Réforme de l'hydroélectricité : ce que la loi du 17 juin change pour le marché de l'électricité

L'essentiel

La proposition de loi visant à relancer les investissements dans l'hydroélectricité, adoptée définitivement le 17 juin 2026 (Assemblée nationale : 290 voix pour, 59 contre, après un vote conforme du Sénat la veille), ne se résume pas à un toilettage juridique. Elle réécrit le partage de la rente hydroélectrique française et solde près de quinze ans de contentieux avec Bruxelles, ouverts par deux procédures précontentieuses (position dominante d'EDF, non-remise en concurrence des concessions échues).

Le compromis tient en trois mouvements qui se répondent :

• La sortie du régime de concession au profit d'un régime d'autorisation assorti d'un droit réel de soixante-dix ans, qui sécurise les exploitants historiques sans remise en concurrence de l'exploitation, l'État conservant la propriété des ouvrages.
• La contrepartie exigée par la Commission : l'obligation faite à EDF d'ouvrir au moins 40 % de la capacité hydroélectrique nationale à des tiers, via une capacité virtuelle de 6 gigawatts mise aux enchères pendant vingt ans sous le contrôle de la Commission de régulation de l'énergie (CRE).
• Une recomposition des équilibres entre l'État, les opérateurs et les territoires (indemnités de résiliation, nouvelles redevances, entrée possible des collectivités au capital).

Pour le marché, l'enjeu n'est plus le principe - désormais voté - mais le calibrage de l'article 12 : c'est lui qui décidera si l'ouverture est réelle ou nominale. Et le risque européen n'est pas totalement éteint : la durée du droit réel (soixante-dix ans) face à celle des enchères (vingt ans) reste un point de friction assumé avec la Commission.

1. Le déblocage : sortir de quinze ans de contentieux européen

La réforme naît d'une impasse. Deux procédures précontentieuses de la Commission européenne visaient la France : l'une sur la position dominante d'EDF dans l'hydroélectricité, l'autre sur la non-remise en concurrence des concessions échues, exploitées sous le régime des « délais glissants » qui interdisait tout investissement substantiel. Le résultat : un parc gelé, des concessions arrivées à terme sans cadre pour les renouveler.

La solution retenue a été négociée avec la Commission avant même le dépôt du texte, sur la base d'un accord trouvé à l'été 2025. Elle bascule l'ensemble du régime : on remplace la concession par une autorisation dont les exploitants actuels sont titulaires, l'État conservant la propriété des barrages - donc sans mise en concurrence des ouvrages. La contrepartie acceptée par Bruxelles est le mécanisme d'ouverture par enchères de l'article 12.

Le signal pour le marché est net : après des années d'incertitude, le cadre juridique des grands ouvrages hydroélectriques est stabilisé, condition de tout investissement de modernisation ou de nouvelle capacité.

2. Le nouveau régime de propriété : le droit réel de soixante-dix ans

Pour les installations de plus de 4 500 kilowatts, le régime de concession est résilié et remplacé par un régime d'autorisation au sein duquel les anciens concessionnaires reçoivent un droit réel sur les ouvrages, assorti d'un droit d'occupation domaniale, pour une durée de soixante-dix ans.

La distinction est plus que sémantique. Le titulaire dispose librement de ses droits dans le cadre de son autorisation, mais la propriété des ouvrages et du domaine public demeure intégralement à l'État. Ce droit réel est la condition de financement des investissements : il est cessible avec l'accord de l'État, peut être hypothéqué ou donné en crédit-bail pour financer la réalisation et l'amélioration des ouvrages, et tout changement de contrôle du titulaire est soumis à l'approbation de l'État. La loi ouvre aussi la possibilité d'une participation minoritaire des collectivités territoriales au capital des sociétés d'exploitation.

La durée de soixante-dix ans n'est pas un détail : c'est la profondeur d'amortissement qui rend de nouveau bancables les grands chantiers, au premier rang desquels les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), explicitement citées comme la justification de cette durée longue. C'est la thèse d'investissement centrale de la réforme - et, on le verra, son principal point de friction résiduel avec Bruxelles.

3. L'ouverture par enchères : l'article 12 et les capacités virtuelles

C'est le cœur du compromis. EDF doit garantir l'ouverture d'au moins 40 % de la capacité hydroélectrique installée à des entreprises tierces. L'outil n'est pas une cession d'actifs mais une capacité hydroélectrique virtuelle : l'acquéreur achète des produits de marché, sans aucun droit sur l'exploitation réelle des ouvrages d'EDF.

Le dispositif est précis :

• Volume initial de 6 gigawatts, mis à disposition pendant vingt ans. Le rapport de la commission mixte paritaire indique qu'une capacité de 5,4 GW suffisait au regard de la jurisprudence européenne, mais que le seuil a été porté à 6 GW pour anticiper la hausse de la capacité installée d'EDF.
• Une structure de produits orientée flexibilité : un quart en produits « fil de l'eau et éclusées », trois quarts en produits reflétant la flexibilité du lac et des STEP - c'est dire que le dispositif crée surtout un gisement de pilotabilité négociable, au moment où la pénétration des renouvelables intermittents en accroît le besoin.
• Un prix de réserve secret, proposé par EDF et approuvé par la CRE, qui tient compte des coûts de production et des conditions de marché. La mention des coûts de production - « arrachée de haute lutte » selon la rapporteure - vise à éviter que le mécanisme ne devienne un « Arenh hydraulique », c'est-à-dire un prix plafond transférant la rente d'EDF vers ses concurrents.
• Un volume révisé tous les cinq ans par arrêté ministériel, après avis de la CRE et de l'Autorité de la concurrence, pour maintenir la cible des 40 %.

La CRE est l'arbitre du dispositif : elle approuve au préalable les modalités des enchères, surveille les transactions, s'assure que la flexibilité promise est effectivement livrée, et peut imposer à EDF la modification des paramètres au fil des bilans. Surtout, la loi comble la faille soulevée par la Commission - l'absence d'opposabilité à EDF - en donnant au Comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) le pouvoir de sanctionner EDF sans mise en demeure préalable. C'est un signal de fermeté réglementaire qui pèsera sur le comportement de l'opérateur dès la première campagne.

4. Indemnités, redevances et territoires

La résiliation des concessions ouvre une mécanique financière à double sens. Chaque concessionnaire perçoit une indemnité de résiliation anticipée (fondée sur les flux de trésorerie prévisionnels, les dépenses non amorties et les droits fondés en titre), mais doit en contrepartie verser une contrepartie financière pour l'attribution du droit réel. Les deux montants sont évalués par des experts indépendants sur avis conforme de la CRE, puis soumis à l'avis conforme de la Commission des participations et des transferts. Selon le rapporteur, la contrepartie financière « sera sans nul doute supérieure à l'indemnité de résiliation » - une manière de répondre à l'exigence européenne d'absence d'aide d'État, la clause d'indemnité « ne devant pas trouver à s'appliquer ». Le solde net pour les finances de l'État dépendra de l'évaluation des experts, mais le sens du compromis joue a priori en sa faveur.

La loi instaure par ailleurs un nouveau régime de redevances : une redevance de production progressive (barème par tranches de résultat net par MWh), une redevance domaniale de 2 000 euros par mégawatt installé, et une refonte de la fiscalité locale (IFER). Une fraction de 3 % de la redevance de production est reversée aux établissements publics territoriaux de bassin, et un mécanisme de compensation des pertes de recettes des collectivités est prévu à compter de 2029. C'est une recomposition territoriale de la rente qui accompagne la réforme.

5. Implications par opérateur

EDF est le premier concerné. La sécurisation juridique de son parc sur soixante-dix ans est un acquis majeur, là où les délais glissants interdisaient tout investissement substantiel. La contrepartie - vendre l'équivalent de 6 GW de capacités virtuelles pendant vingt ans - est réelle mais maîtrisée, dès lors que le prix de réserve intègre les coûts de production et reste confidentiel ; comme l'a résumé un rapporteur, « c'est EDF qui proposera le prix de réserve à la CRE : l'opérateur historique gardera la main ». Le risque pour EDF se déplace donc vers l'aval : la formation du prix de réserve et son contrôle par la CRE seront le point de tension récurrent.

Les autres exploitants concédés font face à un enjeu de négociation sur l'indemnité de résiliation : la représentante d'Engie, entendue en audition, a indiqué que les investissements du groupe dans l'hydroélectricité dépendraient des indemnités susceptibles d'être perçues. Pour les fournisseurs alternatifs (énergéticiens, agrégateurs), la loi ouvre pour la première fois un accès à une fraction significative de la capacité hydroélectrique française ; mais la valeur de cet accès dépendra entièrement des règles d'enchères que la CRE devra fixer - tant que la première campagne n'a pas eu lieu, le bénéfice reste théorique.

6. Risques résiduels à suivre

• Risque européen, non éteint. La Commission contestait la dissymétrie entre la durée du droit réel (soixante-dix ans) et celle des enchères (vingt ans). Le Sénat a assumé cette divergence et l'a indiquée à la Commission lors de son audition. Si ce déséquilibre était jugé excessif, il pourrait raviver le grief au moment de clôturer les précontentieux. Le Sénat a d'ailleurs regretté de ne pas avoir eu communication des « lettres de confort » de la Commission.
• Risque sur la cible des 40 %. La capacité virtuelle étant plafonnée à 6 GW, la cible de 40 % pourrait ne plus être atteinte une fois qu'EDF aura investi et augmenté sa capacité installée - « une source de litige avec la Commission et les concurrents d'EDF », d'où la clause de revoyure quinquennale.
• Risque de calibrage (le « Arenh hydro »). Tout se joue sur le prix de réserve : trop bas, il transforme le dispositif en transfert de rente vers les concurrents ; trop haut, il vide l'ouverture de sa substance et expose la France à un nouveau grief. C'est la CRE qui tranchera, dispositif par dispositif.
• Risque de calendrier. Le passage opérationnel dépend de textes réglementaires non encore pris (arrêté fixant le volume, décrets en Conseil d'État) et de la procédure de résiliation-attribution des concessions ; la loi prévoit une entrée en vigueur par décret, au plus tard le 1er septembre 2026. Les analyses externes estiment la bascule effective à environ dix-huit mois - une estimation hors texte de loi, à confirmer.

7. So what

Pour un acteur de marché, la lecture est double.

À court terme, la réforme lève une incertitude qui gelait les investissements depuis plus de dix ans : c'est un déblocage net, favorable aux chantiers de modernisation et aux nouvelles STEP, et donc à toute la chaîne d'ingénierie et de financement de l'infrastructure hydraulique.

À moyen terme, la valeur se concentre sur deux paramètres réglementaires encore ouverts : le prix de réserve des enchères et la durée que Bruxelles acceptera in fine. C'est d'eux que dépendra la répartition de la rente entre EDF, ses concurrents et l'État. La vigilance doit donc porter moins sur la loi, désormais votée, que sur les textes d'application de la CRE et la position formelle de la Commission européenne, attendus dans les prochains mois. C'est là que se décidera si l'ouverture est réelle ou nominale.