Hydroélectricité : l’impasse organisée ne peut plus durer.

Le parc hydroélectrique français a été développé dès les années 1940 (aménagement du Rhône), puis essentiellement entre les années 1950 et 1970. Les centrales hydroélectriques constituent aujourd’hui la première source de production d’électricité renouvelable en France. Elles représentent une capacité installée d’environ 26 GW et une production en 2024 d’environ 75 TWh (cette donnée est variable d’une année sur l’autre en fonction notamment de la pluviométrie).

Ces installations se regroupent en trois familles :

• barrages au fil de l’eau ;
• barrages en écluses ;
• barrages en lacs.

Ces derniers présentent l’avantage d’être pilotables. Il est de surcroît possible de leur adjoindre un réservoir en aval ainsi que des moyens de pompage de sorte à restituer une partie de l’énergie au travers de ce que l’on appelle les STEP (Station de Transfert d’Energie par Pompage - l’eau du bas est alors pompée dans le réservoir en hauteur). Ce type d’installation contribue fortement à la flexibilité du parc électrique actuel, et un atout pour l’utilisation plus avancée de sources d’énergies renouvelables intermittentes.

Lorsque le groupe EDF a été constitué en 1946, une de ses missions était d’accélérer le développement de la production hydroélectrique (« la houille blanche ») pour sortir lentement mais sûrement de la « houille noire », le charbon.

À ce jour, le parc hydraulique est composé d'environ 2 500 installations, dont environ 400 sont exploitées sous le régime de la concession (puissance supérieure à 4,5 MW) et 2 100 sous le régime de l'autorisation. Même si elles sont largement minoritaires en nombre, les installations concédées représentent près de 90% de la puissance hydroélectrique totale. L’État est l’unique propriétaire des ouvrages concédés. EDF exploite environ 80 % de la production nationale, la CNR (Compagnie Nationale du Rhône) 16 % et la SHEM (Société Hydro-Electrique du Midi) environ 3 %.

Réglementairement, à ce jour l’exploitation des barrages peut se faire de deux façons,

• Concessions, si la puissance est supérieure à 4,5 MW : Le propriétaire de la concession est l’État. Il s’agit d’une sorte de délégation de service public, accordée à un concessionnaire. Le renouvellement des concessions est réalisé tous les 75 ans, en général. Au-delà de ce délai, la concession doit être renouvelée ou attribuée à un autre concessionnaire selon une procédure à définir ;
• Autorisations, si la puissance est inférieure à 4,5 MW : Les exploitants sous régime d’autorisation sont généralement propriétaires de leurs installations, en France comme dans les autres États de l’UE, le régime d’autorisation étant déjà pratiqué par de nombreux autres pays, en particulier dans le nord de l’Europe (Autriche, Allemagne, Suède, etc.). Il s’agit également du régime de droit commun pour les autres moyens de production d’électricité en France : nucléaires, éoliennes, photovoltaïques...

Depuis plus de vingt ans, un différend oppose la France à la Commission Européenne, qui a émis deux mises en demeure, en 2015 contre l'abus potentiel de position dominante d'EDF et en 2019 sur l'absence de mise en concurrence lors du renouvellement des concessions. La France est aujourd'hui le seul État membre faisant encore l'objet d'une telle procédure. Les différends similaires avec sept autres pays ont été clos par la Commission européenne en 2021 et 2023, après que ces derniers ont modifié leur cadre législatif ou pour des raisons d'opportunité.

Faute de renouvellement, 38 concessions (soit 3,15 GW) sont actuellement exploitées sous le régime dit des « délais glissants ». Ce dispositif est utilisé afin d’éviter un vide juridique des concessions échues en attente de renouvellement, pour assurer la continuité du service public et la sûreté des ouvrages (sans cela les ouvrages des concessions échues devraient probablement être fermés). Les conséquences sont l’interdiction de réaliser des investissements de développement, de modifier ou encore de résilier le contrat de concession antérieur. Une redevance supplémentaire spécifique à ce régime de fonctionnement est par ailleurs demandée, proportionnelle aux bénéfices tirés tout au long de cette période.

Le nombre de concessions échues atteint une soixantaine en fin d’année 2025, la tendance sera nettement à la hausse à partir de là, jusque dans les années 2050 .

Il est clair que la situation actuelle n’est plus tenable plus avant. La sortie du régime des concessions semble être une nécessité de court terme pour les installations d’ores et déjà en « délai glissants ». L’absence d’investissements significatifs dans les ouvrages hydrauliques induit à la fois :

• des risques potentiels vis-à-vis de la population et de l’environnement ;
• des inconvénients vis-à-vis de la production d’électricité actuelle du pays.

La France est et va continuer à être dans une situation de surcapacité de production électrique, au moins pour les deux à trois prochaines années. L’urgence consiste certes à électrifier aussi rapidement et massivement que possible les divers usages susceptibles de l’être dans le pays, mais l’installation de moyens de stockage électrique, permettant ainsi de flexibiliser les usages peut également jouer un rôle non négligeable. À cet égard la création, autant que raisonnablement possible, de STEP dans des zones bien choisies constituerait une avancée, avancée réalisable qu’au sortir du régime des concessions échues.

La LTECV (Loi de Transition Énergétique pour la Croissance Verte) de 2015 devait permettre de sortir de cette situation de blocage, via l’utilisation d’un mécanisme de prolongation de concession contre travaux, ajouté dans le code de l’énergie. Concrètement, ce mécanisme autorise la prolongation d’une concession lorsque des travaux sont nécessaires pour atteindre les objectifs de la PPE (Programmation Pluriannuelle de l'Énergie), même si non prévus initialement dans le contrat de concession. De plus, si l’ouvrage concerné s’insérait dans une unique chaîne d’ouvrages, les autres devaient également être concernés par la prorogation. La Commission Européenne, vigilante, ne s’y est pas laissée prendre et n’a jamais autorisé d’application de cet article.

Par la suite, dans le cadre du projet « Hercule » de réorganisation d'EDF, la création d'une "quasi-régie" a été envisagée. Ce montage juridique permet à une autorité publique de confier un contrat à une entité qu'elle contrôle directement, sans mise en concurrence. Cette option a cependant été abandonnée en 2021 en raison de plusieurs points de blocage : la mise en œuvre de la quasi-régie était conditionnée par Bruxelles à des exigences jugées inacceptables (risque de démantèlement d'EDF, de désoptimisation entre la gestion des parcs nucléaire et hydroélectrique) ; opposition des syndicats ; inapplicabilité aux autres opérateurs qu’EDF (CNR, SHEM).

Enfin, les SEMH (Sociétés d’Economie Mixtes Hydroélectriques) permettent d'associer des collectivités territoriales à un opérateur pour gérer une concession. Bien que cette option reste légalement ouverte, son intérêt est limité pour résoudre le différend. En effet, la constitution d'une SEMH et la sélection de son opérateur impliquent une procédure de mise en concurrence, ce qui ne résout pas le problème de fond pour les exploitants historiques souhaitant conserver leurs ouvrages.

C’est aujourd'hui une solution de compromis qui a fait l'objet d'un accord de principe entre Paris et Bruxelles. Il s’agit d’un changement de régime, passant de la concession à l'autorisation pour toutes les installations. Son importance stratégique réside dans sa capacité à potentiellement clore les deux précontentieux européens tout en permettant le maintien des exploitants historiques. Cette proposition incarne un compromis politique : elle substitue une concurrence sur la commercialisation de l'énergie à la concurrence pour la gestion des actifs, cherchant ainsi à concilier les impératifs de souveraineté industrielle français avec les principes du marché intérieur européen.

Plus concrètement, la Direction Générale Energie et Climat a précisé les formes que devrait prendre une telle refonte :

• Résiliation des droits de concession (échus ou courants) ;
• Cession des ouvrages aux exploitants historiques ;
• Création d’un nouveau régime d’autorisation pour leur exploitation ;
• Mise en place d’une contrepartie pour garantir le respect des règles de concurrence européennes (cela passera par un équivalent ARENH hydraulique).

Le 5 février 2026, une proposition de loi cohérente avec ces recommandations a été adoptée en première lecture, à l’issue d’un examen par procédure accélérée. La loi est censée entrer en vigueur au 1er septembre 2026. Une proposition de loi contraire a également été déposée par LFI fin décembre 2025, visant à créer une quasi-régie.

Les implications principales de ce texte de loi sont :

• Résiliation des contrats de concession pour les installations de plus de 4,5 MWe ;
• Droit pour les possesseurs des ouvrages de réaliser des modifications des installations ;
• Les titulaires de ces nouveaux droits seront tenus de garantir l’intégrité des ouvrages ;
• Toute transmission des ouvrages par cession, etc. devra être approuvée par l’Etat ;
• Des experts sont mandatés par la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) pour définir une indemnité de résiliation des contrats de concessions non échus.
• L’autorisation ne peut être accordée que dans le cadre des objectifs de politique énergétique, de sûreté & sécurité, des enjeux associés à la navigation fluviale et des besoins actuels et futurs de la ressource en eau.
• Une redevance est prévue pour les titulaires, fonction de l’énergie injectée annuellement par l’ouvrage sur le réseau.
• Une clause de revoyure auprès de la Commission Européenne est prévue dans la loi.
• La CNR, dont la concession échoit en 2041, est explicitement exclue de la loi.
• Les accords de concession avec les collectivités territoriales sont prolongés jusqu’à leur terme.
• Le statut des personnels (IEG) est explicitement préservé.

De plus, et c’est là où le bât blesse, EDF mettrait à disposition des tiers une capacité hydraulique virtuelle pendant 20 ans, fixée à 6 GW pendant les 10 premières années. Elle pourra ensuite évoluer. L’objectif est d’ouvrir au moins 40 % des capacités françaises d’hydroélectricité à des entreprises autres qu’EDF sous la forme d’une mise aux enchères sur les marchés dans le but de faire fonctionner optimalement les installations vis-à-vis des besoins électriques sous le contrôle de la CRE.

Enfin, d’ici un an, le Gouvernement remettra au parlement un rapport présentant les actions qu’il met en œuvre pour soutenir l’exclusion des contrats de concessions hydroélectriques du champ d’application de la directive 2014/23/UE du Parlement européen et du Conseil du 26 février 2014 sur l’attribution de contrats de concession dans le cadre de la révision de celle-ci.

En revanche, il convient de prêter la plus grande attention aux garde-fous juridiques pour assurer le maintien en France de la propriété de tels ouvrages. La propriété de l’ouvrage n’est pas une condition nécessaire pour recevoir une autorisation de production d’électricité. À cet égard, il semble que la Commission Européenne ne demande pas explicitement de privatiser les installations. En revanche, le fait que le passage en régime d’autorisation, quand bien même il préserve la propriété de l’Etat, ne prévoie pas de garde-fous contre une potentielle entrée au capital d’acteurs purement privés (comme cela s’était produit pour les autoroutes) voire étrangers (comme cela s’était produit pour certains aéroports) est une décision politique, non un impératif légal.

L’Engagement souligne par ailleurs la juste remarque des sénateurs, écrite dans le rapport de commission d’octobre 2025, qui préconisent une analyse financière de la proposition gouvernementale de passer par un régime d’autorisation pour l’ensemble des installations concernées.

Quant à la contrepartie envisagée consistant à remettre sur le marché une partie de l’électricité produite, l’Engagement relève qu’elle n’a pas fait l’objet de quantification à ce stade ; il n’est ainsi pas possible d’anticiper son ampleur : sera-t-elle in fine une gigantesque rente obérant la capacité des acteurs à correctement poursuivre leurs investissements, ou non ? La compétence de la CRE sera fondamentale pour éviter les écueils passés similaires (ARENH), qui devraient être évités autant que possible.

L’Engagement considère surtout que ces concessions font partie du paysage public français et ont un rôle de service public qu’il serait malvenu de retirer. La privatisation à tout crin telle qu’envisagée pour la Commission peut avoir des conséquences néfastes, comme le montre l’exemple récent de Thames Water.

L’Engagement appelle le Gouvernement à demander l’exclusion des contrats de concessions hydroélectriques du champ d’application de la directive européenne, unique moyen de retrouver les marges de manœuvre nécessaires et d’agir afin que la majorité des concessions restent sous ce régime.

Reste à savoir avec quelles armes la France pourra se battre face à la Commission Européenne.

Crédit Photo EDF D. Guillaumin