En 1976, une sécheresse restée dans les mémoires avait rappelé à la France une évidence qu'elle préfère oublier : ses barrages ne produisent que ce que le ciel veut bien leur accorder. Près d'un demi-siècle plus tard, l'hydroélectricité demeure la première source d'électricité renouvelable du pays en volume produit. Mais elle vient de céder un titre qu'elle détenait depuis les débuts de l'électrification : celui de première filière renouvelable en puissance installée. Les données racontent une histoire de dépendance, et cette dépendance a un nom : l'eau.
Une première place qui s'effrite#
En 2025, l'hydroélectricité a produit 62,4 térawattheures, soit 11,4 % du mix électrique français. Elle reste, de loin, la première des énergies renouvelables en production. Pourtant, à fin septembre 2025, sa puissance installée plafonnait à 26 007 mégawatts, quand le photovoltaïque atteignait 29,7 gigawatts. Pour la première fois, le solaire est devenu la première filière renouvelable en puissance raccordée au réseau.
Le parc hydraulique, lui, ne bouge presque plus : plus de 2 500 installations, dont environ 2 270 petites centrales de moins de 10 mégawatts, héritées pour beaucoup d'un autre siècle. La France se classe au cinquième rang européen. Cette stabilité a longtemps passé pour une force. Elle ressemble de plus en plus à un plafond.
Cinq années, cinq climats#
Pour mesurer la vulnérabilité de cette énergie, il suffit de regarder sa production sur cinq ans. En 2021, les barrages français délivraient 62,5 TWh (12 % du mix). En 2022, année de sécheresse sévère, la production s'est effondrée à 49,6 TWh, soit un recul de 20 % et le plus bas niveau depuis 1976, précisément. En 2023, léger rebond à 58,8 TWh. Puis 2024, l'une des dix années les plus pluvieuses depuis 1959, a offert un record de 75,1 TWh (13,9 % du mix). Et 2025 est retombée à 62,4 TWh, la moyenne historique.
L'écart entre le creux de 2022 et le pic de 2024 dépasse ce qu'aucune autre source pilotable ne connaît d'une année sur l'autre. Voilà l'amplitude à laquelle le climat soumet désormais cette filière.
L'exemple de la Dordogne donne un visage concret à ces chiffres. En 2022, les 28 barrages exploités par EDF sur la vallée, qui produisent en temps normal 2,6 TWh par an, n'en ont délivré que 1,6, soit 38 % de moins. J'ai refait le calcul trois fois, tant l'écart paraissait brutal pour un seul bassin.
La neige qui manque, le débit qui se décale#
Derrière ces variations, un mécanisme physique se met en place, lent et implacable. L'hydroélectricité alpine vit au rythme de la neige : elle stocke l'hiver, elle turbine au printemps et l'été, quand la fonte gonfle les rivières. Or ce calendrier se dérègle.
Selon Météo-France, la moyenne montagne pourrait compter moins de trois mois d'enneigement à l'horizon 2050, une diminution de plus d'un tiers par rapport à la période 1976-2005, assortie d'un mois supplémentaire de sol sec. Moins de neige, c'est moins de réserve d'eau relâchée au bon moment.
Le décalage saisonnier est peut-être le plus insidieux. Sur le bassin alpin du Rhône, le pic de débit pourrait survenir deux à trois mois plus tôt dans l'année. Les projections évoquent un débit hivernal qui grimperait de 100 à 200 mètres cubes par seconde à l'horizon 2100, tandis que le débit d'été chuterait de 350 à 200 mètres cubes par seconde (période de référence 1961-1990). L'eau arriverait donc en abondance quand on en a le moins besoin, et manquerait au cœur de l'été, quand la demande électrique et agricole culmine.
Un rapport du Sénat de 2019 chiffrait la tendance pour le Rhône : un débit annuel moyen en baisse de 10 à 40 % à l'horizon 2070, et des débits d'étiage, les plus bas de l'année, en recul de 10 à 50 %. Ce fleuve n'est pas n'importe lequel : il alimente une part majeure du parc hydraulique et nucléaire national. Cette érosion silencieuse rejoint ce que l'on observe déjà sur la fonte accélérée des glaciers alpins et sur la fermeture des stations de ski privées de neige.
Quand plusieurs usages se disputent la même eau#
Car l'eau des barrages n'est jamais seulement de l'eau à turbiner. En 2021, la France a prélevé 29,5 milliards de mètres cubes d'eau douce. Le refroidissement des centrales électriques en a capté 48,6 %, l'eau potable 17,8 %, les canaux de navigation 17,4 %, l'agriculture 8,4 %, l'industrie et les autres usages 7,7 %. La nuance compte : plus de 95 % de l'eau prélevée pour le refroidissement est restituée au milieu, ce qui relativise le poids réel du secteur électrique dans la consommation nette.
Reste que dans un fleuve qui maigrit, chaque prélèvement pèse plus lourd. Le Sénat notait qu'environ 10 % du débit du Rhône est aujourd'hui prélevé, tous usages confondus ; avec une baisse de 30 % du débit attendue dans la seconde moitié du siècle, un tel niveau de prélèvement cesserait d'être soutenable. On l'a déjà vu en 2019, quand 6 gigawatts de capacités nucléaires, soit 10 % du parc, ont dû être arrêtés pour protéger les écosystèmes aquatiques. Le barrage, l'irrigant, la centrale et le robinet tirent sur la même corde. Ce sont les tensions décrites autour du stress hydrique des nappes et des rivières.
L'Europe coupée en deux#
À l'échelle du continent, le tableau se nuance encore. L'étude PESETA IV de la Commission européenne dessine une fracture nord-sud : au nord, une eau plus abondante devrait accroître la production hydraulique, avec un bénéfice de l'ordre de 1,3 milliard d'euros par an à +3 °C ; au sud, la baisse de disponibilité en eau réduirait la production hydraulique et nucléaire, surtout l'été, pour un surcoût d'environ 0,9 milliard d'euros par an. La France, à cheval sur cette ligne de partage, pourrait connaître les deux réalités selon ses bassins, et c'est peut-être là que réside sa singularité. Les projections de sécheresses extrêmes laissent penser que le sud pèsera de plus en plus lourd dans l'équation.
Stocker l'eau, stocker l'électricité#
Face à ces aléas, la France dispose d'un atout discret : six stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), qui totalisent environ 5 gigawatts et 103,5 gigawattheures de stockage. La plus puissante, Grand'Maison en Isère (1 790 mégawatts), reste la première d'Europe. Ces installations pompent l'eau vers un bassin haut quand l'électricité est abondante, la turbinent quand elle manque : une batterie à l'échelle d'une vallée.
Le potentiel existe. La Commission européenne estime possible d'ajouter environ 4 000 gigawattheures de capacité, et la programmation énergétique vise 1,5 gigawatt de nouvelles STEP entre 2030 et 2035. Mais sur le terrain, aucun nouveau projet n'a été officiellement lancé par EDF depuis 2019, freiné par l'incertitude sur le renouvellement des concessions hydroélectriques. Le coût, pourtant, reste compétitif : de 37 à 166 euros hors taxe le mégawattheure pour une installation neuve, de 62 à 130 pour une rénovation.
Reste une question que les données, malgré leur abondance, ne tranchent pas, et j'avoue avoir du mal à la trancher moi-même. L'hydroélectricité française a traversé la sécheresse de 1976, celle de 2022, et elle produit encore. Faut-il y voir une résilience solide, ou le sursis d'un système calé sur un régime de neige et de pluie qui, lui, ne reviendra pas ? Les données disent seulement ceci : la ressource se fait plus imprévisible, et nos barrages ne savent produire qu'avec l'eau d'hier.
Sources#
- RTE, Bilan électrique 2025
- Label Énergie, chiffres clés du bilan électrique 2025
- France Hydro Électricité, chiffres clés
- ici.fr (France Bleu), barrages EDF de la Dordogne en 2022
- Météo-France, quel climat en France en 2050
- Encyclopédie de l'environnement, manteau neigeux et glaciers alpins
- Sénat, rapport d'information n°511 (2018-2019)
- SDES, prélèvements d'eau douce par usage en 2021
- Commission européenne, JRC PESETA IV (approvisionnement électrique)
- Révolution Énergétique, les STEP en France
- ADEME, hydroélectricité
- Vert.eco, manque d'eau et coupures d'électricité
