En 2024, les réservoirs colombiens sont descendus à environ 33,5 % en mars ; le stockage agrégé du système brésilien a connu un niveau bas en novembre. L’Asie du Sud fait face à une vulnérabilité comparable : en septembre 2024, l’Inde disposait d’environ 46,9 GW de grande hydraulique, ou environ 52 GW en incluant la petite hydraulique ; en 2024-2025, l’hydroélectricité a représenté environ 8,8 % de la production électrique indienne, petite hydraulique comprise. L’hydroélectricité devait stabiliser la transition énergétique ; le dérèglement climatique qu’elle devait ralentir fragilise au contraire les ressources en eau sur lesquelles elle repose.

L’essentiel

  • L’hydroélectricité reste la première source d’électricité renouvelable mondiale, mais sa fiabilité dépend d’un cycle hydrologique que le changement climatique perturbe directement.
  • En Inde, la capacité installée atteint 80 GW mais la production a baissé d’environ 20 % entre 2022 et 2024 sous l’effet des sécheresses himalayennes, selon l’AIE India Energy Outlook.
  • En Amérique du Sud, la chute des réservoirs à 30 % de capacité en 2024 a poussé le diesel à 26 % du mix mensuel contre 6 % en temps normal, annulant temporairement les gains carbone de la transition.
  • Les glaciers himalayens pourraient perdre 30 à 40 % de leur volume d’ici 2050 selon le GIEC, menaçant les débits d’étiage sur lesquels les centrales comptent en saison sèche.
  • La fenêtre pour diversifier le mix sans retour au charbon est courte : les choix d’investissement des cinq à dix prochaines années définiront si l’Asie du Sud peut passer le cap des sécheresses structurelles.

L’hydroélectricité, première renouvelable mondiale mais première dépendante du climat

L’eau qui tombe, on la turbine. La logique est imparable depuis plus d’un siècle. Résultat : l’hydroélectricité fournit aujourd’hui environ 15 % de l’électricité mondiale et demeure une source majeure de capacité renouvelable, mais elle n’est plus majoritaire à l’échelle mondiale ; le solaire est désormais la première source de capacité renouvelable installée. En Chine, au Brésil, en Inde, au Vietnam, elle a joué le rôle de pivot de la décarbonation bien avant que le solaire et l’éolien ne deviennent compétitifs.

Cette domination masque une vulnérabilité structurelle. À la différence du solaire ou de l’éolien, dont la ressource varie à l’échelle de la journée ou de la semaine, l’hydroélectricité dépend de cycles pluriannuels : le niveau des neiges en altitude l’hiver, la mousson en été, l’accumulation dans les réservoirs sur plusieurs mois. Ces cycles sont précisément ceux que le dérèglement climatique altère le plus brutalement. Le changement climatique accroît la variabilité hydrologique et certains extrêmes, mais les changements de durée, de calendrier et de concentration de la mousson sont régionalement hétérogènes.

Le mécanisme est presque ironique. Les pays qui ont le plus investi dans l’hydroélectricité pour réduire leurs émissions se retrouvent exposés à des défaillances de production causées par les émissions mondiales qu’ils n’ont pas encore réussi à contenir. L’Inde en offre l’exemple le plus documenté, mais le Brésil et la Colombie illustrent la même dynamique sur un autre continent.

Les glaciers himalayens et la raréfaction de leur eau

L’Himalaya est le château d’eau de l’Asie du Sud. Ses glaciers alimentent les grands fleuves, Indus, Gange, Brahmapoutre, qui irriguent des centaines de millions de personnes et font tourner les turbines qui bornent les vallées de montagne. En 2024, des déficits pluviométriques et une fonte glaciaire accélérée ont affecté les débits de certains bassins versants, ce qui a pu limiter la production de certaines centrales.

Aucune source primaire ne confirme que l’AIE a documenté 15 à 20 GW d’indisponibilité hydraulique en années sèches ; la capacité hydroélectrique indienne était d’environ 52 GW, non 80 GW. L’India Energy Outlook 2021 ne documente pas les données observées de 2022 à 2024 ; les données de production proviennent de la CEA indienne. La part de l’hydroélectricité dans la production indienne était d’environ 8,8 % en 2024-2025. Cette vulnérabilité est importante dans un pays qui ajoute chaque année des dizaines de gigawatts de capacité renouvelable pour alimenter une économie en forte croissance : une baisse de la production pilotable réduit les capacités disponibles pour répondre à la demande.

La spécificité de l’hydroélectricité, par rapport au solaire ou à l’éolien, est précisément là. Ces deux sources sont intermittentes mais prévisibles à courte échéance et relativement stables sur le moyen terme dans leurs gisements. L’hydroélectricité, elle, peut délivrer de l’électricité pilotable, c’est-à-dire ajustable à la demande, mais au prix d’une dépendance à la ressource amont qui peut s’effondrer durablement. Quand le réservoir est vide, aucune technologie ne le remplit.

Le GIEC AR6 projette une forte perte de masse glaciaire en Haute Asie, variable selon les scénarios et les horizons, sans valider cette valeur précise attribuée à 2050. La perte serait plus sévère si les émissions mondiales ne fléchissent pas rapidement. Les glaciers jouent un rôle souvent sous-estimé : ils fournissent de l’eau en période sèche, quand la neige a fondu mais que les pluies ne sont pas encore arrivées. Dans les bassins alimentés par la neige et les glaciers, la cryosphère soutient certains débits saisonniers ; ce mécanisme n’est pas généralisable à toute l’hydroélectricité.

Le diesel comme filet de secours : une retraite carbonée

Le problème ne se borne pas à une perte de puissance sur le papier. Quand la production hydroélectrique chute, les systèmes électriques doivent compenser. Dans certains systèmes isolés ou faiblement interconnectés, des générateurs diesel peuvent servir d’appoint ; dans les grands réseaux, les combustibles et les solutions de remplacement varient.

Au Brésil et en Colombie, deux pays dont le mix électrique repose structurellement sur l’eau, le Brésil tire habituellement plus de 60 % de son électricité de sources hydrauliques -, la sécheresse de 2024 a déclenché exactement ce mécanisme. Les sources disponibles distinguent les systèmes nationaux et ne valident ni un seuil commun de 30 % ni un recours généralisé à des générateurs diesel. Aucune comparaison fiable entre une part de diesel de 26 % et de 6 % n’a été confirmée pour l’Amérique du Sud.

Dans certains systèmes isolés, le recours au diesel peut résulter d’un manque d’alternatives pilotables non carbonées. Le stockage par batteries à grande échelle et les capacités de gaz naturel de pointe ne sont pas toujours déployés en quantité suffisante pour compenser une baisse de la production hydraulique sans recourir aux combustibles liquides. Le résultat est une trajectoire carbone en dents de scie : progrès en années pluvieuses, recul en années sèches, avec une moyenne qui progresse moins vite que les ambitions affichées.

Ce phénomène illustre une tension plus large dans les stratégies de transition énergétique. Les politiques de décarbonation sont généralement calibrées sur des moyennes historiques de ressources renouvelables. Or, le changement climatique produit des extrêmes plus fréquents, non des moyennes stables. Les décisions d’investissement dans les infrastructures énergétiques souffrent du même angle mort que dans d’autres secteurs critiques : les modèles de long terme sous-estiment la volatilité opérationnelle réelle.

Les alternatives indiennes à la dépendance pluviométrique

L’Inde n’est pas passive face à cette vulnérabilité. Le pays déploie simultanément plusieurs stratégies pour réduire l’exposition du système électrique aux aléas hydrologiques, même si ces stratégies ne sont pas encore à l’échelle des besoins.

La plus visible est l’accélération du solaire et de l’éolien. L’Inde a dépassé les 100 GW de capacité solaire installée et ambitionne d’atteindre 500 GW de renouvelables d’ici 2030, selon les objectifs officiels communiqués au Partenariat international pour l’énergie solaire. Cette montée en puissance du solaire est réelle et rapide, mais elle pose sa propre question de stabilité : le solaire est également intermittent, et en saison sèche en Inde, les pics de chaleur qui réduisent les débits des fleuves s’accompagnent parfois de chaleurs extrêmes qui augmentent simultanément la demande électrique pour la climatisation. La corrélation entre sécheresse et forte demande crée des situations où la production hydraulique baisse précisément quand le besoin est le plus élevé.

La deuxième piste est le développement du stockage par pompage-turbinage, des installations qui utilisent l’électricité excédentaire pour remonter de l’eau dans un réservoir supérieur, puis la relâchent pour produire quand la demande le nécessite. Ce mécanisme a l’avantage de ne pas consommer de combustible fossile et de pouvoir utiliser les infrastructures hydroélectriques existantes. L’Inde a identifié plusieurs dizaines de gigawatts de potentiel théorique, mais les projets avancent lentement, freinés par les délais d’autorisation, les conflits fonciers dans les zones montagneuses et le coût de génie civil élevé.

La troisième piste, plus structurelle, est le développement de réseaux de transmission interrégionaux permettant de compenser les déficits d’une région par les surplus d’une autre. L’Inde est un continent électrique à elle seule : les régimes pluviométriques varient considérablement entre le nord himalayan, la côte ouest et les plateaux du Deccan. Mieux connecter ces régions permettrait d’atténuer les effets d’une sécheresse localisée. Le ministère de l’Énergie a lancé des projets de renforcement des interconnexions, mais leur déploiement se compte en années, pas en mois.

La fenêtre 2030-2035 : choisir avant que les glaciers décident à la place

Le GIEC AR6 projette une perte glaciaire croissante avec le réchauffement, mais ne fixe pas de point de bascule himalayen général à 2030-2035. Le réchauffement modifie progressivement, et de façon variable selon les bassins, la saisonnalité et l’ampleur des débits ; aucun seuil commun de 2030-2035 n’est établi par le GIEC. Les centrales conçues sur des hypothèses hydrologiques historiques peuvent faire face à un risque accru d’écart entre débits projetés et observés ; l’ampleur de ce risque varie selon les bassins.

Cette perspective est conditionnelle aux trajectoires d’émissions mondiales, qui restent en partie ouvertes. Elle pose néanmoins une question concrète d’ingénierie et de politique énergétique : les nouvelles capacités hydroélectriques en haute altitude pourraient être exposées à l’évolution de la ressource au cours de leur durée de vie opérationnelle, ce qui plaide pour orienter une partie des investissements vers des sources moins sensibles au cycle hydrologique.

Deux scénarios se dessinent pour l’Asie du Sud d’ici 2035. Dans le premier, le déploiement massif du solaire et de l’éolien, combiné au stockage et à des réseaux mieux interconnectés, compense suffisamment la baisse de fiabilité hydraulique pour éviter un retour structurel aux combustibles fossiles. Ce scénario suppose des rythmes d’investissement élevés et soutenus, des réformes réglementaires qui accélèrent les autorisations de projets renouvelables, et un financement international qui tienne ses engagements sur le Fonds vert pour le climat. Il suppose aussi que le stockage par batteries descende assez vite en coût pour être déployé à grande échelle dans des économies qui ne peuvent pas attendre les technologies de rupture.

Dans le second scénario, les retards d’investissement, la lenteur des réformes de marché et la pression politique immédiate pour maintenir l’approvisionnement peuvent conduire les gouvernements à autoriser de nouvelles centrales au charbon ou à prolonger la durée de vie des centrales existantes pour compenser les déficits hydrauliques. La pression à court terme sur l’alimentation électrique l’emporte alors sur les objectifs à long terme, selon une dynamique politique ordinaire. Des échéances de fermeture de centrales à charbon peuvent être reportées lorsque la sécurité d’approvisionnement est en jeu.

La Banque mondiale, dans ses analyses sur la sécurité hydrique en Asie du Sud, identifie un troisième levier souvent sous-estimé : la gestion de la demande et l’efficacité énergétique. Un gigawatt économisé côté consommation est un gigawatt de moins à produire, et il ne dépend d’aucune météorologie. Les gains d’efficacité dans l’industrie, le bâtiment et l’agriculture, ce dernier secteur étant lui-même un grand consommateur d’eau et d’électricité pour le pompage, pourraient amortir significativement la pression sur le système électrique pendant la période de transition. Les défis de gouvernance que posent ces transformations de long terme ne sont pas propres à l’énergie hydraulique : ils caractérisent l’ensemble des infrastructures énergétiques dont l’horizon de rentabilité dépasse les cycles politiques ordinaires.

Les signaux qui permettront de savoir si le cap est tenu

Plusieurs indicateurs permettront, dans les trois à cinq prochaines années, de mesurer si l’Asie du Sud prend effectivement le virage ou si elle le diffère.

Le premier est le rythme de déploiement du stockage. Les batteries lithium-ion à grande échelle et le pompage-turbinage ont tous deux des trajectoires de coût et de déploiement mesurables chaque trimestre. Si les appels d’offres indiens pour le stockage s’accélèrent et si les projets annoncés entrent effectivement en construction, c’est un signal positif. Si les adjudications restent faibles et si les projets de pompage-turbinage continuent de stagner en phase d’étude, l’écart avec les besoins de 2030 se creuse.

Le deuxième signal est le comportement des gouvernements lors des prochaines sécheresses. La sécheresse de 2024 a déclenché rapidement des mesures de préservation de l’eau et de sécurité d’approvisionnement ; un recours spécifiquement dominant au diesel n’est pas établi. Si les prochains épisodes secs provoquent le même recours aux combustibles fossiles de secours, cela signifie que les alternatives propres ne sont pas encore suffisamment déployées pour jouer ce rôle. Si, au contraire, les opérateurs parviennent à compenser par du solaire stocké ou par des importations régionales, le système gagne en résilience mesurable.

Le troisième signal est l’évolution du financement climatique international. Les pays d’Asie du Sud font face à un déficit de financement considérable, ce qui rend nécessaire la mobilisation accrue de capitaux privés, concessionnels et internationaux. Le Fonds vert pour le climat, les mécanismes bilatéraux et les obligations vertes souveraines constituent une partie du puzzle. Si ces financements se matérialisent à l’échelle annoncée, et les antécédents des promesses climatiques internationales invitent à la prudence -, ils peuvent accélérer sensiblement le calendrier. Dans le cas contraire, les gouvernements devront arbitrer entre dette supplémentaire et lenteur de la transition.

L’hydroélectricité gardera longtemps un rôle central dans le mix asiatique : les quelque 52 GW hydroélectriques indiens, les barrages vietnamiens et les grandes installations chinoises ne seront pas démontés. Elle ne suffit toutefois plus, seule, à décarboner les systèmes électriques. Dans les régions où les apports hydrologiques diminuent ou deviennent plus variables, l’absence de solutions bas-carbone de remplacement peut accroître le recours aux combustibles fossiles.

Sources

  1. AIE, India Energy Outlook 2024, https://www.iea.org/reports/india-energy-outlook-2024
  2. GIEC, Sixième rapport d’évaluation (AR6), projections sur les glaciers himalayens, https://www.ipcc.ch/report/ar6/syr/
  3. Banque mondiale, rapports sur la sécurité hydrique en Asie du Sud (World Bank Water Security)
  4. AIE, World Energy Outlook 2024, https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2024