Barrages hydroélectriques : hors Rhône, la loi du 29 juin 2026 remplace les concessions et oblige EDF à mettre 6 GW aux enchères

Les grands barrages français changent de régime juridique sans changer d’exploitant. Au-delà de 4,5 mégawatts (MW), la concession disparaît au profit d’une autorisation, hors concession du Rhône. L’exploitant en place reçoit un droit réel de 70 ans sur ses ouvrages. En échange, EDF doit mettre aux enchères, pendant 20 ans, une capacité hydroélectrique virtuelle fixée initialement à 6 gigawatts (GW). Ce sont des contrats d’électricité, pas des barrages. Cet empilement a conduit la Commission européenne à clore les deux procédures d’infraction ouvertes contre la France en 2015 et en 2019. Aucune disposition ne fixe d’effet sur les factures.

Trois dates encadrent la loi n° 2026-554, et une seule déclenche ses effets. Le texte a été promulgué le 29 juin 2026, puis publié au Journal officiel de la République française (JORF) n° 151 du 30 juin. Son article 21 renvoie l’entrée en vigueur à un décret, au plus tard le 1ᵉʳ septembre 2026. C’est cette date butoir fixée par la loi que la Commission de régulation de l’énergie (CRE) retient comme date d’entrée en vigueur. La clôture des procédures, elle, est connue par les actualités quotidiennes de la Commission du 7 octobre 2026, sans décision publiée comme document distinct. Aucune enchère n’a encore eu lieu.

Depuis 1919, les grands barrages tournent sous concession, et 61 contrats étaient échus fin 2025

Une concession expire, et c’est là que le système s’est bloqué. Depuis la loi du 16 octobre 1919, l’hydroélectricité relève de deux régimes : l’autorisation pour les petites installations, la concession au-delà de 4,5 MW. Selon la CRE, citée par le Sénat, la France comptait en 2020 environ 2 500 installations hydroélectriques : 400 concessions et 2 100 autorisations. Les concessions sont peu nombreuses, mais ce sont elles qui portent les grands ouvrages.

Une concession est confiée pour une durée limitée, en général 75 ans. Les échéances s’étalent de 2003 à 2080. À l’échéance, le contrat doit en principe être remis en concurrence. La France ne l’a pas fait. Elle invoquait la gestion par vallée, la conciliation des usages de l’eau, la sûreté des ouvrages et la sécurité d’approvisionnement.

Le code de l’énergie a prévu le cas. Une concession échue est prorogée aux conditions antérieures jusqu’à la délivrance d’une nouvelle concession (article L. 521-16). Le barrage continue de tourner, mais sous un contrat figé. Tout investissement substantiel non prévu au cahier des charges devient impossible. Il n’y a donc ni renouvellement du contrat ni investissement nouveau. Selon la CRE, ce refus de remise en concurrence a gelé les investissements de développement.

Deux chiffres mesurent l’ampleur de l’impasse, sur des périmètres et à des dates différents :

• 61 concessions échues au 31 décembre 2025, selon la consultation publique de la CRE du 3 septembre 2026 ;
• 38 concessions sous le régime dit des « délais glissants », selon la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC), citée par le rapport sénatorial du 1ᵉʳ octobre 2025.

Les deux nombres ne s’additionnent pas et ne se contredisent pas. L’un compte les contrats arrivés à terme fin 2025, l’autre ceux que la DGEC classait sous ce régime à la date du rapport sénatorial. C’est cette impasse qui explique l’intitulé de la loi, « visant à relancer les investissements dans le secteur de l’hydroélectricité ».

Bruxelles a ouvert deux procédures distinctes : la position d’EDF en 2015, l’absence d’appel d’offres en 2019

La Commission européenne reprochait deux choses différentes à la France, et la loi y répond par deux étages. Une procédure d’infraction s’ouvre par une mise en demeure : la Commission y expose ses griefs à l’État. Ici, deux directions générales ont agi séparément, sur deux fondements.

La première mise en demeure date du 13 octobre 2015. Elle vient de la direction générale de la Concurrence et repose sur les articles 102 et 106 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE). Le premier interdit l’abus de position dominante, le second encadre les entreprises publiques. Le grief vise un État qui conforte la position dominante d’une entreprise publique. Selon la Commission, la France avait octroyé à EDF la plupart des concessions hydroélectriques, pour des durées allant jusqu’à 75 ans, sans appel d’offres et à des conditions financières avantageuses.

La seconde mise en demeure date du 7 mars 2019. Elle vient de la direction générale du Marché intérieur et porte la référence INFR(2018)2378. Elle s’appuie sur les articles 49 et 56 du TFUE, qui garantissent la liberté d’établissement et la libre prestation de services. Elle invoque aussi la directive « concessions » du 26 février 2014. Le grief, cette fois, est l’absence d’appel d’offres à l’échéance des contrats.

La loi n° 2026-554 traite chaque grief par un mécanisme propre :

• le passage à l’autorisation supprime l’obligation de remise en concurrence attachée à la concession, qui fondait la procédure de 2019 ;
• la capacité hydroélectrique virtuelle réduit le pouvoir de marché d’EDF, qui fondait la procédure de 2015.

C’est pourquoi les deux procédures se ferment ensemble : chaque grief a reçu sa réponse dans le même texte.

Au-delà de 4,5 MW, la concession devient une autorisation assortie d’un droit réel de 70 ans

Les barrages ne changent pas de mains : celui qui les exploitait continue de les exploiter. L’accord de principe entre la Commission et la France a été conclu à l’été 2025 — en juillet selon la Commission — et annoncé le 28 août 2025 par le Premier ministre François Bayrou, selon le Sénat. La loi est venue ensuite. Le Sénat a adopté définitivement le texte le 16 juin 2026, l’Assemblée nationale le 17 juin.

La loi n° 2026-554 opère en trois temps, chacun porté par un article :

• article 1 — les concessions hydroélectriques de plus de 4 500 kilowatts (kW) sont résiliées ;
• article 2 — leurs titulaires reçoivent, pour 70 ans, un droit réel sur les ouvrages qu’ils exploitaient ;
• article 4 — la contrepartie financière de ce droit est évaluée par des experts indépendants.

Un régime d’autorisation prend la place de la concession pour ces installations (articles 7 et 8). L’exploitant actuel y bénéficie d’un droit de priorité. La loi le justifie par des raisons impérieuses d’intérêt général : sûreté, sécurité d’approvisionnement, gestion de l’eau, environnement, efficience. La différence de régime n’est pas cosmétique. La CRE relève que l’obligation de remise en concurrence à l’échéance s’impose à une concession, mais pas nécessairement à une autorisation. Libéré du contrat figé, l’exploitant peut de nouveau investir.

Ce qu’il cède en échange est de deux natures. La part financière passe par la contrepartie du droit réel et par une nouvelle redevance. Celle-ci est assise sur le résultat d’exploitation par mégawattheure (MWh) injecté sur le réseau, et progressive par tranches. Selon la CRE, c’est par ces deux canaux que la valeur propre des ouvrages a vocation à être captée, et non par les enchères. La part concurrentielle est la capacité virtuelle, que seule EDF doit mettre en vente.

Le champ reste borné. Les installations de 4,5 MW et moins restent sous le régime d’autorisation qui était déjà le leur. La concession du Rhône, régie par une loi de 1921, est exclue du dispositif par l’article 13 de la loi. Le changement vise donc les seules concessions de plus de 4,5 MW, hors Rhône.

Six gigawatts aux enchères : EDF garde les barrages, les acheteurs reçoivent un profil de production

Acheter de la capacité virtuelle ne donne accès à aucun barrage. L’acheteur obtient un contrat. EDF reste le seul exploitant, produit et livre l’électricité. L’achat ne confère aucun droit sur l’exploitation des installations. Le contrat reproduit en revanche le comportement d’un type d’ouvrage : une production continue pour le fil de l’eau, une production modulable pour un lac ou une station de transfert d’énergie par pompage (STEP).

Certains produits laissent à l’acheteur une marge de pilotage. Dans une « option swing », par exemple, il répartit chaque mois un volume fixé au contrat, à l’intérieur d’un couloir de puissance.

L’article 12 de la loi fixe le cadre. Pendant 20 ans à compter de la résiliation des concessions et de l’attribution du droit réel, EDF met cette capacité à disposition de tiers. Le volume est fixé initialement à 6 GW. Il est ensuite revu tous les cinq ans par arrêté du ministre chargé de l’énergie, après avis de la CRE et de l’Autorité de la concurrence. Le chiffre de 6 GW est donc un volume de départ, révisable tous les cinq ans.

La loi répartit elle-même ces 6 GW entre familles de produits (article 12, IV et V) :

• 1,5 GW, soit un quart, en produits qui reproduisent le profil du fil de l’eau et des éclusées ;
• 4,5 GW, soit trois quarts, en produits qui reflètent la flexibilité des lacs et des STEP, eux-mêmes découpés :
  • 0,75 GW (un sixième) sans partage des risques ;
  • 1,5 GW (un tiers) avec partage des risques entre EDF et l’acheteur ;
  • 2,25 GW (la moitié) pour des besoins de flexibilité moins fins.

Ce découpage suit la valeur réelle d’un barrage. Elle tient moins au kilowattheure qu’au moment où il est produit. Un lac stocke l’eau d’une saison à l’autre. Une STEP pompe l’eau en heures creuses et la turbine en pointe. Jusqu’ici, EDF utilisait cette flexibilité en interne. Elle lui fournissait des couvertures indisponibles ou peu liquides sur les marchés de gros, utiles pour proposer des prix fixes et rééquilibrer son portefeuille. C’est cette flexibilité que la loi transfère en priorité. Les produits flexibles doivent offrir plus de souplesse que les produits standards disponibles au 31 juillet 2025.

Le chiffre de 6 GW se lit à côté d’un autre : 40 %. Selon l’article 12, le volume doit garantir l’ouverture d’au moins 40 % de la totalité des capacités hydroélectriques installées en France à des entreprises autres qu’EDF et les sociétés dont elle est actionnaire. Les deux chiffres ne se confondent pas. Avec 25,7 GW installés, deuxième source d’électricité du pays derrière le nucléaire (61,4 GW), 6 GW en représentent environ 23 %. Rapportés au parc d’EDF, 20 GW sur 26 GW installés selon le tableau de la CRE, ils pèsent environ 30 %.

Les 40 % s’apprécient donc sur l’ensemble du parc, selon une règle de comptage que la loi fixe elle-même (article 12, II). Lorsqu’EDF est actionnaire d’une société qui exploite des barrages, les capacités de cette société sont comptées au prorata de sa participation. La production hydroélectrique se répartit aujourd’hui entre EDF (70 %), la Compagnie nationale du Rhône (CNR, 25 %) et la Société hydro-électrique du Midi (SHEM, 3 %). Chaque arrêté fixe le volume à un niveau qui assure les 40 % à sa propre date.

Un prix formé aux enchères, pas un tarif : la différence avec l’ARENH

Les concurrents d’EDF n’obtiennent aucun prix garanti. C’est la différence avec l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH). Ce dispositif obligeait EDF à vendre une partie de sa production nucléaire aux fournisseurs alternatifs à un prix fixé, 42 euros par MWh, dans un plafond de 100 térawattheures (TWh) par an. Il a pris fin le 31 décembre 2025.

La capacité virtuelle fonctionne à l’inverse. EDF définit les modalités des enchères : capacité minimale, nombre, calendrier, délai de remise des offres, prix de réserve. La CRE les approuve. Le prix de réserve tient compte des coûts de production et des conditions de marché. La loi ajoute une règle en une phrase : « Le prix de réserve n’est pas rendu public. » (article 12, VI). Les volumes invendus sont reportés aux enchères suivantes. À ce stade, la CRE privilégie pour tous les produits des enchères « pay as clear » : tous les lauréats paient le prix de la dernière offre retenue.

Une capacité n’est pas une énergie. En 2025, les ouvrages au fil de l’eau et éclusés ont tourné à environ 37 % de leur puissance en moyenne sur l’année (46 % en 2024). Les lacs ont tourné à 19 % (24 % en 2024). L’ensemble du parc a produit 63 TWh en 2025. La CRE en tire la conséquence : l’énergie associée aux 6 GW de produits ne peut pas égaler celle d’un produit livré en continu de 6 GW, dit « ruban ». La production dépend aussi de la pluie, comme l’ont montré la sécheresse de 2022 et les pluies de 2024. Convertir ces 6 GW en térawattheures ou en foyers alimentés n’aurait donc pas de base.

Pour un particulier, l’effet passe par plusieurs intermédiaires et n’est chiffré nulle part. Les acheteurs sont des fournisseurs, des producteurs ou des agrégateurs. Ils s’en servent pour couvrir le risque lié au profil de consommation de leurs clients. La CRE vise pour eux des produits de couverture à long terme et flexibles, et juge que des produits simples conviendraient mieux aux petits fournisseurs.

La CRE émet elle-même une réserve sur une partie du volume. Les produits « fil de l’eau et éclusé » risquent de recréer des produits déjà liquides. EDF réduirait alors d’autant ses ventes existantes, pour un effet final faible sur le marché. La Commission présente le nouveau cadre comme une ouverture du marché français de l’électricité à la concurrence, au profit des entreprises et des consommateurs. Elle n’y attache aucun chiffre. Aucune disposition de la loi ne fixe de prix ni d’effet sur les tarifs de détail. Ce qui engage un client reste son contrat, et les mentions obligatoires d’une facture d’électricité permettent de le lire.

Le 7 octobre 2026, la Commission a refermé les dossiers ouverts en 2015 et 2019

Onze ans de précontentieux se terminent sans condamnation de la France. La Commission a clos les deux procédures : celle fondée sur les articles 102 et 106 du TFUE, et celle du marché intérieur, référencée INFR(2018)2378. Elle motive sa décision en une phrase : « La Commission considère que ce nouveau cadre législatif sur l’hydroélectricité répond à ses préoccupations en matière de concurrence ».

Ce motif se lit dans une annonce, pas dans un acte publié : les actualités quotidiennes de la Commission du 7 octobre 2026 (MEX/26/2096). Aucune décision distincte n’est publiée.

Clore une procédure ne met pas fin au contrôle, il change de canal. Trois mécanismes prennent le relais :

• la CRE remet des rapports un an et trois ans après les premières enchères, puis tous les trois ans ;
• la loi prévoit des rapports du Gouvernement à la Commission européenne et au Parlement tous les cinq ans, avec un bilan d’ensemble à dix ans ;
• le volume de capacité virtuelle est revu tous les cinq ans par arrêté.

Le suivi ne passe donc plus par une procédure d’infraction, mais par les rapports et la révision que la loi organise.

Avant les premières enchères : une consultation jusqu’au 16 octobre, un rapport de la CRE, un arrêté

Le compteur des 20 ans n’a pas démarré le 1ᵉʳ septembre 2026. Il part de la résiliation des concessions et de l’attribution du droit réel. Aucune enchère n’a encore eu lieu, et plusieurs étapes doivent d’abord s’enchaîner :

1. Consultation de la CRE — ouverte le 3 septembre 2026 sur la définition des produits, elle reçoit les contributions jusqu’au 16 octobre 2026.
2. Rapport de la CRE au Gouvernement — dû quatre mois après l’entrée en vigueur, soit début janvier 2027 si l’on retient le 1ᵉʳ septembre 2026.
3. Arrêté du ministre — il fixe les caractéristiques détaillées des produits, après avis de la CRE et de l’Autorité de la concurrence.
4. Modalités des enchères — définies par EDF, approuvées par la CRE.
5. Premières enchères — la CRE évoque 2028 comme première année des enchères, en interrogeant les acteurs sur leur capacité à y participer ; aucun texte lu ne fixe cette date.

Après les premières ventes, la CRE garde la main. Ses rapports périodiques lui permettent d’imposer à EDF une modification des paramètres. Le comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) de la CRE peut prononcer des sanctions.

La consultation publique n° 2026-14 est en ligne sur le site de la CRE. C’est elle qui montre, produit par produit, ce qui reste à trancher avant la première enchère.

Questions fréquentes

La loi sur l’hydroélectricité va-t-elle faire baisser ma facture d’électricité ?

Aucun document ne le prévoit. Ni la loi n° 2026-554 ni la Commission européenne ne fixent de prix ou d’effet sur les tarifs de détail. Les acheteurs de capacité virtuelle sont des fournisseurs, des producteurs ou des agrégateurs, qui s’en servent pour couvrir leurs offres. La CRE juge même que certains produits pourraient avoir un effet faible sur le marché.

EDF vend-elle ses barrages à ses concurrents ?

Non. EDF reste le seul exploitant des ouvrages concernés et livre l’électricité. Les enchères portent sur des contrats qui reproduisent le profil de production d’un type de barrage. Selon l’article 12 de la loi, l’achat ne confère aucun droit sur l’exploitation des installations.

Quand commencent les enchères de capacité hydroélectrique virtuelle ?

Aucune date n’est fixée. La CRE consulte jusqu’au 16 octobre 2026, doit remettre un rapport au Gouvernement, puis un arrêté ministériel fixera les produits. La CRE évoque 2028 comme première année des enchères, sans que ce soit une date arrêtée.

Qu’est-ce qu’une capacité hydroélectrique virtuelle ?

C’est un contrat qui donne droit à de l’électricité livrée selon le profil d’un type d’ouvrage : production continue au fil de l’eau, ou production modulable pour un lac ou une station de pompage. EDF doit en mettre aux enchères 6 GW initialement, pendant 20 ans. Ce volume représente environ 23 % des capacités installées. L’objectif légal d’ouvrir au moins 40 % du parc à d’autres entreprises qu’EDF s’apprécie sur l’ensemble des capacités installées : celles d’une société dont EDF est actionnaire comptent au prorata de sa participation.

Pourquoi la Commission européenne a-t-elle clos ses procédures contre la France ?

Elle estime que la loi du 29 juin 2026 répond à ses préoccupations de concurrence. Le passage à l’autorisation règle la question de la remise en concurrence des concessions, et la capacité virtuelle réduit le pouvoir de marché d’EDF. La clôture a été annoncée le 7 octobre 2026.