Au 1er septembre 2026, le prix repère du gaz publié par la CRE (Commission de régulation de l’énergie) s’établira à 172 €/MWh TTC contre 163 €/MWh TTC en août 2026, soit une hausse de 5,6 % sur un mois.
Depuis 2021, le prix du kWh TTC de gaz sur la facture des Français (tarif réglementé puis prix repère) a plus que doublé (contre « seulement » +34 % pour l’électricité(1)).
Connaissance des Énergies | Sources : CRE, prix repère de vente de gaz naturel (à partir de juillet 2023) ; barèmes du tarif réglementé de vente Engie (jusqu'en juin 2023).
Rappelons que les factures se décomposent en 3 parties : la fourniture et notamment l’achat du gaz(2), le transport et la distribution en France, et les taxes. Ces 3 composantes représentent, respectivement, environ 40 %, 30 % et 30 % du montant de la facture et évoluent selon des dynamiques spécifiques, comme le prix du marché pour le coût de la fourniture.
Quelle sera la dynamique à l’avenir ? Il est très probable que la hausse se poursuive pour plusieurs raisons.
Un prix de marché du gaz fossile structurellement plus élevé et volatile
Depuis 2021, l’Union européenne a troqué le gaz russe acheminé par gazoduc contre du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) transporté par des navires méthanier. La part de GNL dans l’approvisionnement européen est ainsi passée de 20 % en 2021 à 45 % en 2025(3). L’exposition géopolitique a également évolué : le gaz russe ne représente plus que 15 % des importations (contre 45 % en 2021) alors que le gaz américain a grimpé de 5 % à 25 % sur la même période.
| Trimestre | Russie — gazoducs | Russie — GNL | Norvège | Algérie | Azerbaïdjan | États-Unis — GNL | Autres GNL | Royaume-Uni | Libye | Total |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| T1 2021 | 37,8 | 3,3 | 20,1 | 12,3 | 1,3 | 4,1 | 7,1 | 1,6 | 0,9 | 88,4 |
| T2 2021 | 38,9 | 4,2 | 20,0 | 12,2 | 2,1 | 7,0 | 8,5 | 1,4 | 0,8 | 95,0 |
| T3 2021 | 34,4 | 1,9 | 23,1 | 10,0 | 2,6 | 3,9 | 7,2 | 2,0 | 0,8 | 85,9 |
| T4 2021 | 32,7 | 3,9 | 23,3 | 10,8 | 2,8 | 6,0 | 8,4 | 3,4 | 0,8 | 92,1 |
| T1 2022 | 26,4 | 5,1 | 23,4 | 10,0 | 2,7 | 14,1 | 9,1 | 3,5 | 0,5 | 94,9 |
| T2 2022 | 22,0 | 4,7 | 24,0 | 10,2 | 3,1 | 14,9 | 10,3 | 8,2 | 0,7 | 98,0 |
| T3 2022 | 9,6 | 4,2 | 25,1 | 10,0 | 3,1 | 13,2 | 11,4 | 8,2 | 0,6 | 85,4 |
| T4 2022 | 6,8 | 4,6 | 25,0 | 10,8 | 3,3 | 12,6 | 13,7 | 6,4 | 0,9 | 84,1 |
| T1 2023 | 5,5 | 5,0 | 24,7 | 9,1 | 3,1 | 14,1 | 10,2 | 4,9 | 0,7 | 77,3 |
| T2 2023 | 5,9 | 4,6 | 23,5 | 11,1 | 3,0 | 16,8 | 10,9 | 6,5 | 0,7 | 83,0 |
| T3 2023 | 7,6 | 5,2 | 22,4 | 12,1 | 3,1 | 18,5 | 11,7 | 3,6 | 0,5 | 84,7 |
| T4 2023 | 8,3 | 4,2 | 25,2 | 10,9 | 3,2 | 17,0 | 8,2 | 3,1 | 0,7 | 80,9 |
| T1 2024 | 7,9 | 6,0 | 25,7 | 9,6 | 3,2 | 16,0 | 5,7 | 1,9 | 0,5 | 76,4 |
| T2 2024 | 8,0 | 5,1 | 25,3 | 11,4 | 3,2 | 12,9 | 6,2 | 3,7 | 0,4 | 76,1 |
| T3 2024 | 8,6 | 4,8 | 23,2 | 9,1 | 2,9 | 9,8 | 5,8 | 5,2 | 0,2 | 69,5 |
| T4 2024 | 8,7 | 5,4 | 24,9 | 11,3 | 3,4 | 12,7 | 7,1 | 2,0 | 0,3 | 75,9 |
| T1 2025 | 4,5 | 5,5 | 23,6 | 9,8 | 2,8 | 18,4 | 8,1 | 1,9 | 0,2 | 74,9 |
| T2 2025 | 3,8 | 5,6 | 24,4 | 10,3 | 3,1 | 22,3 | 7,7 | 4,5 | 0,3 | 81,9 |
| T3 2025 | 4,7 | 3,4 | 23,9 | 8,9 | 3,2 | 20,5 | 5,9 | 5,1 | 0,1 | 75,9 |
| T4 2025 | 5,1 | 5,4 | 25,3 | 9,6 | 3,3 | 21,7 | 7,8 | 2,5 | 0,3 | 80,9 |
| T1 2026 | 5,0 | 6,6 | 25,2 | 9,8 | 3,0 | 22,9 | 6,4 | 2,6 | 0,1 | 81,6 |
| T2 2026 | 3,8 | 6,7 | 25,1 | 10,8 | 3,1 | 21,0 | 3,8 | 4,1 | 0,1 | 78,3 |
Connaissance des Énergies | Source : Commission européenne, DG Énergie (importations de gaz naturel par origine).
Deux conséquences. Premièrement, liquéfier, transporter par bateau à −160 °C puis regazéifier exige des infrastructures lourdes et d’immenses quantités d’énergie. Produire et acheminer du GNL américain coûte structurellement 30 % à 50 % plus cher que du gaz russe. Deuxièmement, qui dit GNL dit marché mondial où l'Europe est en compétition directe avec l'Asie. Le moindre coup de froid hivernal ou choc géopolitique tend immédiatement les marchés et rend le prix très volatile.
En 2022, au début de la guerre en Ukraine, les prix ont atteint à plusieurs reprises des pics à plus de 100 €/MWh. Même si les prix ont rebaissé vers 30-40 €/MWh en 2024-25, ils ne sont jamais revenus aux prix de 2010-2021 qui avoisinaient les 20 €/MWh. 2026 marque un nouveau choc géopolitique – le blocage du détroit d’Ormuz – faisant remonter les prix vers 60 €/MWh en août 2026(4).
Avec des gisements régionaux en déclin (mer du Nord, Russie, Algérie), la part du GNL, et ses impacts associés, est probablement amené à croître(5).
Les objectifs climatiques européens conduiront à renchérir le prix du gaz fossile
Pour chaque kWh de gaz fossile acheté, les ménages français payent une taxe carbone de 44,6 €/tonne de CO₂, gelée depuis la crise des gilets jaunes. Cela correspond à environ 1 centime €/kWh, soit 8 % de la facture de gaz.
En 2028, cette tarification carbone sera étendue à toute l’Europe via un système d’échange de quotas d’émissions (ETS 2)(6). Afin de respecter l’Accord de Paris, ce prix augmentera nécessairement. Selon la commission Quinet par exemple, il faudrait que la valeur tutélaire du carbone s’élève à 300 €/tCO₂ en 2030(7).
L’essor du gaz renouvelable pèse sur la facture
Remplacer du gaz fossile par du biométhane produit localement est bénéfique pour le climat et notre souveraineté énergétique. Néanmoins, son coût de production oscille entre 80 et 110 €/MWh en France, contre 30 à 60 €/MWh(8) pour le gaz fossile. Comme pour l’électricité, l’Etat finance cette production renouvelable via une taxe sur la facture de gaz (l’accise). A noter qu’une partie de ce financement est portée directement par les fournisseurs d’énergie via l’achat de Certificat de Production Biométhane (CPB), qui le répercutent sur le prix de leurs offres.
En 2025, le biométhane ne représentait que 4 % du gaz consommé en France(9). Selon la Programmation Pluriannuelle de l’Energie, cette part pourrait monter à 20 % d’ici 2035(10). Plus cette part augmente, plus le prix de la molécule de gaz converge vers le coût du biométhane, plus élevé que celui du gaz naturel.
A plus long terme, d’autres gaz bas-carbone sont évoqués dans les scénarios de décarbonation(11) pour atteindre un mix gazier 100 % décarboné. Tous ces gaz présentent des coûts de production supérieurs à ceux du biométhane. La logique reste alors la même avec un renchérissement encore plus élevé du prix d’achat de la molécule de gaz.
Par kWh de gaz acheté, les coûts de transport et de distribution vont augmenter
Le réseau de gaz fait face à des investissements majeurs pour intégrer les gaz renouvelables, renouveler le réseau et l’adapter au dérèglement climatique.
En parallèle, la consommation de gaz chute. Elle est passée de 430 TWh en 2022 à 350 TWh en 2025 pour plusieurs raisons. Le choc énergétique en 2022 a conduit à une baisse durable de nos consommations (sobriété) mais également subie (fermeture d’usines, certains ménages qui n’ont pas pu se chauffer). À plus long terme, la tendance reste baissière car la France veut devenir plus souveraine sur le plan énergétique notamment en électrifiant les modes de chauffage via les pompes à chaleur. Aussi, le dérèglement climatique adoucit les hivers et réduit mécaniquement les consommations de gaz pour le chauffage.
Ce ciseau tarifaire ne fait donc que commencer. Même si les coûts totaux d’exploitation(12) du réseau restent fixes, ceux liés aux investissements augmentent quand la consommation baisse. Les consommateurs restants supportent ainsi une part croissante de coûts totaux, eux-mêmes, en augmentation. C’est pourquoi le tarif d'accès aux réseaux de distribution(13) a déjà augmenté de 13 %/an entre 2024 et 2026.
Les associations de consommateurs(14) ont bien identifié ce risque social. Elles craignent que la sortie du gaz ne pèse financièrement que sur les ménages restants, souvent vulnérables car leur faible revenu rend difficile l’investissement dans un mode de chauffage décarboné. Elles questionnent également voire encouragent explicitement une sortie planifiée du gaz pour le chauffage résidentiel en faisant la promotion des pompes à chaleur et des réseaux de chaleurs bas-carbone(15).
Dès lors, réduire la taille du réseau de distribution pour suivre plus ou moins la baisse des consommations parait essentiel. Les besoins en investissement et les coûts d’exploitation s’en trouveraient alors diminués ; ce qui allégerait les factures.
La CRE a récemment exploré cette option. Dans son rapport Avenir des infrastructures gazières à 2050(16), publié en juillet 2026, elle évalue l’impact financier de 3 scénarios de baisse de la consommation de gaz : le scénario GR des gestionnaires des réseaux, et les scénarios S1 et S3 développés par l’ADEME(17).
| Scénario | Coût total des infrastructures gazières | Consommation de gaz totale | Utilisateurs raccordés en distribution |
|---|---|---|---|
| GR Gestionnaires de réseaux | −11 % | −14 % | −9 % |
| S3 ADEME — Technologies vertes | −16 % | −34 % | −26 % |
| S1 ADEME — Génération frugale | −17 % | −56 % | −60 % |
Source : CRE, Avenir des infrastructures gazières à 2050 (juillet 2026).
Dans le cas du scénario le plus bas en termes de consommation (S1), les coûts totaux diminuent moins fortement que le nombre d’utilisateurs raccordés (−17 % vs −60 %). Cela maintient un « ciseau tarifaire » qui contribuerait à une hausse d’environ 3 % par an de la facture de gaz d’un ménage.
De plus, deux limites dans cette étude doivent être soulignées.
Cette évaluation n’est pas réalisée dans une optique de « programmation réelle d’abandon d’ouvrages que ce soit en distribution, stockage ou transport »(18). C’est pourquoi les coûts totaux restent identiques dans les scénarios S3 et S1 alors que dans ce dernier, la baisse du nombre d’utilisateurs raccordés est plus de 2 fois supérieure à celle du S3 !
Aussi, la baisse des consommations pourrait être encore plus forte que celle du S1. Dans la Stratégie Nationale Bas-Carbone française, les volumes de production de gaz renouvelables n’atteignent « que » 110 TWh en 2050 contre plus de 165 TWh dans les scénarios S1, S3 et GR. Cela contraindrait alors fortement la capacité à consommer un gaz souverain et bas-carbone.
Connaissance des Énergies | Source : CRE, Avenir des infrastructures gazières à 2050 (juillet 2026).
Il devient donc urgent d’évaluer un scénario de planification de très forte décrue des volumes de gaz consommés en ciblant les usages les moins prioritaires (comme le chauffage résidentiel) et en déclassant des portions significatives du réseau de distribution de gaz dans une logique d’optimisation économique et de souveraineté globale du système multi-énergies français.
Le gaz profite d’une intenable fiscalité avantageuse par rapport à l’électricité
En France, l’électricité est 2 fois plus taxée que le gaz par kWh. Cette taxe – l’accise – s’élève à 16 €/MWh pour le gaz contre 31 €/MWh pour l’électricité(19). Pourtant, contrairement au gaz largement importé de pays autoritaires (ex : États-Unis, Russie), l’électricité est une énergie majoritairement souveraine et bas-carbone.
Cet écart se retrouve également en moyenne en Europe. C’est pourquoi, face à cette injustice fiscale, la Commission européenne et le gouvernement français envisagent, depuis 2026, de réaligner ces fiscalités(20).
Un cocktail explosif
Périmètre : prix repère, kWh TTC, pour le chauffage. Hypothèses : prix du CO₂ à 100 €/tCO₂ ; biométhane à 20 % du mix en 2035 ; effet ciseau de 3 %/an (scénario S1) ; alignement de la fiscalité à −10 €/MWh pour l'électricité et +10 €/MWh pour le gaz.
Source : graphique réalisé par Alexandre Joly.
Mis bout à bout, l’ensemble de ces facteurs pourrait faire doubler la facture du gaz d’ici 10 ans. L’ère du gaz bon marché est donc très probablement terminée. Alors avant d’installer une chaudière gaz qui va durer 25 ans, faites vos calculs. Une pompe à chaleur est déjà rentabilisée en moins de 10 ans, sans aides. Les solutions sont connues : isolation, réseau de chaleur, géothermie, etc. Aussi, planifier collectivement la décrue des usages gaz sera nécessaire. Et bonne nouvelle : c’est à la fois bénéfique pour le pouvoir d’achat, la souveraineté et le climat.
Sources / Notes
- Évolution du prix de l’électricité, Selectra ;
- Achat du gaz sur les marchés ou via un contrat en gré à gré ainsi que les coûts du fournisseur comme le marketing, les équipes de vente, sa marge, etc. ;
- Commission européenne, Liquefied natural gas ;
- Trading Economics, EU Natural Gas ;
- The Shift Project, Gaz naturel : risques d’approvisionnement de l’Union européenne ;
- Ministère de la Transition écologique, Marchés du carbone — SEQE-UE 2 ;
- Actu-Environnement, sur les travaux de la commission Quinet ;
- Fourchette de prix en 2026 ;
- Natran, bilan gaz 2025 ;
- Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3) ;
- Stratégie Nationale Bas-Carbone, scénarios Transition(s) de l’ADEME ;
- Et de maintenance ;
- Accès des Tiers au Réseau de Distribution (ATRD) ;
- Bureau européen des consommateurs, et Consommation, logement et cadre de vie ;
- BEUC, How to ensure consumers are protected during the gas phase-out ; CLCV, Penser et agir pour la fin du chauffage au gaz ;
- CRE, Avenir des infrastructures gazières à 2050 ;
- S1 => Scénario « Génération frugale » ; S3 => Scénario « Technologies vertes » ; ADEME, Transition(s) 2050 ;
- CRE, Avenir des infrastructures gazières (rapport complet, PDF) ;
- L’accise sur le gaz naturel ;
- Commission européenne, Energy taxation.