Hydroélectricité en France : barrages, concessions et enchères, ce qui change en 2026

Deuxième source d'électricité de France derrière le nucléaire, première énergie renouvelable du pays, l'hydroélectricité est aussi un système juridique centenaire, hérité de la loi de 1919, qui vient d'être bouleversé. Depuis le 1er septembre 2026, les grands barrages ne relèvent plus de concessions mais d'un régime d'autorisation, et EDF devra céder une partie de leur production à ses concurrents. Voici comment fonctionne ce parc et ce que la réforme change.

Un parc de 25,7 GW qui produit environ 63 TWh par an

Selon la CRE, la France compte environ 25,7 GW de capacité hydroélectrique, contre 61,4 GW pour le nucléaire. La production s'est établie à environ 63 TWh en 2025, dans la moyenne de la décennie. Elle varie fortement selon les années : l'eau disponible, la neige accumulée et les précipitations jouent autant que la puissance installée. Le facteur de charge 2025 est ainsi d'environ 37 % pour le fil de l'eau et les éclusées (46 % en 2024) et de 19 % pour les lacs (24 % en 2024).

Les exploitants sont peu nombreux : EDF produit environ 70 % de l'hydroélectricité nationale, la Compagnie nationale du Rhône (CNR, dont Engie est l'actionnaire de référence) environ 25 % et la SHEM environ 3 %. En été 2026, la filière a fourni 10,8 TWh sur la période, d'après le gestionnaire du réseau RTE.

Fil de l'eau, éclusées, lacs et STEP : quatre usages

• Fil de l'eau : la centrale turbine le débit du cours d'eau tel qu'il arrive, sans stockage significatif. La production est régulière mais peu pilotable (le Rhône, le Rhin).
• Éclusées : un petit réservoir permet de concentrer la production sur quelques heures, typiquement aux heures de pointe.
• Lacs de retenue : de grands réservoirs alpins et pyrénéens stockent l'eau de la fonte des neiges pour la turbiner en hiver. C'est la forme la plus flexible de production pilotable.
• STEP : les stations de transfert d'énergie par pompage remontent l'eau quand l'électricité est abondante et la turbinent quand elle manque. Notre dossier sur les « batteries à eau » détaille leur fonctionnement.

Cette souplesse fait de l'hydraulique un maillon essentiel de l'équilibre du réseau, comme l'explique notre dossier sur le rôle de RTE.

Les concessions : un régime hérité de 1919

Jusqu'à la réforme, l'État était propriétaire des barrages et en confiait l'exploitation à des concessionnaires pour une durée maximale de 75 ans. La France comptait environ 340 concessions, représentant près de 90 % de la puissance hydroélectrique installée, et environ 2 300 petits sites sous le régime de l'autorisation (moins de 4,5 MW). Les barrages ont en moyenne plus de 70 ans.

Le problème venait de Bruxelles. Depuis 2015, la Commission européenne contestait la position dominante d'EDF ; depuis 2019, elle reprochait à la France de ne pas remettre en concurrence les concessions échues (61 étaient arrivées à terme fin 2025, selon la CRE). Faute de règles stabilisées, les investissements dans les ouvrages étaient gelés. Les deux procédures ont été closes le 1er octobre 2026.

Ce que change la loi de juin 2026

Adoptée mi-juin et promulguée fin juin 2026 sur une proposition portée notamment par la députée Marie-Noëlle Battistel, la loi organise une transition en trois volets :

1. les ouvrages de plus de 4,5 MW passent de la concession à une autorisation ; les concessions sont résiliées avec indemnisation des exploitants ;
2. l'État reste propriétaire des barrages ; l'exploitant actuel bénéficie d'un droit de priorité et d'un droit d'occupation de 70 ans, contre redevance ;
3. EDF met aux enchères, au profit de tiers, des capacités hydroélectriques virtuelles, pour au moins 40 % du parc.

L'intérêt de cette construction : les barrages ne sont pas vendus et aucun nouvel opérateur ne les « reprend » physiquement. Les concurrents d'EDF achètent un droit de tirer de l'électricité, comme s'ils exploitaient une partie du parc.

Comment fonctionneront les enchères

La CRE a publié le 3 septembre 2026 une consultation publique (n° 2026-14), close le 16 octobre, pour préparer un rapport au gouvernement avant l'arrêté qui fixera les règles. Ses propositions :

Au total, 6 GW sont ouverts pendant 20 ans, réévalués tous les cinq ans. La CRE privilégie des enchères répétées au format « pay-as-clear » (tous les gagnants paient le prix de la dernière offre retenue), avec un prix de réserve non publié, des garanties financières exigées des acheteurs (marges initiales de l'ordre de 6 à 9 €/MWh selon l'échéance) et une nomination de la puissance au pas de 15 minutes la veille. Le but affiché est d'éviter les défauts de l'ancien mécanisme de l'Arenh appliqué au nucléaire, en tenant compte des coûts de production.

Les investissements attendus

La programmation de l'énergie (PPE3) attend 2,8 GW de capacités hydroélectriques supplémentaires, dont 1,7 GW de stockage par pompage. EDF annonce près de 5 milliards d'euros d'investissements sur dix ans, et les professionnels estiment à 15 à 20 % le gain de rendement possible d'ici 2035 sur les installations existantes. Ces chiffres restent des objectifs et des estimations, pas des engagements fermes.

Les points à surveiller

• Le rapport de la CRE puis l'arrêté ministériel, qui fixeront le calendrier et les règles des premières enchères.
• L'indemnisation des exploitants dont la concession n'était pas échue.
• L'effet sur les prix : l'accès des fournisseurs alternatifs à une production pilotable à bas coût peut peser sur la formation du prix de l'électricité, mais l'ampleur dépendra du prix des enchères.
• La réalisation des nouvelles STEP et la gestion partagée de l'eau (irrigation, tourisme, débits réservés).

Pour l'actualité de la réforme, voir notre article sur la clôture des procédures européennes.