Le Parlement a adopté définitivement la réforme des concessions de barrages hydroélectriques, ouvrant 40 % de la capacité à la concurrence pour clore un contentieux européen. Parallèlement, EDF a mis en service à Baixas, dans les Pyrénées-Orientales, la première centrale électrique virtuelle hybride du pays, associant batteries lithium-ion et centrales au fil de l’eau.
L’hydroélectricité française connaît une double actualité. D’un côté, le Parlement vient d’adopter définitivement la réforme des concessions de barrages, mettant un terme à un contentieux européen de plus d’une décennie. De l’autre, EDF inaugure dans les Pyrénées-Orientales la première centrale électrique virtuelle hybride du pays, associant batteries lithium-ion et centrales au fil de l’eau.
Une réforme parlementaire pour solder trente ans de blocage
Adopté en première lecture par l’Assemblée nationale le 5 février 2026, par 56 voix contre 8, puis approuvé à l’unanimité par le Sénat en avril, le texte instaure un nouveau régime d’autorisation pour les 340 concessions hydroélectriques françaises. Le système de concession historique, hérité d’un cadre juridique que Bruxelles jugeait contraire au droit européen de la concurrence, laisse place à un mécanisme où les exploitants verseront une redevance d’occupation pour une durée de 70 ans. L’État devra racheter les concessions existantes et indemniser les opérateurs actuels.
Au moins 40 % de la capacité hydroélectrique nationale sera ouverte à la mise en concurrence. Une disposition qui répond directement aux deux procédures précontentieuses engagées par la Commission européenne. La réforme concrétise l’accord trouvé en juillet 2025 entre Paris et Bruxelles après des années de négociations tendues. EDF s’est engagé, aux termes de l’accord, à mettre 6 GW de capacité à disposition de tiers via des appels d’offres supervisés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Une manière d’ouvrir le marché hexagonal sans fragiliser l’opérateur historique.
Baixas, laboratoire du couplage batterie-hydro
À Baixas, dans les Pyrénées-Orientales, EDF Power Solutions a mis en service la centrale électrique virtuelle Stockage Énergie Catalan. L’installation de 28 MW combine quatre conteneurs de batteries lithium-ion d’une puissance de 20 MW et dix centrales hydroélectriques au fil de l’eau totalisant 8 MW. Une architecture hybride inédite en France métropolitaine.
La particularité du dispositif réside dans sa vitesse d’exécution. En effet, il répond aux sollicitations du gestionnaire de réseau RTE en moins d’une seconde, avec un temps de réaction mesuré à 500 millisecondes, et atteint sa pleine puissance en 30 secondes. Le système coordonne les injections et soutirages d’électricité des batteries avec les ajustements de production des centrales hydroélectriques pour des périodes allant jusqu’à 15 minutes. Concrètement, les batteries absorbent les variations rapides de la demande tandis que l’hydroélectricité assure une modulation plus lente et durable.
Un parc de flexibilité appelé à grandir
EDF exploite déjà 1 GW de capacité de stockage dans le monde et dispose de 1,7 GW en cours de construction, principalement à l’international et dans les territoires ultramarins. Le site de Baixas constitue toutefois le premier projet de stockage par batteries en France métropolitaine. Il a été développé en collaboration avec EDF Power Solutions, Agregio Solutions, EDF Hydro et la division R&D d’EDF, mobilisant des compétences variées au sein du groupe.
L’intérêt économique de tels actifs se trouve renforcé par une obligation réglementaire entrée en vigueur fin 2025. Ainsi, tous les moyens de production de plus de 10 MW doivent désormais participer au mécanisme d’ajustement national. Dans un réseau où la part des renouvelables intermittents progresse, la flexibilité apportée par le couplage batterie-hydroélectricité devient un atout pour l’équilibre du système électrique. Le modèle de Baixas pourrait ainsi préfigurer d’autres installations hybrides sur le territoire.
