Entre disponibilité et protection du climat

Le gaz naturel ne sera pas facile à remplacer, même au-delà de 2050. Cette source d’énergie devrait rester longtemps abondante et bon marché et satisfaire une forte demande.

Spencer Dale a été jusqu’à fin 2025 l’économiste en chef du groupe énergétique BP et un analyste remarquable des marchés énergétiques mondiaux. Lors de la présentation annuelle du BP Energy Outlook, on pouvait parfois le voir réfléchir en direct. Cela valait aussi pour son évaluation de l’évolution future de la demande mondiale de gaz. Pour le pétrole et le charbon, BP prévoyait déjà en 2023 un recul continu de la demande à partir de l’année de référence. Mais pour le gaz – expliquait Dale lors de la présentation de l’Outlook en 2023 – la demande future était plus difficile à prévoir que pour les autres combustibles fossiles.

Paradiesische Zeiten für Gasverbraucher.
Clara Dupré für die Weltwoche

Dans le scénario de statu quo, qui prolonge les évolutions actuelles de la politique énergétique, le plateau de la demande ne serait atteint qu’en 2050. Depuis 2023, BP a certes adapté et actualisé les scénarios, mais le résultat fondamental reste inchangé. Le « peak oil demand » est également atteint en 2030 dans le scénario de statu quo actuel, tandis que pour le gaz naturel, ce n’est qu’en 2045 que ce point est atteint dans ce scénario (voir graphique). Fait tout à fait remarquable: selon les modèles des économistes de BP, la demande mondiale de gaz naturel en 2050 représentera encore 75 pour cent de la demande de l’an 2000. Pour le pétrole brut, ce taux est inférieur à 50 pour cent.

 

Disponible et attractif

D’où vient l’attrait du gaz naturel? La croissance future de la demande se produira vraisemblablement surtout dans les pays asiatiques, portée par la Chine et l’Inde, ainsi qu’au Moyen-Orient. Le gaz naturel est principalement nécessaire dans l’industrie comme source d’énergie et comme matière première, s’y ajoute la demande pour la production d’électricité. Le gaz naturel assure une production d’électricité pilotable et est nettement moins émetteur de CO2 que le charbon. Dans les économies développées comme l’Europe, on s’attend certes en général à un recul de la demande de gaz, mais les discussions actuelles, y compris au sein de l’UE, montrent à quel point il est difficile de remplacer le gaz naturel et surtout quels coûts macroéconomiques supplémentaires cela implique. Nous y reviendrons plus tard.

L’attrait du gaz naturel tient aussi au fait que cette ressource est abondamment disponible à l’échelle mondiale. Fatih Birol, le directeur exécutif de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), a présenté à la mi-novembre 2025 le World Energy Outlook annuel en mettant notamment en avant deux messages centraux fondamentalement contradictoires: l’ère de l’électricité a commencé, la demande d’électricité, y compris pour les usages finaux, augmente de plus en plus fortement – c’était le premier message. Le monde sera inondé de GNL supplémentaire d’ici 2030 – tel était le deuxième message. L’AIE prévoit entre 2025 et 2030 une augmentation de l’offre mondiale de GNL de 300 milliards de mètres cubes par an. Cela correspond presque à la consommation de gaz naturel de l’UE en 2024. Ainsi, la disparition des volumes d’exportation de gaz russe par gazoduc depuis 2022, d’environ 150 milliards de mètres cubes par an, sera alors largement plus que compensée.

La plus grande partie de cette forte hausse proviendra de deux pays: les États-Unis et le Qatar. Aux États-Unis, des capacités d’exportation supplémentaires d’environ 150 milliards de mètres cubes seront créées d’ici 2030. Les projets correspondants de différents opérateurs sont en cours de construction. Selon les évaluations précédentes des analystes, le gaz naturel nécessaire pour faire tourner ces projets d’exportation à plein régime est disponible en quantité suffisante dans les différentes formations de shale gas aux États-Unis. Le Qatar augmentera nettement la production de ses grands gisements offshore et portera ses exportations à près de 80 milliards de mètres cubes supplémentaires d’ici 2030.

 

Des niveaux de prix comme avant la crise

Comme la demande mondiale augmentera vraisemblablement moins vite que l’offre au cours des prochaines années, une pression s’exerce déjà sur les prix du gaz. Bien que de vastes régions de l’Europe aient connu un temps hivernal froid début janvier, les prix sur le marché spot du gaz au principal hub de négoce du continent, le TTF néerlandais, restent à un niveau inférieur à 30 euros par mégawattheure (MWh). Début janvier 2025, on payait encore autour de 50 euros/MWh. Ainsi, dès cet hiver, on a de nouveau atteint des niveaux de prix qui avaient déjà été observés avant la crise gazière, qui a en fait commencé en octobre 2021.

Sur le marché à terme également, qui est pertinent pour les anticipations de prix à plus long terme, on retrouve des prix qui ne sont pas totalement inconnus des observateurs de marché de longue date. Pour l’année civile 2029, le prix au TTF n’était que d’environ 23 euros/MWh début janvier. Là aussi, la comparaison avec la crise: au plus fort de la « crise gazière », avec l’arrêt complet des livraisons de gaz russe via le gazoduc Nord Stream fin août 2022, le prix pour l’année civile 2023 dépassait 300 euros/MWh.

Dans son World Energy Outlook actuel, l’AIE prévoit pour l’Europe, à long terme – donc encore en 2050 – des prix du gaz qui, dans deux scénarios sur trois, se situent en dessous du niveau actuel. Dans le scénario conservateur de statu quo, les prix du gaz naturel atteindront environ 26 euros/MWh en 2035 et augmenteront légèrement au-dessus de 30 euros/MWh d’ici 2050. Au vu des turbulences des prix du gaz entre 2022 et 2024, cela ressemble presque à des temps paradisiaques pour les consommateurs de gaz.

 

Qu’en est-il de la sortie du gaz?

Sous l’angle de la politique climatique, le tableau est nettement moins paradisiaque. Le gaz naturel est une source d’énergie fossile. Dans des États ou des groupements d’États comme l’UE, qui veulent atteindre la neutralité climatique en 2045 ou 2050, la demande de gaz naturel doit être massivement réduite dans les années à venir. Toutefois, le scepticisme grandit quant au fait que cela soit réellement possible rapidement et surtout sans effets négatifs graves sur l’accessibilité financière de l’énergie.

Le défi est de taille. En 2024, les États membres de l’UE ont consommé au total 330 milliards de mètres cubes de gaz naturel, soit tout de même une baisse d’environ 20 pour cent par rapport à 2021, l’année de la consommation de gaz la plus élevée de l’histoire de l’UE. Il reste toutefois incertain dans quelle mesure ce recul est dû à un changement de vecteur énergétique. Une consommation plus faible en raison des prix élevés de l’énergie, les délocalisations et les fermetures d’entreprises industrielles sont d’autres facteurs expliquant la baisse de la demande.

Mais du point de vue de la politique énergétique et climatique, la sortie du gaz était en principe tracée dans l’UE. Sur le marché de la chaleur, ce sont surtout les pompes à chaleur électriques ainsi que les réseaux de chaleur urbains et de proximité alimentés par des sources de chaleur décarbonées qui doivent se substituer au gaz naturel. Dans le secteur industriel, ce sont également des systèmes basés sur l’électricité qui doivent être utilisés et, là où cela n’est pas possible en raison de procédés à haute température ou de l’utilisation du gaz naturel comme matière première, l’hydrogène vert était considéré comme l’alternative de choix.

Parallèlement, la hausse des prix du CO2, qui renchérissent les émissions de CO2 du gaz naturel, devait, avec des prix élevés du gaz, inciter à la sortie du gaz. Cette stratégie se trouve sous pression à plusieurs égards, non seulement en raison des prix du gaz vraisemblablement plutôt en baisse:

_ Les pompes à chaleur sont certes de plus en plus le système de chauffage privilégié, surtout dans les maisons individuelles ou bifamiliales, mais uniquement dans ce segment. Elles ont ainsi pratiquement totalement supplanté le gaz naturel dans les constructions neuves en Allemagne.

_ L’extension des réseaux de chaleur urbaine progresse lentement. La chaleur urbaine est un marché monopolistique. Les discussions sur la structure et le niveau des prix se multiplient, du moins en Allemagne.

_ Dans le secteur industriel, le développement du marché de l’hydrogène est nettement plus lent qu’espéré et attendu il y a quelques années. Une nette désillusion règne quant aux réductions de coûts possibles pour la production d’hydrogène vert, c’est-à-dire d’hydrogène produit par électrolyse à partir d’électricité issue de sources renouvelables. L’agence européenne de régulation ACER l’a documenté début décembre 2025 dans un rapport sur les marchés européens de l’hydrogène.

_ Peut-être le facteur le plus important: la volonté politique de tolérer une forte hausse des prix du CO2 diminue nettement en Europe. Le lancement de l’ETS 2 (European Trading System) a été repoussé d’un an, à début 2028, en novembre 2025, sous la pression de plusieurs États membres de l’UE mais aussi du Parlement européen. Avec l’ETS 2, les secteurs du bâtiment, du transport routier et de la petite industrie sont intégrés dans un système d’échange de quotas d’émission. De nombreux analystes attendaient déjà pour 2030 des prix de 150 ou 200 euros/t, voire plus. 200 euros/t signifient une charge supplémentaire d’environ 40 euros/MWh sur le prix du gaz.

_ Mais même pour l’ETS 1, le système d’échange de quotas d’émission déjà établi pour le secteur de l’énergie et la grande industrie, des discussions ont lieu. À partir de 2026, l’allocation gratuite de certificats pour l’industrie sera progressivement supprimée. En 2039, plus aucun certificat ne doit être alloué gratuitement. L’industrie doit être protégée de la concurrence de produits provenant de pays tiers, fabriqués sans charges CO2 équivalentes, par un mécanisme d’ajustement carbone aux frontières, le CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism). Même les plus grands optimistes croient à peine que le CBAM puisse réellement fonctionner, c’est pourquoi de nombreuses entreprises industrielles réclament avec insistance une prolongation de l’allocation gratuite de certificats.

Ces facteurs devraient faire en sorte que la sortie du gaz naturel prenne plus de temps que ce qu’avaient envisagé la Commission européenne et plusieurs États membres. La nécessité de sortir du gaz naturel, ou du moins de réduire nettement la demande, n’est pas fondamentalement remise en question par l’évolution du cadre général. Le gaz naturel n’est pas une source d’énergie exempte de CO2.

Une baisse de la demande entraînera en outre une hausse des tarifs d’utilisation des réseaux, un facteur qui – comme le montrent plusieurs études – n’est pas négligeable. Et comme l’offre supplémentaire provient de régions d’où le gaz naturel est transporté sous forme liquéfiée (GNL) par navire, le marché est mondial. L’offre, la demande et les prix sont influencés par différentes évolutions à l’échelle mondiale.

Ce que cela peut signifier est également apparu clairement sur les marchés européens du gaz en juin 2025. Lors de la brève attaque d’Israël, soutenu par les États-Unis, contre l’Iran, la crainte a immédiatement surgi que l’Iran puisse fermer le détroit d’Hormuz. Tout le GNL en provenance du Qatar doit transiter par ce détroit. Cette inquiétude a aussitôt fait grimper les prix du gaz sur les places de négoce européennes. L’UE elle-même peut aussi, avec de bonnes intentions, générer des risques de prix. Depuis juillet 2024, le règlement européen sur le méthane est en vigueur; il impose notamment aux entreprises de l’UE du secteur du gaz naturel des obligations de mesure, de surveillance et de réduction des émissions de méthane. C’est une approche fondamentalement juste, car le méthane est un gaz à effet de serre très puissant et la réduction des émissions de méthane améliore le bilan environnemental du gaz naturel.

 

Abondant et bon marché

À partir de 2027, les importateurs de gaz de l’UE devront prouver que les producteurs étrangers auprès desquels ils s’approvisionnent respectent les normes fixées par le règlement et applicables également dans l’UE. Une tâche presque impossible, sans parler du fait que les pays producteurs ne veulent pas se voir imposer des normes par l’UE. Le règlement suscite des irritations, notamment dans les relations avec les États-Unis, principal fournisseur de GNL de l’Europe.

Conclusion: le gaz naturel sera vraisemblablement, dans les années à venir, de nouveau une source d’énergie abondamment disponible et relativement bon marché. Dans certaines régions du monde, la demande continuera probablement de croître à long terme. En Europe, la tendance fondamentale à réduire l’utilisation du gaz naturel pour des raisons de protection du climat se poursuivra, mais la trajectoire de sortie pourrait être plus longue. De nombreux fournisseurs de gaz partagent ce point de vue. La possibilité de substituer le gaz naturel par du biométhane fait donc l’objet de discussions plus intenses. Le biométhane est lui aussi nettement plus cher que le gaz naturel, mais nettement moins coûteux que l’hydrogène. Il permet de continuer à utiliser l’infrastructure gazière existante. Les potentiels disponibles font l’objet de débats controversés. Certains États membres de l’UE comme la France, l’Italie, le Danemark ou les Pays-Bas soutiennent fortement son utilisation.