Un stockage caché dans les ouvrages existants
En Suisse, la petite hydraulique produit environ 3,4 TWh/an avec un potentiel supplémentaire estimé à 770 GWh. Ces installations participent pourtant peu au réglage du réseau. Le projet explore une piste originale : exploiter des volumes hydrauliques « cachés » (partie supérieure des conduites forcées, chambre de mise en charge) pour absorber des pics de puissance de courte durée. Pas de béton supplémentaire : juste une exploitation plus intelligente de ce qui existe.
Une cartographie des centrales entre les sources du Rhône et Brig a permis d’identifier deux sites prioritaires : Mörel (3 turbines Francis de 17 MW) et Merezenbach (1 turbine Pelton de 1,9 MW). Pour chacun, des simulations 1D/3D ont modélisé les régimes transitoires et évalué le risque d’entraînement d’air, phénomène qui survient lors du dénoyage partiel de la conduite et peut provoquer des dommages mécaniques sévères. Ces modèles ont été validés par des essais sur modèle réduit à l’ETH Zurich.
Des essais sur site concluants En mars 2026, des tests grandeur nature ont été conduits à Mörel par le Hydro Alps Lab avec un système d’acquisition multi-capteurs et un jumeau numérique Hydro-Clone simulant en temps réel le comportement de la centrale. Résultat : des sauts de puissance de 1 à 3 MW pendant 900 secondes ont été validés avec une seule turbine, conformément aux critères de réglage primaire de Swissgrid (±200 mHz). FMV peut désormais envisager la qualification d’un groupe pour ce service. Sur la centrale de Gletsch-Oberwald, étudiée lors du précédent projet SmallFlex, le potentiel avait été estimé à +130 % de production hivernale et +30 kCHF/an de revenus supplémentaires.
Prévisions et centrale virtuelle hybride
Le projet a également développé un outil de prévision hydro-météorologique montrant que les apports hydrauliques sont prévisibles à 70 % pour la planification J+1, contre environ 50 % pour le solaire et moins de 30 % pour l’éolien : un avantage opérationnel important.
Enfin, un volet prospectif explore la constitution de centrales virtuelles (VPP) combinant hydraulique, solaire, éolien et stockage batterie. Les simulations montrent qu’une telle VPP peut augmenter ses revenus de 2 à 6 % selon les conditions de marché et la capacité de stockage installée.
Les méthodologies développées dans la vallée de Goms sont transposables à l’ensemble des vallées alpines. L’article scientifique complet est publié sur Bulletin.ch. Le projet SmallFlex Goms est financé par l’OFEN et coordonné par le Hydro Alps Lab de la HES-SO Valais, en partenariat avec le WSL, l’ETH Zurich, la HEIG-VD, HDE, FMV et Alpiq.
Article écrit par Benjamin Bouix
