Hydroélectricité française : après l'ARENH, le prochain bradage de notre souveraineté énergétique

RÉSUMÉ EXÉCUTIF

Thèse centrale

Après avoir bradé l'électricité nucléaire via le mécanisme ARENH pendant plus d'une décennie, la France s'apprête à reproduire la même erreur stratégique avec son parc hydroélectrique. Le schéma est identique : socialiser les coûts d'infrastructure (supportés par le contribuable et EDF), privatiser la rente (captée par des fournisseurs alternatifs ou opérateurs étrangers), au détriment des consommateurs français et de la souveraineté énergétique nationale.

La mécanique du transfert de valeur

INVESTISSEMENT PUBLIC → INFRASTRUCTURE AMORTIE → MISE EN CONCURRENCE → CAPTURE DE RENTE → PERTE DE CONTRÔLE

Les barrages français représentent un patrimoine de 25 milliards d'euros, financé sur fonds publics et largement amorti. Leur coût d'exploitation courant se situe entre 20 et 30 euros le MWh (le coût complet incluant modernisation et renouvellement est plus élevé, cf. méthodologie). L'ouverture à la concurrence, exigée par la Commission européenne au nom du dogme concurrentiel, permettrait à des opérateurs n'ayant rien investi de capter la différence entre ce coût et les prix de marché (80 à 120 €/MWh en moyenne 2021-2024, avec des pics à 200+ €/MWh en période de crise).

Chiffres structurants

Méthodologie : hypothèses de calcul des 6 chiffres clés

Les ordres de grandeur présentés dans cette analyse reposent sur des hypothèses explicites, permettant au lecteur d'évaluer leur robustesse et de les ajuster selon ses propres estimations.

Chiffre 1 : Coût de production (20 à 30 €/MWh)

Ce chiffre correspond au coût d'exploitation d'un parc largement amorti, incluant :

• Exploitation et maintenance courante : 12 à 18 €/MWh
• Redevances et taxes : 3 à 5 €/MWh
• Provisions petits travaux : 3 à 7 €/MWh

Nuance essentielle : Le coût complet incluant modernisation lourde, mise aux normes sûreté, et CAPEX de renouvellement/prolongation est significativement plus élevé selon les ouvrages (40 à 70 €/MWh pour certains aménagements nécessitant des travaux majeurs). Les 20 à 30 €/MWh ne doivent pas être confondus avec le coût économique complet d'un renouvellement de concession.

Chiffre 2 : Rente annuelle capturable (3 à 5 Mds €)

Formule : Volume partagé × Spread × Coefficient hydraulicité

Le chiffre de 3 à 5 Mds € correspond à une hydraulicité moyenne (coefficient 1,0) et un spread de 60 à 80 €/MWh, cohérent avec les observations 2021 à 2024.

Chiffre 3 : Transfert cumulé ARENH (10 à 15 Mds €)

Calcul : Σ (Volume ARENH × Spread annuel) sur 2011 à 2024

Note : Les années 2020 à 2021 (prix marché bas) ont généré un transfert inverse. Le chiffre de 10 à 15 Mds € intègre cette variabilité.

Chiffre 4 : Valeur patrimoniale (25 Mds €)

Trois méthodes convergent vers cette fourchette :

• Coût de remplacement estimé : 50 à 100 Mds € (mais sites non reproductibles)
• Transactions comparables internationales : 1 000 à 2 000 €/kW installé → 25,7 GW × 1 500 €/kW = 38 Mds €
• Revenus actualisés (taux 4%, durée 60 ans, cash-flow 800 M€/an) : 20 Mds €

Sources et références :

• Cour des comptes, L'organisation des marchés de l'électricité (2022) : évalue les actifs hydrauliques EDF à "plus de 20 milliards d'euros" en valeur comptable nette
• EDF, Document d'enregistrement universel 2023 : immobilisations hydrauliques nettes de 18,7 Mds € (valeur comptable, sous-estimant la valeur économique réelle)
• Benchmarks sectoriels : acquisitions Alpiq (Suisse, 2020) à 1 400 €/kW, Vattenfall (Suède, 2019) à 1 800 €/kW
• Commission de régulation de l'énergie : estimation implicite via les redevances de concession (base 25-30 Mds €)

La valeur de 25 Mds € retenue est conservatrice et correspond à la borne basse des méthodes de marché. La valeur "de remplacement" (sites irremplaçables, droits d'eau historiques) serait significativement supérieure.

Chiffre 5 : Volume quasi-régie envisagé (10 à 25 TWh)

Les négociations évoquent 20 à 40% de la production hydroélectrique :

• Production moyenne : 60 TWh/an (fourchette 50 à 70 selon hydraulicité)
• Part envisagée : 20 à 40%
• Volume résultant : 12 à 24 TWh/an

Chiffre 6 : Transfert annuel quasi-régie (400 M€ à 3 Mds €)

Formule : Volume partagé × (Prix marché - Prix régulé)

Encadré : Contexte des prix de marché

Les références aux "prix de marché" utilisées dans cette analyse méritent clarification. Le prix spot de l'électricité est extrêmement volatil :

Source : RTE, Bilan électrique 2024, prix moyens annuels France.

Le spread de 60 à 80 €/MWh retenu pour les calculs de rente correspond à la moyenne 2021-2024 (prix marché ~93 €/MWh moins coût exploitation ~25 €/MWh). Ce spread peut être négatif en période de prix bas (comme 2020) ou atteindre 200 €/MWh en crise (août 2022). L'analyse ne présuppose pas la perpétuation des prix de crise, mais intègre leur possibilité récurrente.

Cadrage : qui est responsable de quoi ?

Cette analyse identifie deux niveaux de responsabilité distincts qu'il importe de ne pas confondre :

La Commission européenne impose le cadre : interprétation extensive des règles de concurrence, pression continue pour l'ouverture des concessions, rejet des solutions préservant le contrôle public (SEMH). La doctrine concurrentielle appliquée à l'énergie est un choix idéologique européen.

Les gouvernements français successifs acceptent les arbitrages : préférence pour le compromis plutôt que le contentieux, absence de coalition avec d'autres États, non-utilisation des marges juridiques disponibles (SIEG, article 194 TFUE), traitement de l'énergie comme variable d'ajustement dans les négociations européennes.

Le mécanisme est européen dans son origine doctrinale. La décision de s'y soumettre sans combattre est française. Cette distinction importe pour identifier les leviers d'action : contester le cadre (difficile, long) ou changer la posture française (possible, immédiat).

Le précédent ARENH : un avertissement ignoré

L'ARENH (Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique), instauré en 2010, a contraint EDF à céder 100 TWh de sa production nucléaire à 42 €/MWh à des "fournisseurs alternatifs". Résultat après 14 ans :

• EDF fragilisée financièrement par l'effet combiné de l'ARENH, des contraintes tarifaires, des retards de chantiers EPR et du choc énergétique 2022 (dette ayant culminé à ~65 Mds € fin 2022, restant >50 Mds € fin 2024)
• Aucun investissement des bénéficiaires dans la production
• Prix consommateurs non protégés lors des crises
• Émergence d'intermédiaires sans valeur ajoutée industrielle
• Transfert de 10 à 15 Mds € de valeur vers des acteurs purement commerciaux

Ce qui se prépare pour l'hydroélectricité

La Commission européenne exige depuis 2015 la mise en concurrence des concessions hydroélectriques françaises. Après des années de résistance molle, le gouvernement français négocie un compromis qui préserverait la forme tout en sacrifiant le fond : EDF resterait concessionnaire, mais devrait partager l'électricité produite à des conditions avantageuses pour des tiers.

Ce mécanisme, présenté comme une "quasi-régie", reproduit exactement la logique de l'ARENH : maintenir l'opérateur historique responsable des investissements et des risques, tout en lui retirant la capacité de valoriser ses actifs.

Encadré : Ce que prévoit la PPL n°2334 (13 janvier 2026) et pourquoi cela ressemble (ou pas) à un ARENH de l'eau

La proposition de loi Battistel-Bolo, déposée le 13 janvier 2026 après accord France-Commission européenne, vise à "relancer les investissements dans le secteur de l'hydroélectricité". Elle met fin au régime des concessions au profit d'un nouveau cadre juridique. Décryptage en cinq points.

1. Régime juridique : de la concession à l'autorisation

Le régime de concession (loi de 1919) est abandonné. Les exploitants actuels obtiennent un "droit réel de jouissance" sur les ouvrages pour 70 ans. L'État reste propriétaire des barrages. Une nouvelle autorisation environnementale "pilote" intègre les enjeux énergétiques spécifiques (sûreté, sécurité, gestion de l'eau). Les exploitants pourront réaliser des extensions à leurs frais.

Différence avec l'ARENH : l'ARENH ne modifiait pas le régime juridique des centrales nucléaires. Ici, la transformation est structurelle.

2. Gouvernance : continuité des exploitants sous contrôle

Les exploitants actuels (EDF ~70%, CNR ~12%, SHEM, etc.) sont maintenus sans mise en concurrence, via une convention État/exploitant. En cas de refus de signer (indemnités insuffisantes), le droit réel est réattribué par procédure de sélection. La CRE supervise le mécanisme d'accès des tiers.

Similitude avec l'ARENH : comme pour le nucléaire, l'opérateur historique reste responsable de l'exploitation et de la sûreté, mais perd une partie du contrôle sur la valorisation.

3. Prix et valorisation : enchères sous contrôle CRE

C'est le coeur du compromis. EDF devra mettre à disposition d'autres opérateurs un volume de sa production hydroélectrique (~70% du parc national). Le mécanisme :

• Enchères organisées par la CRE
• Durée : 20 ans (bilan Commission à 10 ans)
• Produits : "profil de production" (fil de l'eau, éclusés, lacs), sans droit sur la gestion opérationnelle
• Prix : fixé par enchères (pas de prix administré type 42 €/MWh)

Philippe Bolo affirme : "Il ne s'agira pas d'un ARENH hydro."

Analyse : l'absence de prix administré est une différence notable. Mais si les volumes sont importants et les enchères peu compétitives, le résultat économique peut converger vers un transfert de rente similaire.

4. Risques : qui porte quoi ?

Similitude avec l'ARENH : l'asymétrie des risques est reproduite. EDF assume les coûts fixes et les aléas, les tiers captent l'upside en période de prix élevés.

5. Gagnants et perdants prévisibles

Verdict : ARENH de l'eau ou pas ?

La PPL Battistel-Bolo évite les erreurs les plus grossières de l'ARENH : pas de prix administré sous les coûts, durée longue offrant de la visibilité, maintien formel des exploitants. Mais la logique structurelle est identique : contraindre l'opérateur historique à partager une production rentable avec des tiers qui n'ont ni investi ni pris de risques.

Le diable est dans les détails : volume mis aux enchères, prix plancher éventuel, traitement des années exceptionnelles. Si ces paramètres sont mal calibrés, le résultat sera un "ARENH de l'eau" avec les mêmes effets : transfert de rente, sous-investissement, fragilisation de l'opérateur historique.

Qui gagne, qui perd

Gagnants potentiels :

• Traders et fournisseurs alternatifs (rente sans investissement)
• Énergéticiens étrangers (accès à une production décarbonée bon marché)
• Commission européenne (victoire idéologique du dogme concurrentiel)

Perdants certains :

• EDF (privée de revenus pour investir)
• Consommateurs français (aucune garantie de prix bas)
• Contribuables (ayant financé l'infrastructure)
• Sécurité du système électrique (fragmentation de la gestion)

Conclusion du résumé

L'hydroélectricité française constitue, avec le nucléaire, le socle de notre indépendance énergétique. Pilotable, décarbonée, amortie, elle représente un avantage compétitif majeur. La brader au nom d'une concurrence théorique qui n'a jamais profité aux consommateurs constituerait une faute stratégique comparable à la vente des autoroutes ou au démantèlement d'Alstom.

Introduction : l'énergie comme souveraineté

Rappel d'une évidence oubliée

L'énergie n'est pas une marchandise comme les autres. Elle conditionne toute activité économique, tout confort domestique, toute capacité industrielle, toute indépendance nationale. Un pays qui ne maîtrise pas son approvisionnement énergétique ne maîtrise pas les conditions de son existence collective. Il peut être rançonné par ses fournisseurs, déstabilisé par des ruptures d'approvisionnement, contraint dans ses choix politiques par sa dépendance.

Cette évidence, que le XXe siècle avait gravée dans les consciences européennes à travers deux guerres mondiales et plusieurs chocs pétroliers, semble avoir été oubliée par les élites contemporaines. Le discours dominant traite l'électricité comme un bien de consommation ordinaire, soumis aux lois du marché et à la libre concurrence, comme s'il s'agissait de téléphones portables ou de vêtements.

Or l'électricité présente des caractéristiques qui la distinguent radicalement des biens ordinaires. Elle ne se stocke pas massivement (sauf précisément par l'hydraulique). Elle doit être produite en temps réel pour équilibrer instantanément l'offre et la demande. Sa distribution nécessite des réseaux qui constituent des monopoles naturels. Sa production requiert des investissements massifs et de très long terme, incompatibles avec les horizons de rentabilité des marchés financiers.

Le patrimoine hydroélectrique français : un héritage exceptionnel

La France dispose d'un parc hydroélectrique majeur : 25,7 GW de puissance installée et une production annuelle de 50 à 70 TWh selon l'hydraulicité, ce qui en fait l'un des premiers d'Europe. Ce patrimoine comprend environ 2 500 installations de toutes tailles, réparties en plus de 340 concessions dont environ 150 structurantes représentant l'essentiel de la capacité.

Note : L'année 2024, exceptionnellement humide, a vu la production atteindre ~75 TWh, illustrant la variabilité de cette ressource.

Ce parc a été construit pour l'essentiel entre 1930 et 1970, dans le cadre d'une politique volontariste d'équipement national. Les grands barrages alpins (Tignes, Serre-Ponçon, Roselend), pyrénéens (Cap de Long, Lanoux) et du Massif central (Bort-les-Orgues, Grandval) constituent des prouesses d'ingénierie qui ont mobilisé des moyens considérables et parfois coûté des vies humaines.

Ces ouvrages ont été financés sur fonds publics, directement par l'État ou via EDF nationalisée. Ils sont aujourd'hui largement amortis : leur coût comptable est proche de zéro, et leur coût de production réel ne reflète que l'exploitation et la maintenance courante, soit 20 à 30 euros par MWh selon les installations.

Cette électricité décarbonée, pilotable et bon marché constitue un avantage compétitif majeur pour l'économie française. Elle représente également un outil irremplaçable pour la gestion du réseau électrique : les barrages peuvent moduler leur production quasi instantanément pour absorber les variations de la demande ou compenser l'intermittence des énergies renouvelables.

La menace qui se précise

Depuis 2015, la Commission européenne exerce une pression croissante sur la France pour qu'elle ouvre à la concurrence ses concessions hydroélectriques. Bruxelles considère que le maintien d'EDF comme opérateur quasi exclusif de ces installations constitue une distorsion de concurrence, contraire aux principes du marché intérieur de l'énergie.

Cette pression s'inscrit dans un contentieux plus large sur le secteur électrique français. La Commission a obtenu en 2010 la création de l'ARENH pour le nucléaire. Elle conteste régulièrement les tarifs réglementés de vente. Elle a imposé la séparation juridique entre production, transport et distribution. L'hydroélectricité représente le dernier bastion d'un modèle intégré qu'elle entend démanteler.

Face à cette pression, les gouvernements français successifs ont adopté une stratégie de résistance molle, repoussant les échéances sans jamais affirmer une position de principe. Cette temporisation a permis de gagner du temps, mais elle a aussi créé une incertitude juridique préjudiciable aux investissements et laissé s'installer l'idée que l'ouverture à la concurrence était inéluctable.

Les négociations en cours entre Paris et Bruxelles portent sur un mécanisme de "quasi-régie" qui permettrait à EDF de conserver formellement les concessions tout en devant partager les bénéfices avec des tiers. Ce compromis, présenté comme une victoire française, reproduit en réalité la logique qui a présidé à la création de l'ARENH : sauver les apparences en sacrifiant la substance.

Partie I : L'ARENH, autopsie d'un désastre annoncé

1.1 Genèse d'une aberration économique

Pour comprendre ce qui se prépare dans l'hydroélectricité, il faut d'abord analyser le précédent de l'ARENH, dont les mécanismes et les effets éclairent la logique à l'oeuvre.

L'Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique a été institué par la loi NOME (Nouvelle Organisation du Marché de l'Électricité) du 7 décembre 2010. Ce dispositif obligeait EDF à céder jusqu'à 100 TWh de sa production nucléaire par an (sur une production totale d'environ 400 TWh) à des "fournisseurs alternatifs" au prix régulé de 42 euros le MWh.

L'objectif affiché était de permettre l'émergence d'une concurrence sur le marché de détail de l'électricité. L'argument central tenait en une phrase : EDF disposait d'un avantage compétitif "indu" grâce à un parc nucléaire construit à une époque où elle bénéficiait d'un monopole garanti par l'État. Pour établir une "concurrence loyale", il fallait donc permettre aux nouveaux entrants d'accéder à cette électricité bon marché.

Cette argumentation reposait sur plusieurs présupposés contestables. D'abord, qualifier d'"indu" un avantage résultant de décisions d'investissement risquées, prises dans l'intérêt général, relève d'une curieuse conception de l'équité. Ensuite, rien n'empêchait les concurrents potentiels d'investir eux-mêmes dans des capacités de production s'ils estimaient le marché attractif. Enfin, l'hypothèse selon laquelle la concurrence sur le marché de détail bénéficierait aux consommateurs restait à démontrer.

1.2 Le mécanisme de transfert de valeur

Le fonctionnement de l'ARENH illustre parfaitement la mécanique de captation de rente qui se profile pour l'hydroélectricité.

Chaque année, les fournisseurs alternatifs passent commande de volumes d'électricité nucléaire auprès d'EDF. Ces volumes leur sont cédés à 42 euros le MWh, un prix censé refléter le "coût complet" du nucléaire historique. Ces fournisseurs revendent ensuite cette électricité à leurs clients au prix de marché, qui oscille selon les périodes entre 50 et 300 euros le MWh.

La marge ainsi dégagée ne rémunère aucun investissement productif. Les bénéficiaires de l'ARENH n'ont construit aucune centrale, n'emploient aucun technicien pour les exploiter, ne prennent aucun risque industriel. Leur activité se limite à acheter de l'électricité à un prix régulé pour la revendre plus cher, en y ajoutant des services commerciaux (facturation, relation client) à faible valeur ajoutée.

Ce transfert de valeur s'effectue au détriment d'EDF, qui se trouve privée de revenus qu'elle aurait pu percevoir en vendant directement cette électricité au prix de marché. Sur la période 2011 à 2024, le manque à gagner cumulé pour EDF peut être estimé entre 10 et 20 milliards d'euros selon les hypothèses de prix de marché retenues.

1.3 Les effets concrets : un bilan accablant

Quatorze ans après sa création, l'ARENH peut être évalué sur ses résultats. Le bilan est sans appel.

Sur les prix consommateurs : L'objectif affiché de faire baisser les prix grâce à la concurrence n'a pas été atteint. Les prix de l'électricité pour les ménages français ont augmenté de plus de 60% entre 2010 et 2024, bien plus vite que l'inflation. Les offres des fournisseurs alternatifs n'ont jamais été significativement moins chères que les tarifs réglementés d'EDF, la concurrence portant essentiellement sur des aspects marketing plutôt que sur les prix réels.

Sur la structure du marché : L'ARENH a permis l'émergence d'une quarantaine de fournisseurs alternatifs, dont aucun n'a investi dans des capacités de production significatives. Ces entreprises se sont contentées de revendre de l'électricité achetée à EDF via l'ARENH ou sur les marchés de gros. La plupart ont disparu ou été rachetées lors de la crise énergétique de 2022, laissant leurs clients en difficulté.

Sur EDF : L'entreprise a été fragilisée par le cumul de contraintes convergentes : ARENH (manque à gagner lors des pics de prix), tarifs réglementés (limitant la capacité de répercussion), retards de chantiers EPR (surcoûts estimés à 10 Mds €), disponibilité dégradée du parc nucléaire (corrosion sous contrainte), et choc exogène de la crise gazière 2022. Sa dette a atteint 65 milliards d'euros, nécessitant sa renationalisation en 2023. L'ARENH n'explique pas à lui seul cette situation, mais il a contribué à priver …