L'Essentiel en 3 Phrases
La loi n° 2026-554 du 29 juin 2026 réforme le régime des concessions hydroélectriques en France et oblige EDF à mettre aux enchères 6 GW de capacités virtuelles hydroélectriques au profit d'acteurs tiers. La CRE a lancé le 3 septembre 2026 une consultation publique (n° 2026-14) pour définir les produits, les modalités d'enchères et le calendrier, avec une date limite de contribution fixée au 16 octobre 2026. Cette réforme vise à ouvrir au moins 40 % des capacités hydroélectriques installées en France à la concurrence, tout en préservant la sécurité d'approvisionnement.
Vous suivez l'actualité de l'énergie en France ? Alors la réforme des concessions hydroélectriques qui vient d'entrer en vigueur le 1er septembre 2026 vous concerne directement. L'hydroélectricité représente la deuxième source de production d'électricité du pays, avec 25,7 GW de puissance installée. Pourtant, le régime juridique qui l'encadrait n'avait pas fondamentalement évolué depuis 1919.
La loi n° 2026-554, promulguée le 29 juin 2026, change la donne. Elle transforme le régime de concession en régime d'autorisation et impose à EDF de partager une partie de sa flexibilité hydroélectrique via des enchères. La Commission de régulation de l'énergie (CRE) vient de publier une consultation publique majeure pour encadrer ce dispositif.
Chez JeSwitch, courtier indépendant agréé ORIAS (n° 24005946), nous décryptons cette réforme et ses impacts potentiels sur le marché de l'électricité et sur votre facture. Voici tout ce que vous devez savoir.
Contexte de la Réforme : Pourquoi Tout Change en 2026
Un régime juridique figé depuis plus d'un siècle
L'hydroélectricité française était encadrée par deux régimes distincts depuis la loi du 16 octobre 1919 : l'autorisation et la concession. Les contrats de concession, conclus pour 75 ans en moyenne, arrivent progressivement à échéance. Au 31 décembre 2025, 61 concessions étaient déjà échues.
La France n'avait pas remis ces concessions en concurrence. Plusieurs raisons justifiaient cette position : préserver le fonctionnement coordonné des installations par vallée, concilier les différents usages de l'eau et garantir la sécurité d'approvisionnement. Cependant, cette situation a gelé les investissements et attiré l'attention de la Commission européenne.
Les procédures européennes qui ont accéléré la réforme
La Commission européenne a lancé plusieurs procédures précontentieuses contre la France en 2015 et 2019. Elle reprochait la position dominante d'EDF et l'absence de mise en concurrence des concessions pour les installations de plus de 4,5 MW.
Pour sortir de cette impasse, l'Assemblée nationale et le Sénat ont produit deux rapports convergents en 2025. Ces travaux ont abouti à une proposition de loi adoptée définitivement les 16 et 17 juin 2026.
Contenu de la Loi n° 2026-554 du 29 Juin 2026
Le passage au régime d'autorisation
La loi instaure un nouveau cadre législatif fondamental. Les ouvrages hydroélectriques de plus de 4,5 MW passent d'un régime de concession à un régime d'autorisation. L'exploitant actuel conserve un droit de priorité pour des raisons d'intérêt général : sûreté, sécurité d'approvisionnement, gestion équilibrée de la ressource en eau et protection de l'environnement.
L'obligation d'enchères pour EDF
En contrepartie de ce droit de priorité, EDF doit mettre à disposition de tiers des capacités électriques virtuelles. Cette obligation prend la forme d'enchères concurrentielles, transparentes et non-discriminatoires. L'objectif est de transférer une partie du pouvoir de marché et de la flexibilité d'EDF à d'autres acteurs.
Concrètement, la capacité virtuelle initiale mise aux enchères est fixée à 6 GW. Ce volume sera révisé tous les 5 ans par arrêté ministériel. Il doit garantir l'ouverture d'au moins 40 % de la totalité des capacités hydroélectriques installées en France à des entreprises tierces.
Les grands principes posés par la loi
Caractéristique | Détail |
|---|---|
Puissance aux enchères | 6 GW initialement |
Durée du dispositif | 20 ans à compter de la résiliation des concessions |
Révision | Tous les 5 ans par arrêté ministériel |
Objectif d'ouverture | Au moins 40 % des capacités installées |
Nature des produits | Capacités virtuelles (pas de droit sur les ouvrages) |
Supervision | CRE et Autorité de la concurrence (ADLC) |
Conseil d'expert JeSwitch : Les produits mis aux enchères sont des capacités virtuelles. Cela signifie qu'EDF reste seul responsable de l'exploitation des barrages et assure la livraison de l'électricité aux acheteurs. Aucun droit physique sur les ouvrages n'est transféré.
Le Parc Hydroélectrique Français en Chiffres
L'hydroélectricité représente 25,7 GW de puissance installée, derrière le nucléaire (61,4 GW). C'est la première source d'électricité renouvelable en France. Le parc se décompose en quatre types d'installations.
Les 4 types d'installations hydroélectriques
Centrales au fil de l'eau : elles exploitent le débit naturel des rivières sans stockage. La production est continue mais non pilotable.
Installations éclusées : elles stockent l'eau dans un réservoir de taille modérée (moins de 400 heures de stock) pour produire aux heures de forte demande.
Lacs (barrages-réservoirs) : ils accumulent un grand volume d'eau sur de longues périodes, permettant une production régulière et d'autres usages (irrigation, tourisme).
Stations de Transfert d'Énergie par Pompage (STEP) : elles pompent l'eau vers un bassin supérieur en heures creuses pour la turbiner en heures de pointe, agissant comme une batterie géante.
Répartition des capacités en France (2025)
Type d'installation | Puissance installée (GW) | Parc EDF (GW) | Production totale 2025 (TWh) |
|---|---|---|---|
Fil de l'eau | 7 | 4 | 30 |
Éclusées | 4 | 3 | 9 |
Lac | 10 | 8 | 17 |
STEP | 5 | 5 | 7 |
Total | 26 | 20 | 63 |
Les principaux exploitants sont EDF (70 % de la production nationale), la Compagnie Nationale du Rhône (25 %) et la Société Hydroélectrique du Midi (3 %).
La Consultation Publique CRE n° 2026-14 : Ce Qu'il Faut Savoir
Objet et calendrier
La CRE a publié le 3 septembre 2026 la consultation publique n° 2026-14. Conformément à l'article 12 de la loi, elle doit transmettre au gouvernement, dans un délai de 4 mois après l'entrée en vigueur de la loi, un rapport formulant des propositions sur trois volets essentiels :
Les principes de définition des produits et sous-produits.
Le calendrier de mise en vente sur le marché.
La répartition des produits et sous-produits.
La date limite de contribution est fixée au 16 octobre 2026 sur la plateforme consultations.cre.fr.
Un contexte déjà riche en consultations
Les acteurs de marché avaient déjà été consultés en mai 2025 par la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC). Cette consultation avait recueilli 26 réponses provenant de fournisseurs, consommateurs industriels, organisations syndicales et acteurs de bourse. La CRE complète désormais ces échanges.
Les Produits Hydroélectriques Mis aux Enchères
La répartition fixée par la loi
La loi définit une répartition précise des 6 GW en plusieurs catégories de produits.
Catégorie | Volume | Part des 6 GW | Caractéristiques |
|---|---|---|---|
Fil de l'eau et éclusées | 1,5 GW | 25 % | Profil de production simple |
STEP et Lacs — sans partage de risque | 0,75 GW | 12,5 % | Produit flexible, risque porté par l'acheteur |
STEP et Lacs — avec partage de risque | 1,5 GW | 25 % | Produit complexe, risque partagé EDF/acheteur |
Produits « moins flexibles » | 2,25 GW | 37,5 % | Flexibilité intermédiaire |
Les produits « fil de l'eau et éclusé »
Ces produits, représentant 1,5 GW, doivent reproduire le profil de production des centrales au fil de l'eau et éclusées. La CRE souligne qu'ils doivent rester simples et se destinent principalement au marché de la fourniture.
Un point important : la CRE alerte sur le risque que ces produits n'apportent pas de valeur ajoutée s'ils recréent simplement des produits déjà disponibles sur le marché. Ils devraient apporter de la nouveauté ou, au minimum, de la liquidité supplémentaire.
Les produits « STEP et Lacs »
Ces produits, totalisant 4,5 GW, présentent des caractéristiques de flexibilité supérieures aux produits de marché standards disponibles au 31 juillet 2025. Ils permettent à leurs acquéreurs de choisir des pas de temps plus courts pour la livraison et de décider du volume précis à livrer de manière plus réactive.
La CRE identifie plusieurs formats de produits émergents des discussions avec les acteurs :
Produit B1 « option swing » : l'acheteur peut renommer sa puissance de livraison à la maille mensuelle durant un trimestre, dans un tunnel de puissance donné.
Produits C1 et C2 « option injection/soutirage » : gestion virtuelle d'un ensemble de STEP agrégées.
Produit D1 « VPP simplifié » : gestion virtuelle d'un ensemble de lacs agrégés.
Conseil d'expert JeSwitch : Pour les consommateurs, cette réforme est une bonne nouvelle. En permettant à davantage de fournisseurs d'accéder à la flexibilité hydroélectrique, elle devrait renforcer la concurrence et, à terme, exercer une pression à la baisse sur les tarifs. Vous souhaitez déjà comparer les offres d'électricité disponibles ? Notre comparateur analyse les prix en temps réel.
Flexibilité du Parc et Risques Associés
Comprendre la flexibilité hydroélectrique
La flexibilité d'un actif de production représente sa capacité à moduler la production à la hausse ou à la baisse pour répondre à un signal. Cette flexibilité peut être saisonnière, journalière, horaire ou même infrajournalière.
Le parc hydroélectrique est historiquement la source de flexibilité pilotable la plus importante du système électrique français. Cependant, son exploitation est soumise à de nombreuses contraintes : navigation, protection contre les inondations, irrigation et activités économiques comme le tourisme.
Les 3 risques identifiés par la CRE
La CRE identifie trois risques principaux pouvant impacter la production d'hydroélectricité :
Risque d'hydraulicité : la variabilité de l'abondance des apports en eau sur une période donnée. La sécheresse de 2022 et les pluies abondantes de 2024 illustrent bien cette volatilité.
Risque d'indisponibilité : un actif peut tomber en panne ou nécessiter une maintenance imprévue.
Risques réglementaires et opérationnels : les contraintes liées à la gestion de l'eau peuvent évoluer et impacter la production.
L'impact sur les facteurs de charge
Le facteur de charge varie fortement selon le type d'installation et l'hydraulicité annuelle. En 2025, le facteur de charge des installations fil de l'eau et éclusées était d'environ 37 %, contre 46 % en 2024. Pour les lacs, il était de 19 % en 2025 contre 24 % en 2024.
La CRE précise un point essentiel : l'énergie associée à la vente des 6 GW de produit ne saurait être équivalente à celle livrée par un produit ruban de 6 GW. Les acheteurs potentiels doivent intégrer cette variabilité.
Marchés de Gros Visés par les Produits
Marchés à terme
La réforme implique la mise en vente de produits flexibles à livraison à terme qui n'existent pas encore sur les marchés. Les produits non flexibles (type A) présenteront des durées de contrats longues (jusqu'à 10 ans) et des maturités moyennement longues (Y+3, Q+6 et M+4).
Un profil « hydropeak », avec livraison entre 8h-12h et 16h-20h, est envisagé. La CRE note également que de nouveaux profils journaliers seront introduits sur la plateforme EEX le 21 septembre 2026.
Marchés spot et infrajournalier
Les produits C1, C2 et D1 incluent une nomination de puissance au pas 15 minutes la veille de la livraison à 10h. Cette nomination tardive permet aux acteurs d'adapter la puissance livrée en fonction des prévisions proches du temps réel.
Pour le marché infrajournalier, la possibilité de renominer une partie de la puissance avant la livraison apparaît particulièrement bénéfique. En effet, à partir du 1er janvier 2029, la fenêtre opérationnelle sera réduite à 30 minutes.
Marchés d'équilibrage et autres marchés
La CRE s'interroge sur l'inclusion financière de trois types de revenus complémentaires dans les produits mis aux enchères :
Services système : un mécanisme où EDF assurerait la participation aux services système pour le compte des acquéreurs.
Revenus capacitaires : un reversement financier d'EDF à l'acquéreur.
Garanties d'origine : leur inclusion dans les produits hydroélectriques pour renforcer les offres vertes.
Modalités d'Organisation des Enchères
Nombre et calendrier
La CRE privilégie des enchères nombreuses et fréquentes pour trois raisons :
Réduire le risque prix en évitant que la valorisation dépende d'une séance unique.
Permettre l'apprentissage des acteurs d'une séance à l'autre.
Réduire les barrières à l'entrée pour les nouveaux arrivants.
Un mécanisme de report des volumes invendus est prévu. Si des volumes restent invendus, ils peuvent être commercialisés sous forme de produits standard ou reportés sur les enchères de l'année suivante.
Format des enchères : pay-as-clear vs pay-as-bid
Critère | Pay-as-clear | Pay-as-bid |
|---|---|---|
Principe | Tous les lauréats paient le même prix | Chaque lauréat paie son prix proposé |
Transparence | Favorise la révélation sincère des prix | Stratégies d'enchères plus complexes |
Risque vendeur | Revenus potentiellement réduits si faible demande | Limite la baisse des revenus |
Pratique marché | Largement utilisé sur les marchés de l'électricité | Moins courant dans ce secteur |
La CRE privilégie à ce stade le format pay-as-clear pour tous les produits, en cohérence avec les pratiques des marchés de l'électricité.
Qualification des acteurs et garanties financières
La CRE envisage une notation minimale BBB- (Baa3) pour participer aux enchères. Toutefois, elle reconnaît que ce seuil pourrait exclure des acteurs de taille modeste présentant une situation financière saine. Des alternatives sont proposées : lettre de crédit, dépôt sur un compte, garantie de société mère.
Les premières enchères pourraient démarrer en 2028. La CRE souhaite savoir si les acteurs seront prêts à y participer dès cette date.
Garanties Financières et Modalités de Paiement
Les 3 mécanismes de garantie identifiés
La CRE présente trois solutions opérationnelles pour gérer le risque de contrepartie une fois les produits attribués :
Garanties normatives : un montant fixé en fonction du type de produit et du volume.
Ajustement régulier en fonction de la valeur de marché : un mécanisme de marge initiale complété par des ajustements périodiques.
Appel de garantie sur événement : mobilisation uniquement en cas de dégradation de la notation ou de franchissement d'un seuil d'exposition.
Des marges initiales cohérentes avec le marché
La CRE fournit des estimations illustratives des marges initiales pour les produits standard :
Produit (base) | Durée de dénouement | Marge initiale | % de la valeur du contrat |
|---|---|---|---|
Mensuel | 3 jours | 8,78 €/MWh | 13,7 % |
Trimestriel | 3 jours | 7,76 €/MWh | 12,1 % |
Annuel | 3 jours | 5,98 €/MWh | 9,3 % |
Un enseignement majeur : pour les produits de livraison longue, le montant de garantie se stabilise autour de 25 €/MWh au-delà d'un an. Un produit livré sur cinq ans n'appelle donc pas une garantie sensiblement supérieure à celle d'un produit annuel.
Les 41 Questions de la CRE aux Acteurs de Marché
La consultation comporte 41 questions réparties en quatre thématiques. Voici un aperçu synthétique.
Objectifs des produits (Questions 1-3)
Ces questions portent sur la valeur ajoutée attendue des différentes catégories de produits, notamment leur capacité à apporter de la nouveauté par rapport aux produits existants.
Flexibilités et risques (Questions 4-11)
La CRE interroge les exploitants sur les contraintes opérationnelles de chaque type d'installation : tunnels de puissance, gestion des stocks d'eau, estimation du productible et partage des risques.
Marchés visés (Questions 12-22)
Ces questions explorent l'intérêt des acteurs pour les différents formats de produits, les maturités longues, l'inclusion des services système, des revenus capacitaires et des garanties d'origine.
Organisation des enchères (Questions 23-41)
La dernière section couvre la mécanique concrète : calendrier, capacités minimales, format pay-as-clear ou pay-as-bid, garanties financières, modalités de paiement et émergence d'un marché secondaire.
Impact pour les Consommateurs : Ce Que Cette Réforme Change
Plus de concurrence = potentiellement des prix plus compétitifs
En permettant à davantage de fournisseurs d'accéder à la flexibilité hydroélectrique d'EDF, cette réforme devrait renforcer la concurrence sur le marché de gros de l'électricité. Les fournisseurs alternatifs pourront mieux couvrir leurs risques de portefeuille, ce qui devrait se répercuter positivement sur les offres proposées aux consommateurs.
Un meilleur accès aux offres vertes
L'hydroélectricité est la première source d'énergie renouvelable en France. Grâce aux garanties d'origine potentiellement incluses dans les produits mis aux enchères, les fournisseurs alternatifs pourront enrichir leurs offres d'électricité verte. Cela signifie davantage de choix pour vous.
Un calendrier à suivre
La mise en vente effective des produits débutera après l'attribution des droits réels et l'approbation par la CRE des modalités d'enchères. Les premières enchères sont envisagées pour 2028. D'ici là, comparer régulièrement les offres d'énergie reste le meilleur réflexe pour optimiser votre budget.
❓ Questions Fréquentes (FAQ)
Qu'est-ce que la réforme des concessions hydroélectriques de 2026 ?
La loi n° 2026-554 du 29 juin 2026 transforme le régime juridique des ouvrages hydroélectriques de plus de 4,5 MW. Elle remplace les concessions par des autorisations et oblige EDF à mettre aux enchères 6 GW de capacités virtuelles hydroélectriques au profit d'acteurs tiers, pendant 20 ans.
Combien de GW seront mis aux enchères par EDF ?
EDF devra mettre aux enchères 6 GW de capacités hydroélectriques virtuelles initialement. Ce volume sera révisé tous les 5 ans par arrêté ministériel, avec l'objectif de garantir l'ouverture d'au moins 40 % des capacités hydroélectriques installées en France à des tiers.
Quand auront lieu les premières enchères ?
Les premières enchères sont envisagées pour 2028, après l'attribution des droits réels aux exploitants actuels et l'approbation par la CRE des modalités d'enchères proposées par EDF.
Quel est l'impact de cette réforme sur les prix de l'électricité ?
En ouvrant l'accès à la flexibilité hydroélectrique d'EDF à d'autres fournisseurs, cette réforme devrait renforcer la concurrence sur le marché de gros. À terme, cela pourrait contribuer à modérer les prix de l'électricité pour les consommateurs finaux. Pour en profiter dès maintenant, vous pouvez comparer les offres d'électricité sur JeSwitch.
La CRE consulte-t-elle le public sur cette réforme ?
Oui. La consultation publique n° 2026-14 est ouverte jusqu'au 16 octobre 2026. Les parties intéressées (fournisseurs, industriels, associations) peuvent soumettre leur contribution sur la plateforme consultations.cre.fr.
Les barrages seront-ils vendus ou privatisés ?
Non. La réforme ne prévoit aucune cession des ouvrages, qui restent la propriété de l'État. Les exploitants actuels reçoivent un droit réel pour une durée de 70 ans. Seules des capacités virtuelles — des droits financiers sur la production — sont mises aux enchères.
Points Clés à Retenir
Loi n° 2026-554 : promulguée le 29 juin 2026, entrée en vigueur le 1er septembre 2026
6 GW mis aux enchères : répartis en 4 catégories de produits (fil de l'eau, STEP/Lacs flexibles, produits avec partage de risque, produits moins flexibles)
Objectif : ouvrir au moins 40 % des capacités hydroélectriques à des tiers
Consultation CRE : 41 questions, date limite le 16 octobre 2026
Premières enchères : prévues en 2028
Format privilégié : enchères pay-as-clear
Impact consommateur : plus de concurrence et potentiellement des offres d'électricité plus compétitives
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À propos de cet article
Cet article a été rédigé par l'équipe éditoriale de JeSwitch.fr, comparateur indépendant agréé ORIAS (n° 24005946). Les informations présentées sont actualisées au 09/09/2026 et basées sur la consultation publique n° 2026-14 de la CRE du 3 septembre 2026 ainsi que sur la loi n° 2026-554 du 29 juin 2026. JeSwitch est un courtier en assurance et comparateur d'énergie : nous comparons les offres mais ne sommes pas fournisseur. Nous sommes rémunérés par commission en cas de souscription, sans surcoût pour vous.