Dans une note publiée en novembre, la Direction générale du Trésor décrit les deux faces d’une même transition : électrifier les usages d’un côté, démonter le réseau gazier de l’autre. Le second volet est le moins commenté et le plus explosif. Plus de 200 000 kilomètres de canalisations de distribution, onze millions de consommateurs raccordés, des coûts très majoritairement fixes — et un tarif de réseau qui pourrait plus que doubler d’ici 2050, au-delà de l’inflation, en pesant sur ceux qui ne pourront pas partir.
Signée Pauline Marc-Tudor et Jacques de Saint Pierre, la note Trésor-Éco n°410 part d’un constat qui résume la situation énergétique française. Le pays dispose d’une électricité abondante, bas-carbone et compétitive — en 2025, les centrales à gaz n’ont déterminé le prix de l’électricité que 9 % du temps en France, contre environ 43 % dans l’Union européenne. Et pourtant, les énergies fossiles, presque entièrement importées, représentent encore 57 % de sa consommation finale d’énergie.
Le coût de cette dépendance se lit directement dans les comptes extérieurs : 63 milliards d’euros de facture d’importation en 2024, 119 milliards en 2022 au plus fort de la crise des prix. S’y ajoute une exposition aux chocs géopolitiques dont les effets macroéconomiques ont été observés en 2022, puis de nouveau en 2026.
L’électrification avance, mais le taux stagne
Le paradoxe que pointe la note mérite d’être compris, parce qu’il est contre-intuitif.
Les équipements électriques se déploient vite. En France, les pompes à chaleur représentent 45 % des ventes de vecteurs de chauffage, et les véhicules électriques 42 % des ventes de voitures particulières neuves en septembre 2026 — davantage que la moyenne de l’Union, à 30 %. Chez les entreprises, qui réalisent plus de la moitié des achats de voitures neuves, la part de l’électrique est passée de 13 % au premier semestre 2024 à 40 % au premier semestre 2026.
Mais le taux d’électrification, c’est-à-dire la part de l’électricité dans la consommation finale d’énergie, ne progresse que lentement : 22,8 % en 2000, 26,5 % en 2024. L’objectif est de 38 % en 2035. La raison est simple : le parc installé se renouvelle à son rythme, et une chaudière fossile dure plus de vingt ans, un équipement industriel jusqu’à trente.
La comparaison internationale est instructive. La Norvège atteint 49 %, la Suède 33 %. Dans ces pays, les pompes à chaleur dépassent 90 % des ventes de systèmes de chauffage, et les véhicules électriques avoisinent 100 % des immatriculations norvégiennes début 2026. Rien de miraculeux là-dedans : des politiques stables depuis les années 1990, une tarification du carbone de 193 euros la tonne dans le bâtiment en Suède et au Danemark — trois fois la moyenne européenne —, et un travail de long terme sur la certification des installateurs et l’information des ménages.
Le Trésor identifie un indicateur décisif, et il est purement économique : le ratio entre le prix de l’électricité et celui du gaz pour les ménages. Là où ce ratio est faible, les pompes à chaleur se vendent ; là où il est élevé, elles ne se vendent pas. La France se situe en position médiane. Ce n’est pas une question de conviction écologique, c’est une question de signal-prix.
Deux autres freins sont nommés. L’achat d’équipements fossiles reste autorisé même là où des alternatives bas-carbone compétitives existent, ce qui crée un risque de verrouillage carbone pour vingt ou trente ans à chaque décision d’investissement. Et le potentiel de flexibilité de la demande — décaler la recharge d’un véhicule ou le fonctionnement d’une pompe à chaleur vers les heures d’abondance solaire — reste largement inexploité, alors qu’il réduirait simultanément les factures et le coût du système.
Le vrai sujet : l’effet ciseaux sur le réseau de distribution
C’est la troisième partie de la note qui mérite l’attention des investisseurs et des financeurs d’infrastructure, et elle décrit un mécanisme que la place commence tout juste à regarder.
La consommation primaire de gaz recule vite : environ 350 TWh en 2025, soit une baisse de 30 % depuis 2018. La programmation pluriannuelle de l’énergie prolonge la tendance, avec 250 à 285 TWh attendus en 2035.
Le gaz bas-carbone ne comblera pas le vide. Le biométhane injecté atteint 15,5 TWh en 2025, soit 3 % de la consommation, et son coût complet médian s’établit autour de 130 euros le MWh contre 35 euros pour le gaz fossile en 2025, hors réseaux et fiscalité. Un facteur quatre qui le disqualifie pour le chauffage résidentiel et le réserve aux usages difficilement électrifiables — le gaz comme matière première industrielle, ou les centrales de pointe.
Or le gaz se distingue des autres énergies fossiles par un point essentiel : il dépend d’un réseau capillaire. Plus de 200 000 kilomètres de distribution, exploités majoritairement par GRDF, desservant onze millions de consommateurs. Et le coût de ces infrastructures est très majoritairement fixe : les charges d’investissement et environ 40 % des charges d’exploitation ne dépendent pas des volumes acheminés.
Le mécanisme s’enclenche de lui-même. Les volumes baissent, les consommateurs partent, les coûts fixes restent. Le tarif unitaire augmente mécaniquement, ce qui incite ceux qui le peuvent à sortir à leur tour.
Ce n’est pas une projection, c’est déjà commencé. Le tarif d’acheminement de distribution a augmenté de 27,5 % au 1er juillet 2024, en grande partie parce que les consommations se sont révélées inférieures aux prévisions, puis de 6,1 % en 2025 et de 5,9 % en 2026. La consommation résidentielle acheminée par GRDF a reculé d’environ 30 % entre 2018 et 2026.
Les ordres de grandeur avancés par la Commission de régulation de l’énergie sont saisissants. Pour une baisse de consommation comprise entre 14 % et 56 % et une perte de 9 % à 60 % des clients, le coût total des infrastructures ne diminuerait que de 11 % à 17 % d’ici 2050. Conséquence : pour un client raccordé en distribution, le tarif progresserait de 0,2 % à 3,5 % par an au-delà de l’inflation — soit plus qu’un doublement à l’horizon 2050.
La comparaison avec l’électricité est éclairante, et le Trésor la formule bien. Le tarif d’utilisation des réseaux électriques augmente lui aussi, d’environ 1 % par an jusqu’en 2040, mais pour financer l’extension d’un réseau porté par une demande croissante : les coûts se diluent sur une base d’utilisateurs qui s’élargit. Le tarif gaz, lui, progresse parce que les coûts fixes se concentrent sur un nombre réduit d’usagers. Deux dynamiques exactement inverses.
Qui restera branché au gaz en 2045 ?
La note pose la question sociale sans détour, et c’est ce qui en fait un sujet politique autant qu’économique.
Les consommateurs qui resteront raccordés seront probablement les plus vulnérables — ménages et petites entreprises qui ne peuvent ni financer ni réaliser une conversion. Un effet ciseaux non maîtrisé concentrerait donc la hausse des coûts précisément sur ceux qui ont le moins de capacité à y échapper.
C’est, sous une forme nouvelle, le problème classique de la transition : une politique environnementalement cohérente qui produit un résultat socialement régressif si elle n’est pas pilotée.
Le vrai enjeu financier : des actifs qui n’existent pas encore
Un chiffre de la note devrait retenir l’attention de tous ceux qui financent des infrastructures régulées : selon la CRE, les actifs déjà existants ne représenteront que 25 % à 35 % de la base d’actifs des gestionnaires de réseau en 2050.
Autrement dit, le niveau du tarif supporté par les consommateurs dans vingt-cinq ans sera déterminé, aux deux tiers, par l’amortissement d’investissements qui n’ont pas encore été réalisés. Les décisions qui se prennent aujourd’hui dans les plans d’investissement des gestionnaires engagent donc directement la facture de 2050 — et le risque d’actifs échoués.
Le Trésor explore quatre leviers, chacun avec ses contreparties.
La planification par grappes géographiques — quartiers, communes, territoires — plutôt qu’une érosion consommateur par consommateur. C’est la condition pour éviter d’abandonner des canalisations non amorties, et pour articuler la sortie du gaz avec la localisation des unités de biométhane.
L’amortissement accéléré de la base d’actifs régulés, qui consiste à déprécier plus vite pour que les infrastructures soient largement amorties au moment de leur fermeture. Cela implique une hausse anticipée des tarifs, mais étalée sur une base d’utilisateurs encore large — donc moins douloureuse par consommateur.
La mutualisation partielle des coûts résiduels avec les autres réseaux énergétiques, électricité et chaleur. Elle élargit l’assiette, mais le Trésor en souligne l’effet pervers : elle réduit l’incitation économique à sortir du gaz et renchérit l’électricité, au risque de ralentir l’électrification qu’on cherche précisément à accélérer.
L’indemnisation de la valeur résiduelle des installations privées prématurément abandonnées, pratiquée à Zurich et à Winterthour, comme ultime levier d’acceptabilité.
Le cadre réglementaire devra par ailleurs évoluer : les obligations de raccordement, d’extension et de renouvellement rendent aujourd’hui difficile de limiter les investissements dans un réseau appelé à décliner.
Un précédent français réussi : le cuivre
L’encadré le plus utile de la note est aussi le plus inattendu. Pour décrire ce à quoi ressemble un décommissionnement réussi de réseau capillaire, le Trésor ne va pas chercher à l’étranger : il prend l’extinction du réseau cuivre des télécommunications, engagée par Orange sous le contrôle de l’Arcep.
La méthode mérite d’être retenue. Fermeture progressive jusqu’en 2030, organisée en lots annuels de communes de taille croissante, la commune ayant été retenue comme maille opérationnelle pour la lisibilité et l’adhésion des élus. Un principe directeur : aucune fermeture avant le déploiement complet de la fibre. Et une souplesse assumée — environ 8 000 communes ont vu leur calendrier reporté pour éviter tout risque de déconnexion, 6 % des locaux restant inéligibles à la fibre fin 2025.
Mais le Trésor souligne lui-même la limite de l’analogie, et c’est là que tout se joue. L’opération cuivre a été financée par l’opérateur, sans fonds publics, parce qu’il y avait un intérêt économique direct : environ 500 millions d’euros de maintenance annuelle économisés, des revenus tirés du recyclage du cuivre, et les recettes futures du réseau fibre.
Rien de tel pour le gaz. Pas de métal à revendre, pas de réseau de remplacement exploité par le même acteur, pas de modèle économique qui finance sa propre disparition. C’est précisément ce qui fait de la sortie du gaz un problème de financement public et de régulation tarifaire, et non une opération industrielle privée.
Les autres précédents cités sont plus contrastés. Aux Pays-Bas, où près de 90 % des logements dépendaient du gaz, la sortie à l’horizon 2050 est pilotée par les communes, quartier par quartier, avec interdiction du gaz dans le neuf. En Suisse, les dispositifs de Zurich, Winterthour et Bâle, financés par les consommateurs via des hausses tarifaires, restent contestés malgré les mécanismes d’indemnisation. Et en Corse, les réseaux publics de GPL ont perdu un quart de leurs clients depuis 2010, avec des concessions aujourd’hui largement déficitaires et un engagement de l’État à accompagner financièrement la sortie.
Ce qu’il faut en retenir
L’électrification n’est pas un sujet de conviction mais d’arbitrage économique. Le ratio entre prix de l’électricité et prix du gaz, la fiscalité relative des énergies de chauffage, la valorisation de la flexibilité : ce sont ces paramètres qui déterminent le rythme réel du basculement, bien plus que les objectifs affichés.
Et la sortie du gaz constitue un sujet de finance d’infrastructure à part entière, encore largement absent des radars. Il réunit tous les ingrédients que la finance durable dit vouloir traiter : des actifs échoués potentiels, un risque de transition qui se matérialise dans une base d’actifs régulés, une question de répartition des coûts entre générations d’usagers, et un enjeu d’équité sociale sur le dernier kilomètre.
Le dispositif des 100 territoires d’électrification, annoncé dans le cadre du plan d’électrification de 2026, servira de terrain d’expérimentation pour les modalités locales de ce décommissionnement. C’est là qu’il faudra regarder dans les prochaines années.
