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Résumé :
Cet article analyse le compromis franco-européen de 2025 relatif aux concessions hydroélectriques, qui substitue au régime historique de concession un système d’autorisation couplé à la mise aux enchères de 6 GW de capacités « virtuelles » sous la supervision de la CRE.
Trois architectures de marché sont en balance : un ARENH hydro, des enchères de Virtual Power Plant (VPP), ou un modèle hybride.
L’article mobilise la littérature théorique et empirique sur les marchés électriques pour discuter les avantages et limites de chaque mécanisme et propose des recommandations de design institutionnel adaptées au contexte français.
Introduction :
Depuis plus de vingt ans, la question de l’ouverture du parc hydroélectrique français à la concurrence a suscité de vives tensions entre Paris et Bruxelles.
L’hydroélectricité représente la deuxième source de production électrique en France, après le nucléaire, et constitue la première source d’électricité renouvelable (Le Figaro/AFP, 2025).
Pourtant, les contentieux autour du régime de concession ont freiné les investissements nécessaires à la modernisation du parc (Les Échos, 2025).
L’accord de principe conclu en août 2025 entre le gouvernement français et la Commission européenne constitue une étape décisive : il prévoit la conversion des concessions en autorisations et la mise aux enchères de 6 GW de capacités hydroélectriques « virtuelles » sous le contrôle de la CRE (Reuters, 2025 ; Connaissance des Énergies/AFP, 2025 ; AEF Info, 2025).
Cet article s’interroge sur les modalités optimales d’accès au marché dans ce nouveau cadre.
Trois instruments peuvent être envisagés : un ARENH hydro (Lévêque, 2011 ; Percebois, 2012), des enchères de VPP (Ausubel & Cramton, 2010 ; Armstrong & Galli, 2009), ou un compromis hybride (Fabra & Llobet, 2025 ; Benatia, 2025).
1. L’ARENH hydro : continuité et risques d’aides d’État.
Le mécanisme ARENH hydro offrirait une stabilité de prix et une visibilité aux fournisseurs alternatifs, ce qui favoriserait la concurrence en aval (Lévêque, 2011).
Toutefois, il présente un risque élevé de requalification en aide d’État si le tarif administré est inférieur au coût économique de l’eau (Percebois, 2012).
De plus, en affaiblissant le signal prix, il pourrait décourager les investissements dans de nouvelles capacités.
2. Les enchères de VPP : discipline de marché et transfert du risque.
Les VPP, expérimentés en France et ailleurs, reposent sur des enchères attribuant des droits d’option sur des volumes d’électricité valorisés au prix de marché (Ausubel & Cramton, 2010).
Ce mécanisme respecte les signaux de prix et accroît la liquidité des marchés (Armstrong & Galli, 2009).
Il transfère cependant le risque hydrologique et de prix aux entrants, ce qui peut limiter l’efficacité concurrentielle en cas de volumes trop réduits.
3. Un modèle hybride : stabilité et incitations.
Le compromis ARENH–VPP combine une part régulée et une part indexée au marché.
Cette approche préserve les incitations à investir tout en garantissant une visibilité minimale aux fournisseurs (Fabra & Llobet, 2025 ; Benatia, 2025).
Sa complexité de gouvernance constitue néanmoins un défi, qui implique un calibrage attentif de la CRE.
4. Éclairages empiriques et recommandations.
Les expériences étrangères (DOE, 2025 ; CERRE, 2025) et la littérature académique (Allaz & Vila, 1993 ; de Frutos & Fabra, 2011 ; Cramton et al., 2025) convergent sur l’importance des produits forward et des options pour discipliner le marché spot tout en réduisant le pouvoir de marché.
Dans le cas français, il apparaît souhaitable de privilégier un modèle hybride, reposant sur une allocation transparente de volumes différenciés (base, pointe, flexibilité), des enchères au format horloge ascendante simultanée, et un pilotage dynamique par la CRE.
Conclusion :
Le compromis franco-européen d’août 2025 ouvre une nouvelle ère pour l’hydroélectricité française.
Entre stabilité des prix et respect des signaux de marché, la conception du mécanisme d’accès au marché conditionnera le succès du dispositif.
Un modèle hybride semble le mieux à même de concilier concurrence, sécurité d’approvisionnement et incitations à l’investissement.
Au-delà du cas français, cette réflexion éclaire les débats européens sur la régulation des actifs existants dans la transition énergétique.
RÉFÉRENCES bibliograhiques :
- ACER (2025) Monitoring Report on key developments in EU electricity and gas markets. Luxembourg: ACER.
- AEF Info (2025) Accord de principe sur les barrages hydrauliques. 28 August.
- Allaz, B. & Vila, J.-L. (1993) ‘Cournot Competition, Forward Markets and Efficiency’, Journal of Economic Theory, 59(1), pp. 1–16.
- Armstrong, M. & Galli, A. (2009) ‘Impact of VPP on the Day-Ahead Market in France’, Energy Policy, 37(9), pp. 3582–3591.
- Ausubel, L.M. & Cramton, P. (2010) ‘Virtual Power Plant Auctions’, Utilities Policy, 18(4), pp. 201–208.
- Benatia, D. (2025) ‘Strategic Reneging and Market Power in Sequential Markets’, Journal of Industrial Economics (forthcoming).
- CERRE (2025) Flexibility in the Energy Sector. Brussels: CERRE.
- CEER (2025) ACER/CEER Annual Market Monitoring Report 2025. Brussels: CEER.
- Connaissance des Énergies / AFP (2025) Hydroélectricité en France : un accord de principe. 28 August.
- Cramton, P., Ockenfels, A. & Stoft, S. (2025) A Forward Energy Market to Improve Reliability and Resiliency. University of Maryland Working Paper.
- de Frutos, M.-A. & Fabra, N. (2011) ‘How to Allocate Forward Contracts: The Case of Electricity Markets’, European Economic Review, 55(8), pp. 1136–1152.
- ENTSO-E (2025) Market Report 2025 (EUPHEMIA 11.4, IDA). Brussels: ENTSO-E.
- Fabra, N. & Llobet, G. (2025) Designing Contracts for the Energy Transition, CEPR DP 20328 / International Journal of Industrial Organization (forthcoming).
- Les Échos (2025) ‘Après 20 ans de bataille, Paris et Bruxelles trouvent un compromis sur les barrages d’EDF’, Les Échos, 28 August. Available at: https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/apres-20-ans-de-bataille-paris-et-bruxelles-trouvent-un-compromis-sur-les-barrages-dedf-2183319
- Le Figaro/AFP (2025) ‘Hydroélectricité : Paris et Bruxelles s’accordent pour relancer les investissements’, Le Figaro, 28 August. Available at: https://www.lefigaro.fr/flash-eco/hydroelectricite-paris-et-bruxelles-s-accordent-pour-relancer-les-investissements-20250828
- Lévêque, F. (2011) Regulating Access to Nuclear Power Generation: The French Case (ARENH). Paris: Mines ParisTech.
- Percebois, J. (2012) ‘Current Economic Cost, the ARENH and the CEC’, Revue de l’énergie, (606), pp. 5–16.
- Reuters (2025) EDF to make 6 GW of hydropower capacity available under French deal with EU. 28 August.
- U.S. DOE (2025) Pathways to Commercial Liftoff: Virtual Power Plants (2025 Update). Washington, D.C.: U.S. Department of Energy.
KeyWoRDS :
- Trading court terme (électricité, gaz, CO₂)
- Analyse de marché & prévisions (spot, interconnexions, capacités)
- Statistiques appliquées à la modélisation des besoins physiques
- Optimisation opérationnelle & gestion du portefeuille
- Gestion active de la courbe de charge (valorisation de la flexibilité)
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- Arbitrage du risque prix dans des contextes de forte volatilité
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- Analyse des fondamentaux du marché (production, interconnexions, CO₂)
- Modélisation statistique des besoins physiques
- Étude et optimisation des grilles tarifaires (transport/acheminement)
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Par Alexis Vessat, docteur en économie de l’énergie, expert en systèmes énergétiques européens.