Un objectif 2026 qui bute sur l'offre et le prix
Le Québec impose qu'à partir de 2026, 5 % du gaz distribué soit d'origine renouvelable — un objectif fixé à l'échelle provinciale mais riche d'enseignements pour les politiques de transition ailleurs. Selon Énergir, ce seuil correspond à environ 300 millions de mètres cubes (Mm3) de gaz. Or, la production et la demande actuelles en gaz naturel renouvelable (GNR) plafonnent à environ 40 Mm3, soit moins d'un septième du besoin annoncé.
Un coût d'approvisionnement très supérieur au gaz fossile
Le différentiel de prix est le facteur central de cette faible diffusion. Le gaz fossile se négocie autour de 4 dollars par gigajoule et monte à 6 dollars/GJ en tenant compte d'un équivalent de taxe carbone (le système SPEDE). Le GNR, lui, s'affiche à 25 dollars/GJ — soit environ quatre fois le prix du gaz fossile hors taxe. Pour des consommateurs industriels ou des grands volumes, l'écart se traduit rapidement par des montants importants.
«Quand vous consommez de grandes quantités de gaz, ça donne vite des montants vertigineux»
La socialisation des coûts et ses effets redistributifs
Le mécanisme retenu par Énergir consiste à répartir le coût du GNR sur l'ensemble des clients, proportionnellement à leur consommation — une forme de socialisation des frais de transition. L'Association des consommateurs industriels de gaz (ACIG) estime que cette démarche pèsera lourd : 250 millions de dollars en 2026 et pourrait atteindre 800 millions en 2030 si le seuil passe à 10 %. L'ACIG alerte sur le risque que certaines industries réduisent leur production, mettant à mal la compétitivité en période de pression économique.
Comparaison coût à coût : une lecture différente
Énergir invite toutefois à ne pas opposer frontalement prix fossile et prix renouvelable sans replacer la comparaison dans le bon cadre. Il faut ramener les coûts à une unité énergétique comparable. En conversion, le GNR à 25 dollars/GJ équivaudrait à près de 9 cents par kWh, alors qu'Hydro-Québec estime le coût de la nouvelle électricité renouvelable à 13 cents/kWh. Pour le fournisseur, le gaz renouvelable se montre donc compétitif par rapport aux nouvelles capacités électriques si l'on raisonne au coût de création d'énergie.
Conséquences et pistes pour limiter l'impact
Le contraste entre la logique industrielle (préserver la compétitivité) et la logique climatique (déployer rapidement des carburants bas carbone) pose une question politique : comment répartir les coûts sans freiner l'activité économique ? Plusieurs voies sont évoquées dans le débat public, sans unanimité :
- accélérer la hausse de la production locale de GNR pour réduire le prix unitaire ;
- mettre en place des mécanismes de soutien ciblés pour les secteurs exposés à la concurrence internationale ;
- diversifier les leviers de décarbonation (électrification, efficacité énergétique) pour ne pas faire peser tout le fardeau sur le GNR.
| Indicateur | Valeur |
|---|---|
| Objectif GNR 2026 | 5 % (~300 Mm3) |
| Demande actuelle | 40 Mm3 |
| Prix gaz fossile | 4 $/GJ (6 $/GJ avec SPEDE) |
| Prix GNR | 25 $/GJ (~9 c$/kWh) |
| Coût socialisé estimé | 250 M$ (2026) → 800 M$ (2030) |
La trajectoire retenue au Québec illustre un choix politique : internaliser rapidement la part renouvelable du mix, quitte à subir une hausse tarifaire transitoire, ou étaler la transition en atténuant le choc économique. Pour la France et l'Europe, la leçon tient dans la nécessité d'anticiper les effets redistributifs des obligations de contenu renouvelable et d'articuler production, prix et soutiens ciblés afin d'éviter des déséquilibres industriels tout en respectant les objectifs climatiques.
Enjeu central : trouver un équilibre entre ambition climatique et préservation de la compétitivité industrielle, sans faire porter l'effort uniquement sur les consommateurs.
