Du Royaume-Uni à la Chine, la production électrique au gaz recule alors même que les besoins en électricité augmentent. Derrière cette évolution se dessine une transformation des systèmes énergétiques mondiaux, susceptible de modifier durablement les stratégies des producteurs de gaz, les investissements dans les infrastructures et les équilibres de la sécurité énergétique.

Pendant plusieurs décennies, le gaz naturel a occupé une place particulière dans les stratégies énergétiques internationales. Moins émetteur de dioxyde de carbone que le charbon lors de sa combustion, relativement flexible et compatible avec des infrastructures électriques centralisées, il s'est progressivement imposé comme un combustible de transition entre les systèmes énergétiques traditionnels et une production davantage décarbonée.

Cette position reposait sur une hypothèse fondamentale : la croissance de la demande mondiale d'électricité continuerait d'alimenter celle de la consommation de gaz naturel.

Les évolutions observées en 2026 invitent désormais à réexaminer cette relation.

Selon une analyse publiée le 28 octobre par Reuters, à partir des données du centre de recherche Ember, six marchés électriques majeurs ont enregistré une diminution de leur production d'électricité à partir du gaz naturel : le Royaume-Uni, les Pays-Bas, la Turquie, le Japon, la Corée du Sud et la Chine.

Le phénomène présente une particularité déterminante : dans ces pays, la production électrique totale a continué de progresser.

Autrement dit, les systèmes électriques concernés parviennent à produire davantage d'électricité tout en réduisant leur recours au gaz.

Cette évolution ne signifie ni la disparition prochaine des centrales thermiques ni la fin de la demande mondiale de gaz naturel. Elle révèle néanmoins une transformation des conditions dans lesquelles cette ressource conserve sa compétitivité et sa valeur stratégique.

Une évolution simultanée dans six marchés très différents

La première caractéristique de cette tendance réside dans sa diversité géographique.

Les six pays concernés présentent des structures énergétiques, des niveaux de développement industriel et des politiques électriques sensiblement différents.

Aux Pays-Bas, où le gaz naturel occupe historiquement une place importante dans le système énergétique, sa part dans la production électrique est descendue sous le seuil de 32 % sur les neuf premiers mois de 2026.

Au Royaume-Uni, elle se situe autour de 29 %, dans un système où le développement de l'éolien et la transformation progressive du parc de production modifient les conditions d'utilisation des centrales thermiques.

En Turquie, le recul est particulièrement marqué. Le gaz représente désormais moins de 11 % de la production électrique sur la période observée, contre une moyenne proche de 32 % en 2021, année durant laquelle la production électrique au gaz avait atteint un niveau record.

En Asie orientale, la transformation concerne deux grands importateurs de gaz naturel liquéfié.

Au Japon, la part du gaz dans la production électrique atteint 28,4 %, contre environ 35 % en 2022 et près de 40 % en 2019.

En Corée du Sud, elle descend légèrement sous 29 %, à un niveau historiquement faible.

La Chine présente une situation différente. Le gaz n'y a jamais occupé une position comparable à celle observée au Japon ou en Europe. Sa contribution à la production électrique atteint néanmoins un niveau particulièrement bas, à 3,07 %.

Ces chiffres ne décrivent pas des systèmes électriques identiques. Ils mettent en évidence une évolution commune : le gaz perd du terrain dans des marchés où son rôle historique, son coût et ses perspectives de croissance sont pourtant très différents.

Cette convergence constitue l'un des éléments les plus significatifs de la période actuelle.

La croissance électrique ne garantit plus celle du gaz

La transformation observée remet en question une relation longtemps considérée comme relativement prévisible.

Dans un système électrique traditionnel, l'augmentation de la consommation exigeait généralement une progression des capacités thermiques mobilisées pour satisfaire la demande.

Le développement industriel, l'urbanisation et l'électrification des usages pouvaient ainsi soutenir directement la consommation de charbon, de pétrole ou de gaz naturel.

L'expansion des technologies de production renouvelable modifie progressivement cette dynamique.

L'énergie solaire et l'énergie éolienne peuvent couvrir une proportion croissante de la demande supplémentaire sans nécessiter une consommation proportionnelle de combustibles.

Les centrales nucléaires, lorsqu'elles sont disponibles, fournissent également une production importante sans recours aux hydrocarbures.

Les installations hydroélectriques participent à cet équilibre, même si leur contribution dépend fortement des conditions hydrologiques.

Enfin, le développement du stockage électrique permet de déplacer une partie de la production renouvelable vers les périodes où la demande est plus élevée.

Ces technologies ne remplissent pas toutes les mêmes fonctions. Leur combinaison peut néanmoins réduire le nombre d'heures pendant lesquelles les centrales à gaz doivent être mobilisées.

Cette évolution est déjà perceptible dans les statistiques mondiales.

Selon Ember, la part du gaz naturel dans la production mondiale d'électricité est passée de 23,9 % en 2020 à 21,8 % en 2025.

Cette diminution ne signifie pas que la production mondiale d'électricité au gaz a reculé continuellement en volume. En 2025, elle a même légèrement augmenté.

Mais sa progression est devenue nettement moins rapide que celle de certaines autres technologies.

La production solaire mondiale a ainsi augmenté de 636 térawattheures en 2025, contre seulement 38 térawattheures supplémentaires pour la production au gaz.

La différence illustre une transformation fondamentale : une part croissante de l'expansion électrique mondiale peut désormais être assurée sans augmentation équivalente de la consommation de gaz naturel.

Une transition énergétique qui ne suit pas partout la même trajectoire

La diminution du gaz ne doit cependant pas être interprétée comme une décarbonation automatique.

Les mécanismes qui expliquent son recul diffèrent considérablement selon les pays.

En Europe, l'augmentation de la production renouvelable et les politiques de diversification énergétique contribuent à réduire l'utilisation des centrales à gaz.

La crise énergétique déclenchée par l'invasion russe de l'Ukraine a également renforcé les préoccupations liées à la dépendance aux importations.

En Asie, les arbitrages sont plus complexes.

Le Japon bénéficie notamment de la remise en service progressive de certaines capacités nucléaires et du développement de l'énergie solaire.

La Corée du Sud dispose également d'un parc nucléaire important, susceptible de modifier les besoins de production thermique selon sa disponibilité.

En Chine, l'expansion rapide des renouvelables intervient dans un système électrique où le charbon conserve une place prépondérante.

Dans certains marchés asiatiques, une partie du recul du gaz peut également s'expliquer par une augmentation de la production électrique au charbon.

Cette substitution présente des conséquences environnementales très différentes de celles associées à la progression du solaire, de l'éolien ou du nucléaire.

Une baisse de la production électrique au gaz peut donc correspondre à une réduction des émissions, à un changement de combustible sans bénéfice climatique ou à une combinaison de plusieurs phénomènes.

Il serait également prématuré de considérer toutes les évolutions de 2026 comme définitivement structurelles.

Les prix relatifs des combustibles, les conditions météorologiques, la disponibilité des centrales et les contraintes d'approvisionnement peuvent provoquer des variations importantes d'une année à l'autre.

La véritable question consiste à déterminer quelle proportion du recul observé résulte de changements durables dans les capacités de production et quelle proportion relève d'arbitrages temporaires.

Le prix du gaz devient un facteur de transformation industrielle

Les événements géopolitiques de 2026 ont renforcé les tensions sur les marchés internationaux du gaz naturel.

Les perturbations des approvisionnements en provenance du Moyen-Orient ont rappelé la vulnérabilité des économies dépendantes des importations de gaz naturel liquéfié.

Pour les producteurs d'électricité, le prix du combustible constitue une variable déterminante.

Une centrale à gaz supporte des coûts variables directement liés à la quantité de combustible consommée.

Lorsque les prix augmentent fortement, sa compétitivité peut se détériorer face aux installations renouvelables, nucléaires ou à certaines centrales utilisant d'autres combustibles.

Les exploitants disposent alors d'une incitation économique à réduire son utilisation lorsque des alternatives sont disponibles.

Le phénomène dépasse toutefois les arbitrages de court terme.

Les épisodes répétés de volatilité peuvent modifier les décisions d'investissement.

Une entreprise électrique qui anticipe durablement des risques d'approvisionnement ou de fortes fluctuations des prix peut privilégier des technologies moins exposées aux marchés internationaux des combustibles.

Pour les États importateurs, la diversification énergétique devient simultanément un instrument de compétitivité industrielle et de sécurité nationale.

L'électricité n'est plus seulement une question de coût de production.

Elle devient un élément central de la résilience économique face aux crises géopolitiques.

Le modèle économique des centrales à gaz pourrait changer

La diminution de la production électrique au gaz ne signifie pas nécessairement que les centrales concernées deviennent inutiles.

Elle peut au contraire transformer leur fonction économique.

Dans un système où la production thermique occupe une place dominante, une centrale à gaz peut fonctionner pendant un grand nombre d'heures et tirer l'essentiel de ses revenus de l'électricité vendue.

Dans un système intégrant davantage d'énergies renouvelables variables, la situation devient différente.

Une centrale peut être moins sollicitée tout en restant indispensable pendant certaines périodes.

Lorsque la production éolienne diminue, que l'ensoleillement est insuffisant ou que la demande augmente brutalement, les capacités pilotables peuvent jouer un rôle essentiel dans l'équilibre du réseau.

Le gaz conserve alors une valeur qui ne dépend plus exclusivement du volume d'électricité produit.

Cette valeur repose également sur la disponibilité des installations, leur capacité de démarrage, leur flexibilité opérationnelle et leur contribution à la sécurité d'approvisionnement.

Une telle évolution soulève une question économique importante.

Comment financer des infrastructures qui doivent rester disponibles en permanence, mais qui produisent moins fréquemment ?

Les marchés électriques fondés principalement sur la rémunération de l'énergie produite peuvent rencontrer des difficultés à assurer la rentabilité de certaines capacités indispensables à la stabilité du système.

Les mécanismes de capacité, les réserves stratégiques et les services d'équilibrage peuvent alors prendre une importance croissante.

Le rôle économique du gaz pourrait ainsi évoluer d'une production régulière vers une fonction de flexibilité et d'assurance énergétique.

Cette transformation n'est cependant ni automatique ni universelle.

Elle dépendra de la vitesse de développement du stockage, des réseaux électriques, des interconnexions, de la gestion de la demande et des autres moyens de production pilotables.

Les producteurs de GNL face à une nouvelle incertitude

L'évolution des marchés électriques présente des implications particulièrement importantes pour l'industrie du gaz naturel liquéfié.

Depuis plusieurs années, les grands producteurs investissent dans de nouvelles capacités de liquéfaction, des infrastructures portuaires et des chaînes logistiques destinées à approvisionner les marchés internationaux.

Ces investissements mobilisent des capitaux considérables et reposent généralement sur des horizons économiques de plusieurs décennies.

Leur rentabilité dépend notamment de l'évolution de la demande, des prix internationaux, des coûts de transport et des conditions contractuelles.

Or, la production d'électricité constitue un débouché important pour le gaz naturel dans plusieurs régions.

Si la demande électrique continue de progresser sans entraîner une augmentation comparable de la consommation de gaz, certaines prévisions de croissance pourraient devenir moins solides.

Le risque ne réside pas nécessairement dans une disparition de la demande.

Il réside dans un éventuel décalage entre les volumes supplémentaires mis sur le marché et les besoins effectifs des consommateurs.

Une expansion rapide des capacités d'exportation, combinée à une croissance plus faible que prévu de la consommation, pourrait exercer une pression sur les prix et sur les revenus des producteurs.

Cette perspective concerne particulièrement les projets dont les équilibres financiers reposent sur des hypothèses élevées d'utilisation des infrastructures.

Elle ne permet toutefois pas de conclure à une surcapacité mondiale certaine.

Les besoins industriels, les usages résidentiels, les politiques de remplacement du charbon et les évolutions régionales peuvent continuer de soutenir la consommation de gaz.

Il convient également de distinguer la demande totale de gaz naturel de sa seule utilisation dans la production électrique.

Une diminution de la production d'électricité au gaz ne se traduit pas nécessairement par une contraction équivalente de l'ensemble du marché gazier.

Mais elle peut modifier une partie des hypothèses sur lesquelles reposent les stratégies d'expansion du secteur.

Une nouvelle géographie de la sécurité énergétique

Les transformations actuelles pourraient également modifier les relations entre pays producteurs et pays consommateurs.

Le gaz naturel a longtemps constitué un instrument majeur d'interdépendance énergétique.

Les gazoducs, les terminaux méthaniers et les contrats d'approvisionnement à long terme créent des relations économiques durables entre les États.

Ces infrastructures peuvent renforcer la sécurité d'approvisionnement, mais elles peuvent aussi exposer les importateurs à des risques géopolitiques, commerciaux et financiers.

La progression des capacités de production électrique nationales modifie progressivement certains de ces équilibres.

Un pays qui augmente sa production solaire, éolienne ou nucléaire peut réduire une partie de son exposition aux importations de combustibles.

Cette évolution ne supprime pas toutes les dépendances.

Les panneaux solaires, les batteries, les turbines, les équipements de réseau et certaines technologies nucléaires reposent eux-mêmes sur des chaînes d'approvisionnement internationales.

La dépendance énergétique peut donc se déplacer des combustibles vers les équipements, les matières premières critiques, les technologies et les capacités industrielles.

La sécurité énergétique ne dépend plus uniquement de l'accès aux hydrocarbures.

Elle repose également sur la maîtrise des infrastructures électriques, la disponibilité des technologies et la capacité à maintenir un système fiable dans des conditions variables.

Cette transformation peut redistribuer progressivement les avantages stratégiques entre les économies.

Les pays disposant d'importantes ressources renouvelables, de réseaux robustes et de capacités industrielles adaptées pourraient réduire certaines vulnérabilités historiques.

Les producteurs de gaz devront, de leur côté, intégrer la possibilité que leurs marchés d'exportation évoluent plus rapidement que prévu.

Une transformation encore incomplète

Les données de 2026 ne permettent pas d'affirmer que le gaz naturel a atteint son maximum historique de consommation mondiale.

Elles ne permettent pas davantage de conclure que tous les grands marchés électriques suivront désormais une trajectoire identique.

Les États-Unis, le Moyen-Orient et plusieurs économies émergentes présentent des structures de production et des perspectives de demande différentes.

Dans certains pays, le gaz conserve un avantage économique important, notamment lorsque les ressources nationales sont abondantes et relativement peu coûteuses.

Dans d'autres, il demeure une solution de remplacement du charbon ou un instrument de sécurisation de l'approvisionnement.

La croissance des centres de données, l'électrification industrielle et l'augmentation générale des besoins électriques pourraient également soutenir la demande de capacités pilotables.

La transformation actuellement observée ne correspond donc pas à un retrait uniforme du gaz naturel.

Elle suggère plutôt une différenciation croissante de ses fonctions selon les caractéristiques des systèmes énergétiques.

Certains marchés pourraient continuer à accroître leur consommation.

D'autres pourraient réduire durablement la production électrique au gaz tout en conservant une partie de leurs capacités installées.

D'autres encore pourraient privilégier des technologies alternatives lorsque les conditions économiques le permettent.

Cette diversité rend les prévisions de demande plus complexes et accroît l'importance des décisions nationales d'investissement.

Le gaz naturel entre deux modèles énergétiques

La diminution simultanée de la production électrique au gaz dans six grands marchés constitue un signal important, mais sa portée dépasse les seuls résultats enregistrés depuis le début de 2026.

Elle révèle une évolution plus profonde de l'économie de l'électricité.

Pendant longtemps, la croissance des besoins énergétiques favorisait directement celle des combustibles nécessaires à la production.

Désormais, l'expansion des capacités renouvelables, nucléaires et de stockage permet progressivement de dissocier ces deux trajectoires.

Cette transformation modifie les conditions de compétitivité des centrales, les stratégies d'approvisionnement des États et les perspectives financières des producteurs d'hydrocarbures.

Elle oblige également à distinguer deux notions longtemps étroitement associées : la quantité d'énergie produite par une infrastructure et la valeur stratégique de sa disponibilité.

Une centrale à gaz peut produire moins d'électricité tout en conservant un rôle déterminant dans la sécurité du réseau.

Inversement, un marché électrique peut continuer de croître sans constituer un débouché supplémentaire proportionnel pour les exportateurs de gaz.

C'est dans cet écart entre croissance de l'électricité, consommation de combustible et valeur des capacités de production que se dessine une partie du nouvel équilibre énergétique mondial.

La question n'est donc plus seulement de savoir combien de gaz les économies auront besoin de consommer, mais quelle fonction elles seront encore disposées à lui réserver — et à quel prix.