By Emmanuel Fages

Au cours de la dernière décennie, les trajectoires énergétiques européennes et françaises ont été construites sur l’hypothèse d’une réduction rapide et continue du rôle du gaz fossile dans le mix énergétique (Fit for 55 – paquet réglementaire européen pour favoriser la décarbonation - ambitionnant une diminution de 32 à 37% de la consommation de gaz entre 2015 et 2030). Cette vision reposait sur une combinaison de facteurs : accélération attendue de l’électrification des usages, montée en puissance des énergies renouvelables, prolongation puis renouvellement du parc nucléaire, et substitution progressive du gaz fossile par des alternatives bascarbone, en particulier le biogaz et l’hydrogène.

Les événements récents ont, dans un premier temps, semblé conforter cette trajectoire. La guerre en Ukraine, la réduction brutale des flux gaziers russes vers l’Europe et la flambée des prix du gaz en 2022 ont renforcé l’idée d’une sortie accélérée du gaz, perçu à la fois comme un risque géopolitique, un facteur de vulnérabilité économique et une énergie structurellement incompatible avec les objectifs climatiques (émissions directes de l’ordre de 200 à 230 kg CO2/MWh en combustion¹).

Cependant, cette lecture s’est progressivement complexifiée. La normalisation des marchés gaziers internationaux, la montée en puissance rapide du GNL — en particulier nord-américain —, la détente durable des prix par rapport aux niveaux de crise, ainsi que les contraintes pesant sur l’électrification massive des usages ont conduit à une réévaluation du rôle du gaz dans les systèmes énergétiques futurs.

Dans un système énergétique mondial en recomposition, le gaz devrait conserver un rôle structurel plus longtemps que prévu

Dans le contexte actuel d’assouplissement des échéances de la transition énergétique couplé à de forts investissements dans les infrastructures de production de gaz (EUR 1,3 Md par an), un scénario de consommation mondiale de gaz qui reste en croissance devient plausible.

Les scénarios de référence anticipent une consommation mondiale de gaz fossile entre ~2500 Mds m³ / an en 2050² et ~5400 Mds m³ / an³) représentant respectivement une baisse de -1,9% et une hausse de +1,0% p.a. de la consommation de gaz fossile depuis 2023.

Le scénario Roland Berger (4 782 Mds de m³ en 2050, soit +0,7% par an depuis 2023) présente une vision haute de la consommation de gaz, plausible mais non souhaitable (proche du scénario Rystad Energy 2,2° basé sur des émissions de CO2 provoquant un réchauffement climatique de 2,2°C).

Dans notre scénario, la demande de gaz fossile en dehors de l’Europe (notamment en Asie) croît, mais assez lentement, du fait d’une croissance économique moyenne sur la période combinée à l’électrification tendancielle. Cette croissance lente de la demande mondiale, combinée à l’arrivée de nouveaux gisements, contribue à une détente durable des prix du gaz sur les marchés internationaux.

Parallèlement, la transition énergétique en Europe progresse plus lentement qu’anticipé, en raison de remises en cause réglementaires et de retards technologiques. On peut ainsi citer le déploiement limité des pompes à chaleur (PAC), le retard de l’hydrogène vert, des technologies de flexibilité encore coûteuses, la lenteur des investissements réseaux, ou encore les résistances locales au déploiement des renouvelables, par exemple l'éolien ou l’agrivoltaisme.

Cela ne remet pas en cause la baisse attendue à terme des consommations de gaz fossile en Europe: -0,4% par an à 417 Mds de m³ en Europe, -0,3% par an à 26 Mds de m³ en France, mais le rythme en est ralenti, et on pourrait observer une reprise temporaire des consommations européennes d’ici 2035 de l’ordre de +0,9% p.a. entre 2023 et 2035, emmenée en particulier par l’Allemagne.

Dans ce contexte, les flux gaziers mondiaux devraient se réorganiser au profit de l’Amérique du Nord (exportations) et de la zone APAC (importations)

Alors que le monde compte aujourd'hui deux grandes régions importatrices (APAC et Europe) et plusieurs grandes zones exportatrices de gaz fossile (Amérique du Nord, Moyen-Orient, Russie et Afrique), les flux de gaz mondiaux devraient se concentrer à horizon 2050.

L'APAC (incluant notamment Inde et Chine) s'imposera comme la principale zone d'importation mondiale avec 62% des importations (stimulées par la hausse de la demande interne à production constante), attirant des flux de l'ensemble des régions exportatrices.

Inversement, l'Amérique du Nord s'imposera comme la principale région exportatrice avec 44% des exportations (portée par une hausse de la production couplée à des exportations plus limitées du Moyen-Orient).

Cette réorganisation des flux mondiaux se traduira également par une hausse des flux de GNL, avec la construction de nombreux projets de liquéfaction et de regazéification.

L’Europe, souffrant d’une production déclinante (aujourd’hui aux Pays-Bas et au Royaume-Uni et prochainement en Norvège qui a produit 120 mds de m3 en 2025) devra renforcer la part des importations dans la consommation européenne (~70% de la consommation en 2050 vs. ~55% en 2023). Les importations se concentreront autour de son fournisseur principal, l’Amérique du Nord, qui représentera 38% de la consommation européenne en 2050 (vs. 15% en 2023) dépassant même la production locale.

Cette concentration des importations européennes, notamment vers des régions exportant du GNL, réduira drastiquement les flux de gaz intra-européens (166 Mds m3 à 87 Mds m3/an en 2050), chaque région d’importation devenant quasiment autonome. L’Europe centrale et Orientale continuera quant à elle d’importer du gaz qui transite via le Benelux, ses capacités d’importation directe en provenance des pays producteurs (hors Europe et Norvège) restant insuffisantes pour couvrir sa consommation.

En France, les tendances structurelles devraient demeurer, mais selon une trajectoire de transition plus progressive

Le gaz devrait se maintenir à hauteur de 20% du mix énergétique à horizon 2050, porté par une conjonction de facteurs : l’environnement international, sa compétitivité attendue, la difficulté à le remplacer par des alternatives abordables dans certains secteurs industriels, ainsi que la non-réalisation du plein potentiel du biogaz / biométhane en raison d’un surcoût qui demeure élevé pour les industriels, mais difficile à financer par la subvention publique qui ne semble pas le prioriser. Il résistera ainsi mieux que les autres fossiles en occupant un rôle d’énergie de transition.

Malgré un environnement favorable au maintien du gaz, l’électricité s’imposera comme la principale énergie finale du mix énergétique français dans l’ensemble des scénarios envisagés : 39 à 45% de celui-ci en 2050 soit ~730 TWh, tirée par l’électrification des usages à travers l’ensemble des secteurs (bâtiment, industrie, transport, agriculture). Le secteur du bâtiment, bénéficiant de gains d’efficacité énergétique, devrait cependant voir sa consommation électrique diminuer (-0,7% p.a. entre 2023 et 2050).

Cette évolution du mix énergétique s’inscrira, par ailleurs, dans un contexte plus global de baisse de la consommation totale d’énergie, de -0,5% p.a. dans le scénario haut, principalement tirée par la baisse de la consommation dans les transports (-2,8% p.a.) avec l’électrification des moyens de transports, et dans le bâtiment (-0,7% p.a.) portée par les rénovations énergétiques et le développement des PAC. La consommation énergétique de l’industrie devrait quant à elle croître (+2,0% p.a.), du fait de la réindustrialisation française.

En particulier dans le mix électrique, le gaz devrait rester pertinent, bien que de façon plus limitée, comme source d’énergie pilotable à la pointe en conditions défavorables

À l’horizon 2050, avec 53% du mix, les énergies renouvelables dépasseront le nucléaire (quant à lui à 44%), grâce à l’éolien (onshore et offshore), représentant 32% de la production française et le solaire 10%. L’hydraulique devrait se maintenir autour des ~11% de la production d’électricité (investissements pour développer les potentiels restants, notamment STEP). Le gaz ne représentera plus que 3% du mix en 2050 (~20 TWh) contre 8% aujourd’hui (~40 TWh), mais restera nécessaire à la pointe en conditions défavorables (12 GW nécessaires) pour compenser le nucléaire, moins important que prévu initialement (le nucléaire nouveau ne sera mis en service qu’à partir de 2038) et l’indisponibilité des EnR en conditions défavorables.

Dans ce cadre, les trajectoires de prix⁴ de l’électricité et du gaz seront globalement alignées à long terme, malgré l’intensité capitalistique du système électrique

En raison de l’électrification et du renouvellement nécessaire des infrastructures (même en étendant la majorité du parc nucléaire actuel à 60 ans), les investissements à consentir dans le système électrique (production et réseaux) s’élèveront à près de 900 milliards d’Euros d’ici 2050, dont 300 pour le réseau.

Le système gazier ne devrait nécessiter que des investissements 10 fois inférieurs, répartis entre investissements dans le réseau (essentiellement en maintenance) et développement de la production de biogaz (100 TWh en 2050 contre 9 TWh en 2023).

Malgré le niveau d’investissement nécessaire, le coût par MWh de l’électricité ne devrait augmenter que de +1,3% par an d’ici 2050 pour les ménages (hors inflation) atteignant 336 EUR / MWh en 2050. Le prix par MWh pour les entreprises devrait croître de façon similaire aux ménages à +1,4% p.a. sur la période, atteignant 215 EUR / MWh en 2025.

Le coût du gaz devrait également connaître une hausse de +1,4% p.a. sur 2023-2025 (avec une hausse de +2,3% p.a. sur la période 2023-2035) principalement porté par la hausse de la TICGN⁵ (indexée au système d'échange de quotas d'émission de l'Union européenne atteignant 200 EUR /t CO2 en 2050 contre 80 aujourd’hui).

Le coût de la fourniture devrait augmenter de +0,5% p.a. impacté, par deux tendances opposées : pénétration accrue du biogaz dans le mix gazier, à un prix en moyenne plus élevé que le gaz fossile (90 vs. 30 EUR MWh) partiellement compensée par une baisse du prix du gaz fossile (30 EUR / MWh en 2050 contre 38 en 2025).

Conclusion

La trajectoire énergétique française s’inscrit dans un système énergétique mondial dans lequel le gaz devrait conserver un rôle important plus longtemps que prévu. La résilience de la demande mondiale, la détente durable des prix internationaux que nous anticipons et la réorganisation des flux au profit du GNL nord-américain dessinent un environnement dans lequel le gaz restera, à moyen et long terme, abondant et compétitif.

Dans ce contexte, un scénario de consommation mondiale de gaz durablement élevé, bien que non aligné avec les trajectoires climatiques souhaitables, constitue une hypothèse de travail crédible pour analyser les équilibres énergétiques européens et français.

Pour la France, cette configuration ne remet pas en cause la baisse tendancielle des consommations de gaz fossile, la pénétration du gaz renouvelable (biogaz) comme vecteur de décarbonation au potentiel important, et la montée en puissance de l’électricité comme énergie finale dominante. Malgré l’ampleur des investissements requis pour le développement du système électrique et les prix modérés du gaz fossile, les prix finaux de l’électricité et du gaz croissent à moyen et long terme de façon parallèle dans notre projection (environ +1,4% p.a. hors inflation), ce qui préserve l’intérêt économique de l’électrification et en soutient le déploiement dans les usages finaux.