Entrée au comité exécutif d’EDF à l’été 2025, Emmanuelle Verger incarne la nouvelle priorité du groupe pour l’hydroélectricité. Face aux enjeux de flexibilité du système électrique et au développement des énergies intermittentes, elle dévoile une stratégie ambitieuse de relance du parc hydraulique français.

Décideurs. Depuis l’été 2025, vous avez intégré le comex du groupe, dont le PDG Bernard Fontana affiche de grandes ambitions pour l’hydraulique. Qu’est-ce que cela change pour vos équipes ?

Emmanuelle Verger. C’est le signe que l’hydroélectricité est placée en haut des priorités du groupe, aux côtés du nucléaire. Concrètement, cela amène de la fluidité dans le fonctionnement avec notre PDG, du dynamisme dans la prise de décision et montre en interne comme en externe à quel point l’hydroélectricité est devenue une énergie d’avenir. Cela s’accompagne d’une relance des investissements de maintenance et de développement, dès lors que la réforme du régime juridique des concessions aura abouti.

Vous avez participé à la construction du modèle EPR en Chine et dirigé la division combustible nucléaire du groupe : quelles synergies peuvent s’envisager entre le nucléaire et l’hydraulique ?

Ces deux moyens de production sont extrêmement complémentaires depuis les années 1980. Durant la construction du parc nucléaire, les investissements dans l’hydraulique étaient également importants, avec le lancement des dernières grandes installations en date, notamment des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) comme Grand’Maison, en Isère [photo ci-dessous, ndlr]. Mise en service en 1987, il s’agit de la plus grande centrale hydroélectrique de France, avec une puissance de 1800 mégawatts.

Il fallait alors disposer d’un maximum de flexibilité pour accompagner le parc nucléaire. L’hydroélectricité apporte de la flexibilité en modulant très rapidement sa production à la hausse comme à la baisse pour accommoder les variations de demande d’électricité, qui ne se stocke pas. Aujourd’hui, cela redevient absolument primordial de développer cette capacité de flexibilité compte tenu du développement des énergies renouvelables intermittentes comme le solaire et l’éolien.

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EDF prévoit d’augmenter de 20 % la capacité du parc hydraulique pour atteindre 24 gigawatts. De quels leviers disposez-vous pour y parvenir ?

Il reste du potentiel hydroélectrique en France ! Le parc d’EDF représente 20 gigawatts installés, soit l’équivalent de 20 tranches nucléaires dispatchées sur environ 600 barrages et 400 usines. Plusieurs installations ont encore du potentiel d’augmentation de puissance. Selon notre estimation, cette manne inexploitée représente près de 500 mégawatts.

Nous avons également identifié un potentiel de 1,5 GW de STEP qui pourrait être mis en service à horizon 2035, et de 2 GW au-delà. Pour rappel, une telle station fonctionne avec deux lacs à deux altitudes différentes. Quand il y a trop d’électricité sur le système, elle est utilisée pour remonter l’eau dans le lac du haut. Inversement, en cas de besoin d’électricité, en produire permet d’en faire descendre dans le lac du bas. C’est comme une batterie géante. Lors d’une journée typique, l’eau remonte l’après-midi et redescend à la tombée du jour, quand la consommation est encore importante, mais qu’il n’y a plus de soleil pour alimenter le photovoltaïque.

Nous avons la possibilité d’augmenter la puissance de STEP à partir d’installations existantes et, pour des raisons d’acceptabilité comme d’impact environnemental, cette solution est privilégiée en priorité. Dans d’autres configurations, des lacs existants situés à des altitudes différentes peuvent être reliés entre eux pour former des STEP. Il y a donc là aussi du potentiel pour maximiser la flexibilité du réseau. L’objectif est d’aller chercher les actifs flexibles dont le système électrique a besoin.

Pourquoi ces pistes d’amélioration n’ont-elles pas été mises en place plus tôt ?

Le régime des concessions hydroélectriques, inventé en 1919, est devenu bloquant depuis la fin des années 2000, en particulier depuis qu’une directive européenne a été transposée en droit français en 2015. En raison de ce texte, améliorer l’efficacité, la puissance ou le rendement de nos machines pouvait entraîner la résiliation anticipée des concessions avec réattribution et mise en concurrence.

Ce problème concerne tous les concessionnaires. Aucun n’est donc incité à améliorer ses installations, sachant qu’améliorer la performance risque de causer la perte de la concession. Cette application du droit européen, accompagnée par des mises en demeure, a donc bloqué tout investissement d’amélioration : les concessionnaires se contentent de faire de la maintenance avec remise à l’identique. Voilà pourquoi l’accord de principe entre la France et Bruxelles est une excellente nouvelle : il va permettre à tout le secteur de reprendre le chemin du développement et de l’optimisation. Le parc hydroélectrique français est stratégique aujourd’hui face aux enjeux actuels.

En matière d’acceptabilité, est-il envisageable d’imaginer à l’avenir d’imposantes constructions de barrages sur le territoire français ?

Cela dépendra des enjeux auxquels nous devrons faire face et de ce que les projets apporteront comme solutions. Il y a le sujet du système électrique, mais aussi celui de la gestion de l’eau. Notre objectif aujourd’hui est de maximiser les apports au système électrique avec les actifs existants. Dans la vallée de l’Ain, par exemple, l’ajout d’une pompe d’une puissance d’une vingtaine de mégawatts va permettre de gagner plusieurs centaines de mégawattheures durant les heures où le système électrique est tendu, en maximisant la production avec la même goutte d’eau. Sur un cours d’eau avec plusieurs usines successives cohérentes, nous pouvons turbiner plusieurs fois la même goutte d’eau.

La Durance, rivière du Sud-Est connue pour ses crues, est un excellent exemple : toute goutte d’eau partant de Serre-Ponçon peut être turbinée dans les 2000 mégawatts d’installations disposées sur toute la chaîne. L’autre grand projet est Montézic 2, dans l’Aveyron. Montézic est une STEP existante de 950 mégawatts. Sa puissance peut être augmentée de 450 mégawatts en ajoutant une seconde usine, soit une hausse de 50 % en utilisant les deux bassins existants dès lors que le régime juridique des concessions aura été modifié. Pour ce faire, l’accord de principe annoncé l’été dernier entre la France et la Commission européenne devra être retranscrit dans une loi.

L’hydraulique fait moins débat que l’éolien terrestre ou les centrales photovoltaïques, quitte à rester au second plan dans l’opinion. Au-delà des investissements, y a-t-il un enjeu de pédagogie ?

Le sujet est trop rarement évoqué, en effet, mais cela s’explique en partie par l’incapacité de développement dont nous avons souffert ces dernières années. Le besoin de flexibilité sur les systèmes nous replace au centre du jeu. Le blackout espagnol et portugais d’avril 2025 a démontré le besoin de machines tournantes pour garantir la stabilité du réseau. Grâce à ses machines extrêmement robustes, l’hydroélectricité participe à l’amortissement des variations de charge sur le système de manière remarquable.

Propos recueillis par Alexandre Hervaud