements électromécaniques. Une analyse technico-économique des sites les plus prometteurs a encore permis de déterminer le coût actualisé du stockage (LCOS) et ainsi d’évaluer leur compétitivité dans le contexte actuel du marché de l’électricité. Enfin, une extrapolation à l’échelle nationale a été réalisée.
L’analyse menée sur les sept cantons a permis d’identifier 27 sites présentant un potentiel techniquement et économiquement intéressant, totalisant un potentiel de stockage d’environ 895 MWh, en cohérence avec les besoins identifiés auprès des gestionnaires de réseaux de distribution: des installations de 5 à 10 MW, avec des capacités de stockage de quelques dizaines de MWh et des cycles journaliers de 3 à 6 h. L’extrapolation à l’échelle nationale a permis d’estimer que, pour les distances de connexion inférieures à 2 km, le potentiel théorique de stockage hydraulique décentralisé s’élevait à environ 1,7 GWh, de quoi apporter une contribution significative au stockage d’électricité en Suisse. Enfin, l’analyse économique a montré que le coût actualisé du stockage (LCOS) de ces installations se situait généralement entre 0,05 et 0,12 CHF/kWh, des valeurs compétitives par rapport à d’autres technologies de stockage de courte durée telles que les batteries lithium-ion. Une analyse plus approfondie des contraintes environnementales et réglementaires permettra à l’avenir d’identifier les sites les plus prometteurs pour un développement concret.
Das verborgene Potenzial der Pumpspeicherung ausschöpfen
Das Projekt HiDeStor: Identifizierung eines ungenutzten Potenzials für die dezentrale Speicherung in der Schweiz
Die Energiewende geht mit einem raschen Wandel des Stromsystems einher, der durch eine zunehmend dezentrale, schwankendere Stromerzeugung gekennzeichnet ist. Für die Gewährleistung der Netzstabilität werden deshalb Flexibilität und Speicherkapazitäten entscheidend. Zwar stellen die grossen Pumpspeicherwerke in der Schweiz bereits eine Flexibilität von rund 4 GW zur Verfügung, doch genügt dies nicht, um den Bedarf auf Verteilnetzebene zu decken. Dort werden Speicherlösungen benötigt, die näher an den Verbrauchern liegen.
Das von der HES-SO Wallis und Mhylab im Auftrag des BFE durchgeführte Projekt HiDeStor untersuchte das Potenzial eines ergänzenden Ansatzes, der auf der Entwicklung von Pumpspeicherkraftwerken mit kleiner und mittlerer Leistung basiert und die Verbindung zweier bestehender Speicherseen (für Bewässerung, künstliche Beschneiung oder Wasserkraftproduktion) nutzt. Zunächst wurden die Bedürfnisse der Netzbetreiber anhand von Umfragen analysiert. Dann wurde eine Bestandsaufnahme der Stauseen in sieben Kantonen (Waadt, Wallis, Freiburg, Bern, Neuenburg, Jura und Tessin) erstellt, woraufhin unter Berücksichtigung technischer Kriterien wie Fallhöhe, Entfernung zwischen den Stauseen (in der Regel weniger als 2 km) und Anschlussmöglichkeiten an das Stromnetz potenzielle Standortpaare identifiziert wurden. Dann wurde für jeden Standort eine technische Vorbemessung durchgeführt, die die Bewertung der installierbaren Leistung, der speicherbaren Energie sowie der wichtigsten elektromechanischen Anlagen umfasste. Eine technisch-wirtschaftliche Analyse der besten Standorte ermöglichte es zudem, die Levelized Cost of Storage (LCOS) zu ermitteln und so deren Wettbewerbsfähigkeit im aktuellen Kontext des Strommarktes zu bewerten. Schliesslich wurde eine Hochrechnung auf nationaler Ebene vorgenommen.
Die in den sieben Kantonen durchgeführte Analyse ermöglichte die Identifizierung von 27 Standorten mit technisch und wirtschaftlich interessantem Speicherpotenzial von insgesamt rund 895 MWh, die somit den bei den Verteilnetzbetreibern ermittelten Bedarf decken: Anlagen von 5 bis 10 MW mit Speicherkapazitäten von einigen Dutzend MWh und Tageszyklen von 3 bis 6 h. Durch die Hochrechnung auf nationaler Ebene liess sich abschätzen, dass bei Anschlussentfernungen von weniger als 2 km das theoretische Potenzial für dezentrale Pumpspeicheranlagen bei rund 1,7 GWh lag – ein bedeutender Beitrag zur Stromspeicherung. Schliesslich zeigte die wirtschaftliche Analyse, dass sich die LCOS dieser Anlagen meist zwischen 0,05 und 0,12 CHF/kWh bewegten, also Werte, die im Vergleich zu anderen Kurzzeitspeichertechnologien wie Lithium-Ionen-Batterien wettbewerbsfähig sind. Eine vertiefte Analyse der ökologischen und regulatorischen Rahmenbedingungen wird es in Zukunft ermöglichen, die vielversprechendsten Standorte für eine konkrete Umsetzung zu identifizieren.
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