En 2025, l’électricité française s’est vendue à prix négatif pendant 513 heures, l’équivalent de trois semaines. Pendant ce temps, 130 TWh de capacité de stockage dorment sous nos pieds, dans les réseaux de gaz et leurs stockages souterrains. Et si le réseau gazier devenait le poumon saisonnier du système électrique ? Notre vision du couplage électricité-gaz, en cinq idées.
1. Prix négatifs : pourquoi deviennent-ils la norme ?
Le 1ᵉʳ mai 2026, entre 13 h et 14 h 30, le prix de gros de l’électricité française est tombé à −498 €/MWh (RTE, éCO2mix). Un record, à comparer à un prix spot moyen d’environ 61 €/MWh sur l’année 2025 (RTE). Ce jour-là, il fallait littéralement payer pour qu’on vous débarrasse de votre électricité, pendant que des éoliennes s’arrêtaient et que des centrales solaires se bridaient. Six mois plus tard, le même système électrique rallumera des centrales au gaz pour passer la pointe du soir.
Ce n’est plus une anecdote. En 2025, la France a compté 513 heures de prix négatifs ou nuls, l’équivalent de 21 jours, environ 6 % de l’année, contre 352 heures en 2024 (RTE, éCO2mix). Nuance utile : si ces épisodes se multiplient, leur profondeur moyenne diminue (−6,5 €/MWh en 2025, contre −10 €/MWh en 2024 et −6,8 €/MWh en 2023 ; RTE). Le phénomène gagne donc davantage en fréquence qu’en intensité.
Pourquoi des prix négatifs ? Sur les marchés de gros, le prix résulte de la confrontation entre l’offre et la demande ; il devient négatif lorsque l’offre excède la demande. Trois mécanismes se combinent. L’électricité, d’abord, se stocke difficilement : non consommée, elle contraint le réseau, et les producteurs préfèrent payer pour écouler leur production. Ensuite, certaines centrales ne peuvent s’arrêter et redémarrer rapidement qu’à un coût élevé : vendre à perte reste alors plus économique qu’interrompre la production. Enfin, ces situations surviennent aux heures où la demande est la plus faible. Le moteur structurel est connu : l’essor de la production d’énergie décarbonée en France, combiné à une consommation électrique stable et relativement basse.
Trois questions en découlent : quel rôle le gaz peut-il jouer dans le système électrique, notamment lors des périodes de prix négatifs ? Quels leviers de flexibilité le secteur gazier peut-il mobiliser ? Comment les infrastructures gazières peuvent-elles contribuer à la flexibilité du système énergétique ?
2. Et si le stockage manquant existait déjà ?
La France dispose d’environ 130 TWh de capacité de stockage souterrain de gaz (un tiers de la consommation annuelle, soit près de la moitié d’un hiver) répartis dans une quinzaine de sites (source CRE, et opérateurs de stockage). En face, le stockage électrique national représente environ 0,1 TWh, constitué à 99 % du parc de stations de pompage-turbinage (STEP).
Autrement dit : la plus grande batterie de France n’est pas à construire. Elle existe, elle est amortie, elle est sous nos pieds. Le seul problème, c’est qu’aujourd’hui, on ne sait pas y mettre des électrons.
3. Que faire d’un électron qui ne vaut rien ?
Le principe du power-to-gas tient en une phrase : transformer l’électricité excédentaire en molécule, parce que la molécule se stocke, se transporte et se consomme quand on en a besoin. Nous connaissons aujourd’hui deux voies possibles, et qui sont complémentaires.
- La production d’hydrogène par électrolyse de l’eau (rendement d’environ 60 à 70 %), suit une logique de grands hubs industriels (Fos, Le Havre) et de corridors nationaux et européens.
- La production de méthane de synthèse, obtenu en combinant cet hydrogène avec du CO₂ (méthanation, environ 50 à 55 % de rendement sur la chaîne). Ce procédé coûte une vingtaine de points de rendement supplémentaires, mais donne accès en contre partie à 100 % de l’infrastructure existante : les 130 TWh de stockage, les réseaux, les usages. Sa logique est territoriale : co-localiser électrolyseur et méthaneur avec les plus de 800 sites de méthanisation français (ODRE), dont l’épuration du biogaz relâche aujourd’hui un CO₂ biogénique idéal, et s’appuyer sur les stations de rebours qui font déjà remonter le gaz des territoires vers le réseau national (33 en service, une centaine prévue en 2028, source NaTran).
Ce couplage permet au système électrique de posséder des services de flexibilité en escalier : d’abord une charge flexible, l’électrolyseur absorbant les surplus et s’effaçant aux pointes, puis un stock saisonnier via la méthanation. A terme, un retour possible vers l’électron pour les pointes extrêmes via les CCCG. Ce dernier étage affiche cependant un rendement d’aller-retour d’environ 30 %.
4. Pourquoi la filière se heurte-t-elle à un mur ?
Ces ambitions doivent être confrontées au déploiement constaté. La France vise 4,5 GW d’électrolyse en 2030 (objectif révisé depuis les 6,5 GW de la stratégie initiale de 2020) et 8 GW en 2035 (Stratégie nationale hydrogène révisée, avril 2025). Côté déploiement, seulement 50 MW étaient installés fin 2025, soit un pour cent de l’objectif. Quelques 6,7 GW de projets sont annoncés, soit 1,5 fois la cible, mais 4 % seulement ont franchi la décision finale d’investissement, et aucune nouvelle décision n’a été prise en 2025 (France Hydrogène, Baromètre annuel 2025, janv. 2026). L’année 2026 change toutefois d’échelle, avec la mise en service en Normandie du plus grand électrolyseur d’Europe : 200 MW.
Pourquoi ce mur ? Deux causes : des coûts d’investissement environ deux fois supérieurs aux anticipations de 2020 (AIE, Global Hydrogen Review), et un prix de l’électricité qui pèse 60 à 70 % du coût de l’hydrogène (ordre de grandeur filière). S’y ajoute un paradoxe économique qu’il faut nommer : pour amortir son investissement, un électrolyseur doit fonctionner 4 000 à 5 000 heures par an (JRC, European Hydrogen Observatory) ; les heures de « pur surplus » n’en offrent que 400 à 500. L’électrolyseur-tampon, qui ne tournerait que pendant les prix négatifs, est donc une chimère économique.
Cependant, la sortie par le haut existe : la flexibilité n’est pas le modèle d’affaires du power-to-gas, mais sa couche d’optimisation. L’électrolyseur vend de l’hydrogène à aux hubs industriels, portée par les quotas européens : objectif de 42 % d’hydrogène RFNBO d’ici 2030 (directive RED III), et module : il se remplit pendant les creux, s’efface pendant les pointes. La réglementation européenne rendra d’ailleurs ce fonctionnement obligatoire, en imposant dès 2030 une corrélation horaire entre production d’hydrogène et production renouvelable (acte délégué (UE) 2023/1184).
5. Pourquoi l’infrastructure est-elle le nerf de la guerre ?
La valeur de flexibilité du power-to-gas est indissociable des infrastructures de transport et de stockage : sans capacité d’acheminement et d’absorption des molécules produites, elle reste théorique. Or une infrastructure méthanière ou hydrogène requiert une dizaine d’années entre les premières études et la mise en service. Les corridors hydrogène se décident maintenant : conversion de canalisations existantes dans l’Est dès 2029, dorsale française de 850 km à l’horizon 2032, corridor européen H2med, mais le réseau hydrogène national ne sera complet qu’à partir de 2035-2040. D’ici là, les hubs répondront à une consommation locale : l’hydrogène offrira de la flexibilité lors des pics renouvelables sur ces zones.
La voie méthane, elle, n’attend pas : ses réseaux, ses stockages et ses usages existent déjà, et la méthanation territoriale peut s’y raccorder sans délai. C’est le sens de notre séquencement : flexibilité locale par la méthanation dès maintenant, stocks saisonniers territoriaux à l’horizon 2030, flexibilité à l’échelle nationale au-delà de 2035.
Le sujet vous intéresse ?
Parlons-en !
Quels chantiers mener de front, dès maintenant ?
Ce n’est pas une lubie :
- Le besoin est réel et s’installe : surplus de printemps, tensions d’hiver ;
- Les solutions sont démontrées : électrolyse, méthanation, stockage souterrain d’hydrogène, chaque brique a fonctionné en France, sans rupture technologique à attendre ;
- Le chemin se séquence.
Mais la transition ne dépend pas que des technologies. Elle se construit autant dans le cadre réglementaire que dans les infrastructures qui acheminent l’énergie. Trois chantiers doivent avancer ensemble :
- La production, à rentabiliser
- Le verrou est économique, pas technique : l’infrastructure, à engager dès aujourd’hui en convertissant l’existant plutôt qu’en bâtissant à neuf
- La réglementation, à mener en parallèle gaz-électricité, parce que c’est elle qui sécurise la demande et débloque les investissements.
Les trois doivent avancer de front, ou la flexibilité restera un simple potentiel.
Sources :
Rédacteurs : Clara Oliveira, Axel Di Campo
