La Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a publié le 1er juillet 2026 un nouveau rapport sur l’avenir du réseau de gaz en France et ses infrastructures à l’horizon 2050.
Trois scénarios, un « effet ciseau » tarifaire annoncé, et des zones du territoire identifiées comme prioritaires…
Voici ce que les entreprises consommatrices de gaz doivent en retenir.
Ce qu’il faut retenir
– Trois scénarios de consommation : la CRE anticipe une baisse de la demande de gaz d’ici 2050, d’une décroissance modérée (scénario GR) à une décroissance rapide (scénario S1 ADEME).
– Un effet ciseau tarifaire : les charges liées aux infrastructures baissent moins vite que la consommation et le nombre de clients raccordés, ce qui pourrait faire augmenter le tarif de réseau moyen de +0,2 % à +3,5 % par an hors inflation selon les scénarios.
– Un enjeu de territoire : environ 2 000 communes (6,8 millions de consommateurs) sont identifiées comme ayant durablement besoin du réseau gazier ; d’autres pourraient voir leur desserte remise en question.
– Un verdissement du gaz en cours : la PPE3 fixe un objectif de 44 TWh de biométhane injecté dans le réseau en 2030, porté notamment par le mécanisme des Certificats de Production de Biogaz (CPB).
Sources : Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), communiqué du 1er juillet 2026 — « Avenir des infrastructures gazières à 2050 ».
- Avenir des infrastructures gazières à 2050 | CRE
- Communiqué de presse | Avenir des infrastructures gazières à 2050 : la Commission de régulation de l’énergie évalue les coûts des infrastructures nécessaires en 2050 et l’impact sur le tarif de réseau
Pourquoi la CRE réévalue l’avenir du réseau de gaz
Ce rapport s’inscrit dans l’objectif de neutralité carbone à 2050. Ce dernier a été fixé par la Stratégie Nationale Bas-Carbone (SNBC 3), et dans les orientations de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE3), publiée en février 2026.
Pour le secteur gazier, cette trajectoire repose sur trois piliers :
- la sobriété,
- le développement des gaz renouvelables et bas-carbone,
- et l’électrification d’une partie des usages actuellement au gaz.
La CRE avait déjà étudié ce sujet en 2023. Il concluait que la grande majorité des infrastructures gazières resterait nécessaire au fonctionnement du système. Et ce, quel que soit le scénario retenu, avec un coût réparti sur un nombre plus restreint de consommateurs.
Le rapport de juillet 2026 chiffre précisément cet effet pour la première fois.
Cette évolution du réseau de gaz naturel a une conséquence directe sur les entreprises raccordées : elle influence à la fois le niveau futur des tarifs d’accès au réseau et la pérennité de la desserte selon les territoires.
Les 3 scénarios de décroissance de la consommation de gaz
La CRE a construit son analyse sur trois scénarios de baisse de la consommation à 2050. Ils sont tous compatibles avec l’objectif de neutralité carbone.
La CRE précise qu’elle ne se prononce pas sur la probabilité de réalisation de chacun de ces scénarios. Ils ne doivent pas être lus comme des prévisions. Comprenez-les comme un champ des possibles auquel le cadre de régulation doit pouvoir s’adapter.
| Évolution 2025-2050 | Coût total des infrastructures | Consommation de gaz | Clients raccordés en distribution |
|---|---|---|---|
| Scénario GR (décroissance modérée) | -11 % | -14 % | -9 % |
| Scénario S3 ADEME (décroissance intermédiaire) | -16 % | -34 % | -26 % |
| Scénario S1 ADEME (décroissance rapide) | -17 % | -56 % | -60 % |
Dans les trois cas, le coût des infrastructures baisse beaucoup moins vite que la consommation et le nombre de clients raccordés.
C’est précisément ce décalage qui produit l’effet ciseau tarifaire.
L’effet ciseau tarifaire : parle-t-on de hausse pour les entreprises raccordées au gaz ?
Parce que le nombre d’actifs réellement libérables reste limité, et que le scénario de décroissance rapide génère des coûts de démantèlement supplémentaires, la baisse des charges ne suit pas celle de la consommation.
Selon les scénarios citées ci-dessus, la CRE évalue l’évolution du tarif de réseau moyen pour les clients en distribution :
- Scénario GR : +0,2 % par an hors inflation jusqu’en 2050
- Scénario S3 ADEME : +1,4 % par an hors inflation jusqu’en 2050
- Scénario S1 ADEME : +3,5 % par an hors inflation jusqu’en 2050
À titre de repère, les tarifs de réseau représentent aujourd’hui environ un tiers de la facture globale de gaz.
Ces réflexions ne sont pas figées : la CRE identifie plusieurs pistes d’évolution du cadre régulatoire, parmi lesquelles la répartition des charges entre consommateurs actuels et futurs, ou l’anticipation de certaines dépenses. Ces pistes seront discutées lors des prochaines discussions tarifaires sur le gaz, qui s’ouvriront en 2027 pour une décision attendue début 2028.
Verdissement du réseau : biométhane, CPB et nouveaux contrats d’achat
En parallèle de la baisse des volumes, le gaz distribué se décarbone progressivement.
La PPE3 fixe un objectif de 44 TWh de biométhane injecté dans le réseau en 2030, contre environ 15,6 TWh fin 2025 : soit près d’un triplement de la capacité actuelle.
Ce développement s’appuie notamment sur le mécanisme des Certificats de Production de Biogaz (CPB), récemment prolongé jusqu’en 2041, qui oblige progressivement les fournisseurs à valoriser une part croissante de biométhane dans leur approvisionnement.
Ce mécanisme s’accompagne du développement des contrats de type Biogaz Purchase Agreement, qui permettent aux entreprises de sécuriser une visibilité de prix à long terme sur leur approvisionnement en gaz renouvelable sur le même principe que les PPA électriques.
Quels risques et opportunités pour les entreprises consommatrices de gaz ?
Risques :
- Une hausse progressive mais durable du tarif d’accès au réseau, qui pourrait s’accélérer si la consommation baisse plus vite qu’anticipé
- Une incertitude sur la pérennité de la desserte dans certaines zones isolées ou en bout de réseau
- Un coût de production plus élevé pour les gaz renouvelables que pour le gaz fossile historique, avec un impact possible sur les prix d’achat
Opportunités :
- La possibilité de décarboner ses process via le biométhane sans changer radicalement ses équipements existants
- Une meilleure visibilité sur les prix à long terme grâce aux contrats d’achat de type Biogaz Purchase Agreement
- Un signal clair pour anticiper, dès aujourd’hui, sa stratégie d’achat d’énergie plutôt que de la subir
Comment anticiper ces évolutions dans votre stratégie d’achat d’énergie ?
Les entreprises fortement consommatrices de gaz comme les industries, le secteur tertiaire chauffé au gaz, ou ceux soumis aux process nécessitant une haute température ont intérêt à intégrer dès maintenant ces perspectives dans leur stratégie de renouvellement de contrat : arbitrage entre prix fixe et prix indexé, la part de gaz vert à intégrer, ou anticipation du calendrier tarifaire 2027-2028.
C’est le phénomène par lequel les charges liées aux infrastructures gazières baissent moins vite que la consommation et le nombre de clients raccordés, ce qui entraîne mécaniquement une hausse du tarif de réseau supporté par chaque client restant.
Non. La CRE anticipe un réseau plus restreint mais toujours présent, desservant les zones où un usage durable du gaz est identifié (production bas-carbone, usages industriels, réseaux de chaleur).
Parce que le nombre d’actifs réellement libérables reste limité et que certains coûts de démantèlement apparaissent dans les scénarios de décroissance rapide, alors que la base de clients qui finance ces coûts diminue.
Le tarif de réseau couvre le transport et la distribution du gaz jusqu’au client ; il représente environ un tiers de la facture globale. Le prix du gaz lui-même (matière première) est fixé par le marché et négocié via le contrat de fourniture.
Un mécanisme de soutien qui oblige progressivement les fournisseurs à valoriser une part croissante de biométhane dans leur portefeuille d’approvisionnement, en complément des dispositifs budgétaires classiques.
Cela dépend de la localisation et de l’usage. La grille des 4 critères de la CRE permet d’identifier si votre zone est concernée par un maintien durable du réseau ou par un risque de repli à moyen terme.
44 TWh de biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel d’ici 2030, contre environ 15,6 TWh fin 2025.
Les prochaines discussions tarifaires s’ouvriront en 2027, pour une décision attendue début 2028.
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