Station d'interconnexion gazière entre la France et l'Allemagne à Obergailbach. (©NaTran)
La consommation brute de gaz en France a reculé de près de 3% en 2025, selon les dernières données de NaTran (anciennement GRTgaz) publiées ce 28 janvier.
350 TWh en 2025
En 2025, la consommation brute de gaz en France a atteint 350 TWh, contre 361 TWh en 2024. La chute de la consommation gazière en France est « principalement portée par la baisse de consommation des industriels raccordés au réseau de transport, ainsi que par la baisse de consommation des distributions publiques (résidentiel, tertiaire, petite industrie) », indique NaTran.
Cette baisse persistante de la consommation s’explique toutefois « par plusieurs facteurs structurels, pas seulement conjoncturels », souligne Clément Le Roy, responsable du secteur énergie chez Wavestone. « Au premier plan, il y a l’évolution des usages énergétiques dans les bâtiments et l’industrie. Le passage vers des systèmes électriques plus efficaces que les chaudières à gaz, en particulier les pompes à chaleur, contribue à réduire la demande gazière, notamment pour le chauffage et l’eau chaude, qui étaient historiquement des points de consommation dominants pour le gaz. Ce mouvement s’inscrit dans une dynamique plus large de décarbonation des usages et d’électrification de la demande. »
Dans le détail, la consommation des distributions publiques (résidentiel, tertiaire, petite industrie) a atteint 231 TWh en 2025 (environ 66% de la consommation française de gaz), soit 1,8% de moins qu'en 2024. NaTran explique cette baisse tendancielle par les progrès en matière d'efficacité énergétique et par le maintien des efforts de sobriété. Et encore, « l’année 2025 a été plus froide que l’année 2024 sur certains mois d’hiver, en particulier le mois de février, soutenant de plus fortes consommations sur ces périodes »: la consommation « corrigée du climat » est évaluée en baisse de 3,1 % par rapport à 2024 par NaTran.
La consommation des industriels raccordés aux réseaux de transport de gaz a quant à elle chuté de 7% en 2025 (après une légère hausse de 0,8 % en 2024). Une baisse également expliquée par des gains en efficacité énergétique mais surtout par « la pression continue de la concurrence internationale, notamment dans le secteur de la chimie ».
Un risque de hausse progressive des tarifs
La consommation brute de gaz en France a chuté de 18,6% entre 2022 (430 TWh) et 2025 (350 TWh). Face à ce constat, la question centrale de la soutenabilité économique du réseau gazier se pose à nouveau. « Les coûts de transport et de distribution sont en grande partie fixes : lorsque les volumes diminuent, le coût unitaire par MWh transporté augmente mécaniquement. Sans adaptation, cela fait peser un risque de hausse progressive des tarifs pour les consommateurs restants, au premier rang desquels les ménages modestes et certaines industries », souligne Clément Le Roy.
Plusieurs leviers sont alors envisageables. « À court terme, les mécanismes tarifaires peuvent lisser l’impact, en répartissant les coûts dans le temps. À moyen terme, il faudra nécessairement prioriser les investissements, éviter les surcapacités et envisager une réduction ciblée du réseau, notamment dans les zones où les usages gaziers disparaissent ».
Une réflexion européenne sur la mutualisation de certains coûts pourrait également émerger, compte tenu du rôle croissant du transit. En effet, NaTran souligne que le réseau de transport français a acheminé 659 TWh de gaz en 2025, soit 6,3% de plus qu'en 2024, illustrant le rôle de la France dans l’approvisionnement européen.
« Avec ses terminaux GNL, ses capacités de stockage et ses interconnexions vers l’Europe du Nord, de l’Est et du Sud, la France est devenue un point d’entrée majeur du gaz en Europe, dans un contexte de recomposition des flux depuis la réduction des approvisionnements russes », confirme Clément Le Roy. « À moyen terme, même dans un scénario de déclin de la demande européenne, la France pourrait conserver ce rôle, notamment pour gérer les pointes, les aléas climatiques et les tensions géopolitiques », estime d'ailleurs l'analyste.
In fine, l’enjeu est « d’éviter une spirale défavorable : baisse des volumes, hausse des tarifs, nouvelles sorties du gaz, tout en accompagnant la transition énergétique de manière socialement et territorialement acceptable ».
Un « rôle clé » pour l'équilibrage du système électrique
Malgré le recul de la consommation gazière, cette dernière a progressé pour un usage l'an dernier : la production d'électricité. Les centrales à cycle combiné gaz (CCG) ont produit 16,9 TWh en 2025, soit 6,8% de plus qu'en 2024. Une hausse qui s'explique « principalement par une production hydraulique plus faible et une augmentation des exportations d’électricité vers les pays voisins », selon NaTran.
Au-delà de ces facteurs conjoncturels, « le gaz conserve des atouts structurels : flexibilité, rapidité de mise en œuvre et capacité à répondre aux pointes », des caractéristiques qui « restent indispensables dans un système électrique de plus en plus dominé par des moyens intermittents », note Clément Le Roy. Le gaz est ainsi encore appelé à jouer un rôle de « filet de sécurité » pour la stabilité du système électrique.
Une production de biométhane en forte hausse mais encore limitée
Si le gaz a encore un « rôle clé » à jouer pour NaTran, notamment pour l'équilibrage du système électrique, il doit contribuer à la transition bas carbone. Dans cette optique, la progression du biométhane injecté dans les réseaux est observée avec attention.
Avec 802 sites de méthanisation en service sur le territoire en fin d'année, les capacités installées de biométhane s'élevaient à 15,5 TWh, « ce qui conforte la place de leader de la France en Europe », note NaTran. Si la production de ce biométhane a encore augmenté de 17% l'an dernier, elle restait encore limitée à 13,5 TWh en 2025.
Un niveau qui reste « très en deçà du potentiel identifié par les pouvoirs publics », rappelle Clément Le Roy. Dans la PPE2, l’État avait fixé un objectif de l’ordre de 35 à 45 TWh de biométhane injecté à l’horizon 2030, soit un triplement des volumes actuels. Atteindre ces niveaux suppose toutefois de « lever plusieurs freins : cadre économique stable, maîtrise des coûts de soutien, simplification des procédures et maintien de l’acceptabilité locale ». In fine, « le biométhane ne permettra pas de compenser intégralement la baisse du gaz fossile, mais il constitue, conformément à la PPE, un pilier central de la décarbonation des usages gaziers résiduels, en particulier là où l’électrification est plus complexe », résume Clément Le Roy.
