Gaz naturel — Wikipédia

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Pour l’article homonyme, voir
Gaz (homonymie)
Gaz naturel
Combustion de gaz naturel sur une cuisinière à gaz.
Identification
CAS
8006-14-2
ECHA
100.029.401
Thermochimie
PCS
54,0
MJ
kg
-1
(95 %
CH
, 2,5 %
, 2,5 % gaz inertes)
Unités du
SI
et
CNTP
, sauf indication contraire.
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Le
gaz naturel
, ou
gaz fossile
, est un mélange
gazeux
d'
hydrocarbures
constitué principalement de
méthane
, mais comprenant généralement une certaine quantité d'autres
alcanes supérieurs
, et parfois un faible pourcentage de
dioxyde de carbone
, d'
azote
, de
sulfure d'hydrogène
ou d'
hélium
. Naturellement présent dans certaines
roches
poreuses
, il est extrait par
forage
et est utilisé comme
combustible fossile
ou par la
carbochimie
. Le méthane est généralement valorisé par le gaz de synthèse en
méthanol
. La déshydrogénation oxydative de l'éthane conduit à l'
éthylène
, qui peut être converti en
oxyde d'éthylène
éthylène glycol
acétaldéhyde
ou autres
alcènes
. Le
propane
, un alcane, peut être converti en
propylène
ou peut être oxydé en
acide acrylique
et
acrylonitrile
Sa part dans la production mondiale d'
énergie primaire
a progressé rapidement, de 19,3 % en 1990 à 22,9 % en 2023. Sa production mondiale s'est accrue de 108 % en
33 ans
, de 1990 à 2023, dopée par l’exploitation des
gaz non conventionnels
. Le gaz naturel est en 2023 la troisième source d'énergie primaire utilisée dans le monde, représentant 22,7 % de la consommation, après le
pétrole
(30,2 %) et le
charbon
(27,8 %).
Corrélativement, les émissions mondiales de
gaz à effet de serre
dues à la combustion du gaz naturel s'élevaient à 7 570
Mt
(millions de tonnes) d'
équivalent CO
en 2023, en progression de 105,6 % depuis 1990 selon l'
Agence internationale de l'énergie
. Elles représentent 21,3 % des émissions dues à la combustion en 2023, contre 43,8 % pour le charbon et 32,6 % pour le pétrole. Les principaux pays responsables de ces émissions sont les États-Unis (23,2 % du total mondial), la Russie (11,0 %), la Chine (10,2 %) et l'Iran(6,5 %). Le secteur pétrolier et gazier engendre 13 à 20 % des émissions mondiales de méthane en 2018, gaz dont le
potentiel de réchauffement global
est
25 fois
plus élevé que celui du CO
L'usage de gaz naturel a rapidement augmenté dans l'industrie à partir des années 1970, suivi d'une augmentation dans les usages domestiques puis la production d'électricité, se rapprochant de la part du charbon pendant les années 1990. Mais une augmentation des coûts d'exploitation au début du
XXI
siècle, les tassements de consommation des pays développés, les besoins des pays émergents et les progrès réalisés dans le traitement du charbon ont redonné au charbon un certain essor. Après une baisse de 2010 à 2014, la consommation mondiale de gaz naturel a repris sa progression, tirée par la Chine et l’Europe, qui remplacent des
centrales électriques au charbon
par des
centrales au gaz
Les réserves restent mal connues au début des années 2020, mais ont été accrues par l'exploitation de gaz non conventionnels (
gaz de schiste
etc.
). En 2022, les réserves mondiales prouvées, en hausse de 9,7 % par rapport à 2010, correspondaient à 52 ans de production. Elles sont géographiquement situées pour 39,4 % au Moyen-Orient et 32,5 % dans les pays de l'ex-URSS. La Russie, l’Iran, le Qatar et les États-Unis détiennent à eux seuls 57,9 % des réserves mondiales.
Les deux principaux producteurs de gaz naturel sont, en 2024, les
États-Unis
(25,0 % de la production mondiale) et la
Russie
(15,3 %), suivis par l'
Iran
, la
Chine
, le
Canada
, le
Qatar
et l'
Australie
. Les principaux consommateurs sont les États-Unis (21,9 %), la Russie (11,6 %), la Chine (10,6 %) et l'Iran (5,9 %). La consommation mondiale a progressé de 21,5 % entre 2014 et 2024, mais a baissé de 27 % au Japon, 12 % en France, 13 % au Royaume-Uni, et progressé de 130 % en Chine, 41 % en Iran, 43 % en Inde, 25 % aux États-Unis, 16 % au Canada, 13 % en Russie, 5 % en Allemagne.
En 2017, les États-Unis, qui étaient jusque-là importateurs nets, sont devenus exportateurs nets. En 2024, ils sont au
er
rang des exportateurs avec 18,1 % des exportations mondiales, devant la Russie (13,4 %), le Qatar (11,1 %), la Norvège (11,0 %), l'Australie (9,4 %) et le Canada (7,7 %). La part de l'Union européenne dans les importations mondiales atteint 23,6 %, suivie par la Chine (15,5 %), le reste de l'Europe (8,6 %), le Japon (7,8 %) et les États-Unis (7,8 %). Les sanctions prises par les pays occidentaux à la suite de l'
invasion de l'Ukraine par la Russie
depuis
février 2022
ont entrainé des modifications majeures dans les flux internationaux : les importations de l'Europe par gazoducs ont, entre 2022 et 2024, chuté de 52 %, alors que ses importations de
gaz naturel liquéfié
ont augmenté de 57 % ; les exportations russes par gazoducs ont baissé de 52,6 % et leurs exportations de GNL augmentent de 12 %.
Propriétés
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Le gaz naturel est un
combustible fossile
gazeux
qui se trouve dans la nature, notamment au niveau des
champs pétrolifères
, des
champs gaziers
et des
couches charbonnières
10
Composition moléculaire
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Le gaz naturel est un mélange gazeux, composé principalement de
méthane
accompagné d'autres
alcanes
plus lourds, allant en général jusqu'à cinq
atomes
de
carbone
11
. Il contient aussi des
molécules
non-
hydrocarbures
, en quantités parfois non négligeables, pouvant donner lieu à une utilisation commerciale
12
. À titre d'exemple, le gaz naturel est la source principale pour la production industrielle d'
hélium
dans le monde
13
L'origine du gaz naturel détermine sa composition exacte. Le tableau ci-dessous donne une indication des plages typiques de la composition moléculaire du gaz naturel
14
Composant
Formule chimique
Plage
Méthane
70..90 %
Éthane
0..20 %
Propane
Butane
10
Pentane
et
alcanes
plus lourds
12
et supérieurs
0..10 %
Dioxyde de carbone
0..8 %
Dioxygène
0..0,2 %
Diazote
0..5 %
Sulfure d'hydrogène
oxysulfure de carbone
, C
0..5 %
Gaz rares :
argon
hélium
néon
xénon
Ar
, He
, Ne
, Xe
traces
Propriétés physiques
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Les propriétés du gaz naturel non raffiné varient en fonction sa composition chimique
15
La température de liquéfaction du gaz naturel est de
−161
°C
16
Le gaz naturel est incolore, inodore et insipide
16
. Pour des raisons de sécurité, depuis l'
accident de 1937 à New London
(en)
au
Texas
, qui causa la mort de
295 personnes
dans une école, un odorisant chimique à base de
tétrahydrothiophène
(THT) ou de
mercaptan
(composé soufré) lui donne une odeur particulière afin de permettre sa détection olfactive lors d'une fuite
17
Types
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Schéma des types de source géologique du gaz naturel :
Gaz naturel associé (à un
réservoir de pétrole
) ;
Gaz naturel conventionnel non associé ;
Gaz de couche
(ou gaz de houille) ;
Gaz de réservoir compact
Gaz de schiste
L'estimation des réserves prouvées de gaz naturel (ici aux États-Unis de 1925 à 2010) doit être régulièrement mise à jour en fonction de l'épuisement des gisements et des nouvelles découvertes, ainsi que des nouveaux moyens techniques donnant accès à des ressources autrefois inaccessibles (
ex. :
gaz de couche
gaz de schiste
gaz profonds HT/HP
, gisements en mer et peut-être un jour
hydrates de méthane
).
Le gaz naturel se présente sous plusieurs formes, qui se distinguent par leur origine, leur composition et le type de réservoirs dans lesquelles elles se trouvent. Ce gaz est toujours composé principalement de
méthane
18
et issu de la désagrégation d'anciens organismes vivants.
En complément des différents types de gaz naturels cités ci-après figure le
biogaz
(dit
biométhane
après
épuration
), un substitut
renouvelable
issu de la
décomposition
de
biomasse
, donc certains
déchets
de l'activité anthropique. Idéalement, le biogaz (renouvelable) aurait vocation dans le futur à se substituer au gaz naturel fossile (
émetteur net de CO
donc participant au
réchauffement climatique
).
L'appellation « gaz naturel » dans le monde énergétique recouvre exclusivement la forme fossile
19
, objet du présent article.
Gaz conventionnel non associé
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Le gaz conventionnel non associé est la forme la plus exploitée de gaz naturel. « Non associé » signifie qu'il n'est pas associé à un
gisement de pétrole
, bien que son processus de formation soit assez similaire.
On distingue le gaz thermogénique primaire (issu directement de la
pyrolyse
naturelle du
kérogène
) et le gaz thermogénique secondaire (formé par la pyrolyse du pétrole). Le gaz thermogénique comprend, outre le
méthane
, un taux variable d'hydrocarbures plus lourds, pouvant aller jusqu'à l'
heptane
(C
16
). On peut y trouver aussi du
dioxyde de carbone
(CO
), du
sulfure d'hydrogène
(aussi dit « gaz acide » (H
) et parfois du
diazote
(N
) ainsi que de petites quantités d'
hélium
(He),
mercure
(Hg) et
argon
(Ar) ou d'autres contaminants tels que le plomb quand le gaz provient d'un gisement profond « haute température/haute pression ».
Le marché international du gaz naturel et ses réseaux de transport par
gazoducs
et
méthaniers
étaient
[pas clair]
principalement alimentés par ce type de gaz conventionnel non associé (voir section «
Industrie du gaz
»), mais aux États-Unis les
gaz de schiste
prennent une importance croissante et le
biométhane
injecté, encore émergent,
devrait dans le cadre de la
transition énergétique
prendre une importance croissante.
[pourquoi ?]
[pas clair]
Gaz associé
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Le gaz associé est présent en solution dans le pétrole, séparé de ce dernier lors de l'extraction. Il a longtemps été considéré comme un
déchet
et, en tant que tel, été détruit en
torchère
, ce qui est un
gaspillage énergétique
et une pollution inutile, qui a au moins l'avantage d'atténuer le
réchauffement climatique
car le
potentiel de réchauffement global
du CO
est 28 fois moindre que celui du méthane
20
. Il est de plus en plus réinjecté dans le gisement géologique (ce qui contribue à y maintenir la
pression
afin de maximiser l'extraction du pétrole) ou
valorisé énergétiquement
. En 2016, près de 150
km
étaient encore brûlés en torchère par an, en légère baisse d'environ 10 % en 20 ans malgré la progression de près de 20 % de l'extraction de gaz naturel
21
Gaz biogénique
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Il est issu de la
fermentation
par des
bactéries
de
sédiments
organiques.
À l'instar de la
tourbe
, c'est un combustible fossile mais dont le cycle est relativement rapide. Les gisements biogéniques (environ 20 % des réserves connues de gaz conventionnel) sont en général petits, dispersés et situés à faible profondeur. Il a moins de valeur (par mètre cube) que le gaz thermogénique, car il contient une part significative de gaz non combustibles (dioxyde de carbone notamment) et ne fournit pas d'hydrocarbures plus lourds que le méthane
22
Gaz de charbon
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Articles détaillés :
Gaz de couche
et
grisou
La
houille
contient naturellement du méthane et du dioxyde de carbone dans ses pores
23
. Historiquement, ce gaz a surtout été connu pour la menace mortelle qu'il présente sur la sécurité des mineurs - il est alors resté dans la mémoire collective sous le nom de
grisou
. Cependant, son exploitation est en plein développement, en particulier aux États-Unis. L'exploitation porte sur des strates de charbon riches en gaz et trop profondes pour être exploitées de façon conventionnelle. Il y a eu des essais en Europe également, mais la plupart des charbons européens sont assez pauvres en méthane
[réf. nécessaire]
. La Chine s'intéresse également de plus en plus à l'exploitation de ce type de gaz naturel
[réf. nécessaire]
Gaz de schiste
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Article détaillé :
Gaz de schiste
Certains
schistes
contiennent du méthane issu de la dégradation du
kérogène
présent dans le schiste et piégé dans ses feuillets et micro-fissures. Mais, comme pour le
gaz de couche
, il existe deux grandes différences par rapport aux réserves de gaz conventionnel. La première est que le schiste est à la fois la roche source du gaz et son réservoir. La seconde est que l'accumulation n'est pas discrète (beaucoup de gaz réuni en une zone restreinte) mais continue (le gaz est présent en faible concentration dans un énorme volume de roche), ce qui exige une technique spécifique.
Depuis 2004, la technique principalement retenue est la
fracturation hydraulique
associée à un
forage horizontal
dirigé. Elle permet d'atteindre et de disloquer un plus grand volume de schiste avec un seul forage. Le schiste est pré-fracturé par des trains d'explosions puis une injection sous très haute pression d'un
fluide de fracturation
constitué d'eau, de sable et d'additifs (toxiques pour certains) étend cette fracturation. Chaque puits peut être fracturé (stimulé) plusieurs dizaines de fois. Chaque fracturation consomme de 7 à 28 millions de litres d'eau dont une partie seulement est récupérée
[réf. nécessaire]
Cette pratique, notamment aux États-Unis, est de plus en plus contestée, dénoncée comme affectant le sous-sol, les écosystèmes en surface et la santé. Les fuites de gaz semblent fréquentes et pourraient contaminer des puits. L'utilisation de produits toxiques risque de polluer les
nappes phréatiques
. L'eau de fracturation remonte avec des contaminants indésirables pour la santé et les écosystèmes (sels, métaux et radionucléides)
24
pour toute personne vivant près d'une source d'extraction
25
. L'exploitation en France demeure fortement décriée.
Jean-Louis Borloo
, comme
ministre de l'Écologie
, a autorisé les premiers forages exploratoires dans le sud de la France avant que le gouvernement n'annule ces autorisations
26
Hydrates de méthane
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Article détaillé :
Hydrate de méthane
Les
hydrates de méthane
(aussi appelés
clathrates
de méthane) sont des structures solides contenant du méthane prisonnier. Ils sont issus de l'accumulation de glace contenant des déchets organiques, la dégradation est biogénique. On trouve ces hydrates dans le
pergélisol
ou sur le
plancher océanique
. Les estimations des ressources de méthane contenues dans les hydrates vont de 13 à 24 × 10
15
, soit 70 à 130 fois les réserves prouvées de gaz naturel conventionnel. Néanmoins, la part des ressources susceptibles d’être exploitées dans des conditions économiquement rentables reste difficile à chiffrer et fait encore l’objet de controverses
27
. Aucune technologie rentable ne permet actuellement d'exploiter ces ressources, mais des essais sont en cours au Japon
28
, malgré l'impact potentiel considérable sur les émissions de
gaz à effet de serre
de cette éventuelle exploitation.
Industrie du gaz
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Histoire
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Utilisation ancienne en Chine
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Les
Chinois
ont commencé à utiliser du gaz naturel comme
combustible
et source d'
éclairage
au
IV
siècle
av. J.-C.
Le
forage
systématique de puits pour l'extraction de la
saumure
au
er
siècle
av. J.-C.
Dynastie Han
) a mené à la découverte de beaucoup de « puits à feu » au
Sichuan
, qui produisaient du gaz naturel. Ainsi qu'il est rapporté, cela a entraîné dès le
II
siècle
av. J.-C.
une recherche systématique de gaz naturel. La saumure et le gaz naturel étaient conduits ensemble par des tubes de
bambous
. Depuis les petits puits, le gaz pouvait être acheminé directement aux brûleurs où la saumure était versée dans des cuves d'évaporation en
fonte
pour bouillir et produire du
sel
. Mais le gaz dense et âcre puisé à des profondeurs d'environ 600
devait tout d'abord être mélangé à l'
air
, de crainte qu'une
explosion
se produise. Pour remédier à cela, les Chinois conduisaient d'abord le gaz dans un grand réservoir en bois de forme
conique
, placé 3
sous le niveau du sol, où un autre conduit amenait l'
air
. Ce qui transformait le réservoir en grand
carburateur
. Pour éviter les
incendies
à cause d'un soudain surplus de gaz, un « tuyau repoussant le ciel » supplémentaire était utilisé comme système d'échappement
29
Europe
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En 1776, le physicien
Alessandro Volta
découvre le
méthane
en s'intéressant au « gaz des marais », ancien nom du gaz.
Les premiers
gaz combustibles
utilisés en
Europe
, à partir de 1785, date de leur invention, seront des
gaz manufacturés
, c'est-à-dire des gaz fabriqués dans des
usines à gaz
et des
cokeries
, principalement à partir de la
houille
. Ils sont d'abord utilisés comme
gaz d'éclairage
, par la suite comme
combustible
pour les
turbines
et
moteurs
, pour le
chauffage
ainsi que la
cuisson
. L’appellation
gaz de ville
apparaît à cette occasion. Les gaz manufacturés seront essentiellement du
gaz de houille
mais aussi du
gaz d'huile
et du
gaz de pétrole
, etc. La plupart des gaz manufacturés contiendront principalement du
dihydrogène
, du
méthane
et de
monoxyde de carbone
L'
histoire du gaz manufacturé
est liée à l'histoire de nos villes et des
grands groupes énergétiques
modernes, ceux-là mêmes qui plus tard achemineront le gaz naturel.
Le gaz de ville sera mêlé, lorsque la demande se fera plus importante à du
gaz de couche
et du
grisou
- qui a un pouvoir calorifique plus important, doit être « dilué » avant d'être injecté dans le réseau - ainsi que du
gaz de pétrole liquéfié
30
Les premières utilisations modernes du gaz naturel sont apparues aux
États-Unis
vers 1820 pour l'
éclairage public
31
Si le
pétrole
fait l'objet d'une exploitation et d'une utilisation industrielle poussées à partir des années 1850, le gaz naturel devra attendre les années 1950 pour susciter un intérêt mondial. Ses réserves et ressources, voire sa production, sont mal connues en dehors des États-Unis jusqu'à la fin des années 1960. Le gaz naturel est apparu longtemps comme une source d'énergie difficile à mettre en œuvre. Son commerce sous forme liquéfiée (
GNL
) n'a commencé qu'en 1964 dans des volumes très modestes
32
À partir de la fin de
Seconde Guerre mondiale
mais surtout à partir des années 1960, l'usage du gaz naturel se répand à travers le monde et supplante progressivement les gaz manufacturés. Le gaz naturel a de nombreuses qualités, dont l'absence de toxicité. Le
pouvoir calorifique
du gaz naturel est double de celui du gaz de houille (9 000 cal/m
contre 4 250).
Le gaz naturel nécessitera des aménagements particuliers de tout son réseau de distribution, appareils de chauffe et autres, méthode de stockage et de transport :
canalisations
gazoducs
méthaniers
et
ports méthaniers
Belgique
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En 1971, l'ensemble du réseau de distribution est converti au gaz naturel.
Distrigaz
s'alimente aux
Pays-Bas
(1965), en
Norvège
(1973), en
Algérie
(1975), l'
Allemagne
et
Abou Dabi
En 1980, Distrigaz assure la totalité de l'approvisionnement, du transport et du stockage du gaz en Belgique mais également le
Luxembourg
(1993) et le
Royaume-Uni
(1995).
En 2001, Distrigaz est scindée entre
Suez
GDF Suez
) et
Ente nazionale idrocarburi
France
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En 1946, l'
Assemblée nationale
vote la
loi de nationalisation
des secteurs de l'énergie.
Gaz de France
(GDF) est créée. La première activité de Gaz de France durant ses premières années consiste à produire et distribuer du gaz de houille. La découverte et la mise en exploitation du gisement de
gaz naturel de Lacq
à la fin des années 1950 permet à Gaz de France de réorienter son activité vers celui-ci et d'abandonner progressivement le gaz de houille. Les Parisiens reçoivent le méthane juste dix ans plus tard.
Pays-Bas
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Le gisement
Slochteren
dans la province néerlandaise de
Groningue
29 mai 1959
) (
Champs de gaz de Slochteren
(nl)
) est rapidement acheminé aux Pays-Bas et vers la
Belgique
(1966).
Norvège
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En 1969,
le gisement d'Ekofisk
fut découvert dans les eaux norvégiennes, ce qui provoqua un élan d'exploration de la
mer du Nord
, ses réserves étant en effet estimée à plus de
150 milliards
de mètres cubes de gaz, et plus de
500 milliards
de pétrole.
Afrique
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En
Algérie
, le gisement d'
Hassi R'Mel
dans le
Sahara
Caractéristiques générales du gaz naturel commercialisé en Europe
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C'est principalement du gaz naturel dit « conventionnel non associé » (voir section précédente) qui alimente le marché européen de production du gaz naturel et ses réseaux de transport par
gazoducs
et
méthaniers
puis de distribution.
Le gaz naturel traité, en vue d'être commercialisé, est incolore, inodore, insipide. Il contient entre 81 % et 97 % de
méthane
, le reste étant majoritairement de l'azote. Il est moins dense que l'air : sa
densité
est de 0,6 par rapport à l'air et sa
masse volumique
est d'environ
0,8
kg m
−3
. Il se présente sous sa forme gazeuse au-dessus de
−161
°C
environ, à pression atmosphérique, mais il peut être adsorbé dans la « roche-réservoir » (dans le
charbon
parfois, on parle alors de gaz de couche) sous forme liquide (à haute pression et en profondeur).
Son
pouvoir calorifique supérieur
(PCS) est d'environ 11,5
kWh m
−3
(52
MJ/kg
) en France, pour le gaz le plus couramment consommé, dit « H » (pour « haut pouvoir calorifique ») ou 9,7
kWh m
−3
pour le gaz « B » (pour « bas pouvoir calorifique »). La pression de livraison (généralement
20
mbar
pour le « gaz H » et
25
mbar
pour le « gaz B », ou
300
mbar
pour les usages de petite industrie ou des chaufferies collectives) ainsi que l'altitude influent sur la valeur du PCS
33
Processus d'exploitation du gaz naturel
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L'exploitation du gaz naturel passe par cinq étapes :
La production : extraction sur les sites puis acheminement vers la France
Le transport : acheminement du gaz naturel depuis les points d'entrée de l'importation vers les différentes régions de France
Le stockage : stockage du gaz dans des cavités salines, dans des nappes aquifères ou dans des anciens gisements
La distribution : acheminement du gaz vers les fournisseurs
La fourniture de gaz : revente du gaz aux consommateurs.
Amont : extraction et traitement
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Production de gaz naturel en 2019
États-Unis
(23,1 %)
Russie
(17,0 %)
Asie
(16,8 %)
Moyen-Orient
(17,4 %)
Autres (25,7 %)
Le gaz naturel et le pétrole brut sont souvent associés et extraits simultanément des mêmes gisements, ou encore des mêmes zones de production. Les hydrocarbures liquides proviennent du pétrole brut pour une proportion moyenne de l'ordre de 80 % ; les 20 % restants, parmi les fractions les plus légères, le
propane
et le
butane
sont presque toujours liquéfiés pour en faciliter le transport.
L'exploration (recherche de gisements) et l'extraction du gaz naturel utilisent des techniques à peu près identiques à celles de l'industrie du
pétrole
. Une grande partie des gisements de gaz connus à travers le monde a d'ailleurs été trouvée au cours de campagnes d'exploration dont l'objectif était de trouver du pétrole.
Lors de l'extraction d'un gaz sous pression, son refroidissement et sa détente à la tête de puits provoque la condensation des hydrocarbures (C
à C
qu'il peut contenir) et d'
eau
34
. Les hydrocarbures liquides légers récupérés, appelés «
condensats de gaz naturel
» ou «
liquide de puits de gaz naturel
» correspondent à un pétrole extrêmement léger, de très haute valeur (donnant de l'essence et du
naphta
). Tout le reste (hydrocarbures C
à C
, dioxyde de carbone, sulfure d'hydrogène et hélium) est gazeux à température ambiante et acheminé par
gazoduc
vers une usine de traitement de gaz. Il faut donc deux réseaux de collecte, un pour le gaz et un pour les condensats.
Dans cette usine (qui peut être proche des gisements, ou proche des lieux de consommation), le gaz subit ensuite une
déshydratation
par
point de rosée
, puis les différents composants sont séparés. Les hydrocarbures C
à C
sont vendus sous le nom de
gaz de pétrole liquéfié
(GPL et non pas
GNL
). Le dioxyde de carbone est le plus souvent simplement rejeté dans l'atmosphère, sauf s'il y a un utilisateur proche. Parfois, on le réinjecte dans une formation souterraine (
séquestration du CO
) pour réduire les émissions de gaz à
effet de serre
. Le gaz acide est vendu à l'industrie chimique ou séquestré. L'
hélium
est séparé et commercialisé, s'il est présent en quantité suffisante - dans certains cas, il représente une addition très importante aux revenus générés par le gisement.
Les condensats et les GPL ont une telle valeur marchande que certains gisements sont exploités uniquement pour eux, le « gaz pauvre » (méthane) étant réinjecté au fur et à mesure, faute de débouchés locaux. Même lorsque l'essentiel du gaz pauvre est vendu, on en réinjecte souvent une partie dans le gisement, pour ralentir la baisse de pression, et récupérer finalement une plus grande partie des condensats et du GPL.
L'autre partie (la plus grande) est transportée par gazoduc ou par
méthanier
vers les lieux de consommation.
Aval : transport gazeux ou liquide
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Le
méthanier
LNG BONNY
en maintenance technique à Brest.
Le transport du gaz traité (gaz pauvre, presque exclusivement du méthane) est par nature beaucoup plus difficile que pour le pétrole. Cela explique que, pendant longtemps, les gisements de gaz n'intéressaient les compagnies que s'ils étaient relativement proches des lieux de consommation, tandis que les gisements trouvés dans des endroits isolés n'étaient développés que si leur taille justifiait les infrastructures nécessaires. Sachant que la rentabilité des gisements gaziers s'est considérablement améliorée depuis plusieurs années, plusieurs gisements qui étaient vus comme « sub-commerciaux » sont maintenant profitables.
Pour transporter le gaz naturel des gisements vers les lieux de consommation, les
gazoducs
sont le moyen le plus courant. Toutefois, une part croissante du gaz consommé est transportée sous forme liquide, à
−162
°C
et à pression atmosphérique, c'est-à-dire sous forme de
gaz naturel liquéfié
(GNL), dans des
méthaniers
. Sous cette forme liquide, le gaz naturel offre un pouvoir calorifique égal à plus de la moitié de celui du fioul domestique, à volume égal
n 1
Cette solution, qui permet de « condenser » l'énergie gazeuse sous un volume réduit, exige des investissements très lourds, tant pour la
liquéfaction
n 2
que pour le transport
n 3
. À titre indicatif, le coût d'une usine de liquéfaction de taille minimale, de l'ordre de 45 Gthermies par an (
3,5 millions
de tonnes de gaz naturel liquéfié), est de l'ordre de 400 à
500 millions
USD
et, si l'on veut doubler cette capacité, il faut ajouter 85 % de plus à ce coût.
Les navires de transport, dotés de réservoirs cryogéniques, coûtent également très cher : en 2006, plus de
200 millions
d'
euros
pour une capacité de 100 000
, soit le prix d'un
pétrolier
de quelque 300 000
Au vu de l'augmentation constante des besoins en énergie de toutes sortes et de la flambée du prix du pétrole depuis le début du
XXI
siècle, tous ces investissements sont amplement justifiés. La filière du GNL nécessite cependant une taille importante pour être économiquement viable, il faut donc une forte production à exporter pour justifier la construction d'une usine de liquéfaction et, inversement, d'importants besoins d'importation pour construire un terminal de réception. En 2006, il n'existe aucun projet en dessous de deux à trois millions de tonnes par an pour l'exportation, et un seul pour l'importation
[réf. nécessaire]
Lors de sa liquéfaction, le gaz naturel est fractionné, si nécessaire, pour le séparer de l'
éthane
, du
propane
et du
butane
. À l'arrivée près des lieux de consommation, le GNL est éventuellement stocké sous forme liquide puis vaporisé dans des terminaux méthaniers. Il est alors émis sur un réseau de transport classique. Ici encore, il faut des investissements importants pour la réception, le stockage et la vaporisation. Ces investissements sont cependant moindres que pour la liquéfaction ou le transport par méthanier.
Pour le traitement, et si l'on veut séparer les
gaz de pétrole liquéfié
(GPL) avant le transport, à partir des gisements de gaz et de condensats (si ceux-ci sont proches), on installe deux réseaux de collecte, un pour le gaz naturel et un autre pour les condensats. Le gaz et les condensats sont dirigés vers des installations de traitement et de désulfurisation.
Articles détaillés :
Gaz naturel liquéfié
et
Gazoduc
Économie du gaz
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Marché à terme et marché spot
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Dans les pays importateurs de gaz, ce combustible est acheté sur
35
le
marché à terme
: qui peut être soit un
marché organisé
, soit un marché
de gré à gré
. Dans le cadre des échanges de gré à gré, les contrats à long terme comportent habituellement des clauses d'
indexation
du gaz sur divers indices, qui peuvent être les prix des marchés organisés ou le prix du principal substitut au gaz qui était, jusqu'au début des années 2000, le pétrole ;
le
marché spot
qui s'est découplé du marché à terme depuis que le pétrole n'est plus le substitut principal du gaz.
Selon l'approvisionnement sur ces deux marchés, le prix peut dépendre du
prix spot
, du
prix forward
et de divers indices pétroliers ou gaziers.
Réserves de gaz naturel
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En 2022, selon la BGR (
Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe
, en français : Institut fédéral allemand des géosciences et des ressources naturelles
36
), les réserves mondiales prouvées (réserves estimées récupérables avec une certitude raisonnable dans les conditions techniques et économiques existantes) de gaz naturel atteignaient 210 843
Gm
milliards de mètres cubes
), en hausse de 9,7 % par rapport à 2010. Le Moyen-Orient regroupe 39,4 % des réserves mondiales et les pays de l'ex-URSS 32,5 %
37
Réserves prouvées de gaz naturel
Rang
2022
Pays
fin 2010
(Tm
38
fin 2022
(Tm
37
% 2022
variation
2022/2010
Production
2024 (Gm
s 1
ratio R/P*
Russie
47,58
47,76
22,7 %
+0,4 %
629,9
76
Iran
30,06
33,99
16,1 %
+13 %
262,9
129
Qatar
25,32
23,83
11,3 %
-6 %
179,5
133
États-Unis
7,72
16,39
7,8 %
+112 %
1 033
16
Turkménistan
8,03
13,95
6,6 %
+56 %
73,5
190
Arabie saoudite
7,79
9,32
4,4 %
+20 %
121,5
77
Émirats arabes unis
6,03
8,20
3,9 %
+36 %
61,4
134
Chine
2,81
6,34
3,0 %
+126 %
248,4
25,5
Nigeria
5,29
5,91
2,8 %
+12 %
46,8
126
10
Venezuela
5,20
5,54
2,6 %
+6,5 %
31,7
175
11
Irak
3,17
3,71
1,8 %
+17 %
11,9
312
12
Mozambique
0,13
2,83
1,3 %
x22
nd
nd
13
Canada
2,19
2,46
1,2 %
+12 %
194,2
12,7
14
Algérie
4,50
2,28
1,1 %
-49 %
94,7
24
15
Malaisie
2,40
2,15
1,0 %
-10 %
80,4
27
16
Azerbaïdjan
1,88
1,92
0,9 %
+2 %
37,8
51
17
Ouzbékistan
1,56
1,85
0,9 %
+19 %
42,2
44
18
Kazakhstan
3,25
1,83
0,9 %
-44 %
29,7
62
19
Australie
2,92
1,81
0,9 %
-38 %
150,1
12
20
Égypte
2,18
1,78
0,8 %
-18 %
47,5
37
Total mondial
192,1
210,8
100,0 %
+9,7 %
4 124,5
51
Tm
= 10
12
mètres cubes ; Gm
= milliards de mètres cubes
*R/P = Réserves /Production 2024 (années restantes au rythme actuel)
Les quatre premiers pays de la liste totalisent 57,9 % des réserves mondiales.
D'importantes réserves de gaz naturel ont été découvertes en Méditerranée orientale ; cette zone appelée le « bassin du Levant » recèlerait, selon les estimations de l'
Institut d'études géologiques des États-Unis
, 3 400
Gm
(milliards de mètres cubes) de gaz naturel « en place ». La totalité ne sera pas récupérable, mais de telles réserves pourraient assurer la consommation d'un pays comme la France pendant plus de cinquante ans au moins. Les premières découvertes datent de 2009 dans les eaux israéliennes : Tamar, puis Léviathan en 2010, Aphrodite dans les eaux de Chypre en 2011, et Zohr en 2015 dans les eaux égyptiennes, où ENI, associé au russe
Rosneft
(30 %) et à BP (10 %), prévoit le début de la production fin 2017 ; le démarrage de Léviathan est prévu fin 2019-début 2020. Total et ENI ont lancé en
juillet 2017
l'exploration du champ d'Onisiforos au large de Chypre ; l'Égypte a lancé des projets de grande envergure au large du
delta du Nil
et le Liban s'apprête à attribuer des permis à l'automne 2017
39
Un projet gazier géant est en développement au large du Mozambique, piloté initialement par Anadarko, puis par Total en 2019. Le gaz, pompé au fond de l'Océan indien puis acheminé par gazoduc vers la côte, sera transformé en gaz naturel liquéfié (GNL) puis exporté par navire méthanier. Un autre projet de grande est également lancé par l'américain Exxon. Selon Wood Mackenzie, le Mozambique produira 6 % du GNL mondial lorsque les projets d'Anadarko et d'Exxon atteindront leur régime de croisière en 2027
40
. Les gisements découverts au nord du Mozambique depuis le début des années 2010 totalisent près de 5 000
Gm
. Total construit deux trains de liquéfaction, d'une capacité de 13
Mt/an
; la production devrait débuter en 2024. Mais depuis 2017, un groupe djihadiste sème la terreur dans cette région
40
Statistiques de production
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modifier le code
Le graphique qui aurait dû être présenté ici ne peut pas être affiché car il utilise l'ancienne extension Graph, désactivée pour des questions de sécurité. Des indications pour créer un nouveau graphique avec la nouvelle extension Chart sont disponibles
ici
Production de gaz naturel des six principaux producteurs
Source :
Energy Institute
41
s 1
En 2024, selon l'
Energy Institute
, la production mondiale de gaz naturel a atteint 4 124,5
Gm
(milliards de mètres cubes), en hausse de 1,5 % par rapport à 2023 et de 19,7 % depuis 2014. La production des États-Unis reste au même niveau qu'en 2023 ; leur part de marché passe à 25,0 %, loin devant la Russie (15,3 %)
s 1
Les statistiques de production gazière diffèrent selon les sources, car les modes de calcul peuvent ou non inclure le
gaz associé brûlé en torchère
, ou donner des volumes de gaz avant ou après séchage et extraction des contaminants ,
etc.
Les données de l'
Agence internationale de l'énergie
sont un peu plus élevées que celles de l'Energy Institute, avec une production mondiale de 147,06
EJ
pour 2023
42
contre 146,31
EJ
selon l'Energy Institute.
La production a progressé de 108 % en
33 ans
, de 70,66
EJ
en 1990 à 147,06
EJ
en 2023
42
La part du gaz naturel dans la production mondiale d'
énergie primaire
était en 2023 de 22,9 % contre 28,6 % pour le charbon et 29,6 % pour le pétrole ; cette part a fortement progressé : elle n'était que de 19,3 % en 1990
42
Production mondiale de gaz naturel
42
Année
Production (EJ)
Accroissement
Part prod. énergie primaire
1990
70 658
19,3 %
2000
86 243
20,8 %
2010
113 600
21,4 %
2015
124 487
21,8 %
2016
127 220
+2,2 %
22,4 %
2017
132 161
+3,9 %
22,8 %
2018
137 042
+3,7 %
22,8 %
2019
142 506
+4,0 %
23,3 %
2020
139 600
-2,0 %
23,7 %
2021
145 935
+4,5 %
23,9 %
2022
146 656
+0,5 %
23,3 %
2023
147 061
+0,3 %
22,9 %
2024
s 2
148 480
+1,0 %
25,1 %
s 3
NB : l'Energy Institute attribue au gaz naturel (et autres combustibles fossiles) une part plus importante dans la production d'énergie primaire que l'Agence internationale de l'énergie parce qu'il ne prend pas en compte la biomasse autoconsommée.
Production de gaz naturel des principaux producteurs (
Exajoules
s 2
rang
Pays
Production
2014
Production
2024
% du total
2024
Variation
2024/2014
Notes
États-Unis
25,37
37,19
25,0 %
+46,6 %
n 4
Russie
21,28
22,68
15,3 %
+6,6 %
n 5
Iran
6,32
9,46
6,4 %
+50 %
n 6
Chine
4,72
8,94
6,0 %
+89 %
Canada
5,72
6,99
4,7 %
+22 %
Qatar
6,10
6,46
4,4 %
+6 %
Australie
2,35
5,41
3,6 %
+130 %
Arabie saoudite
3,50
4,37
2,9 %
+25 %
Norvège
3,83
4,08
2,7 %
+6,5 %
10
Algérie
2,89
3,41
2,3 %
+18 %
n 7
11
Malaisie
2,60
2,89
1,9 %
+11 %
12
Turkménistan
2,29
2,64
1,8 %
+15 %
n 8
13
Indonésie
3,14
2,57
1,7 %
-18 %
n 9
14
Émirats arabes unis
1,90
2,21
1,5 %
+16 %
15
Égypte
1,69
1,71
1,2 %
+1,2 %
n 10
16
Nigeria
1,44
1,69
1,1 %
+17 %
17
Oman
1,06
1,63
1,1 %
+54 %
18
Argentine
1,24
1,59
1,1 %
+28 %
19
Ouzbékistan
2,03
1,52
1,0 %
-25 %
20
Azerbaïdjan
0,66
1,36
0,9 %
+106 %
Total monde
124,03
148,48
100,0 %
+19,7 %
Source :
Energy Institute
(hors gaz brûlé en torchère ou réinjecté ; y compris gaz produit pour liquéfaction).
En 2017, la production de
gaz russe
a bondi de 8 % et les États-Unis, d'importateur net sont devenus exportateur grâce au
gaz de schiste
43
Pour plus d'informations sur la production par pays, on pourra se reporter à la série
régions pétrolifères
ou aux articles sur l'énergie dans le pays concerné (
ex. :
Énergie aux États-Unis
Énergie en Russie
etc.
).
Statistiques de consommation
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modifier le code
Consommation de gaz naturel en 2024 (source : Energy Institute)
États-Unis
(21,9 %)
Russie
(11,6 %)
Chine
(10,6 %)
Iran
(5,9 %)
Canada
(3,1 %)
Autres (46,9 %)
Le graphique qui aurait dû être présenté ici ne peut pas être affiché car il utilise l'ancienne extension Graph, désactivée pour des questions de sécurité. Des indications pour créer un nouveau graphique avec la nouvelle extension Chart sont disponibles
ici
Consommation de gaz naturel des quatre principaux consommateurs
Source :
Energy Institute
41
s 4
Le gaz naturel est devenu une industrie globale après avoir été perçu comme un coproduit (gaz associé) encombrant et dangereux des puits de pétrole (cf
Torchage et rejet de gaz naturel
).
Brûleur de 300
kW
compact pour le chauffage d'une
étuve industrielle
En 2024, selon l'
Energy Institute
, le monde a consommé 4 128
Gm
(milliards de mètres cubes) de gaz naturel
s 4
, soit 148,6
EJ
, en hausse de 2,8 % par rapport à l'année précédente et de 21,5 % par rapport à 2014
s 5
Le gaz naturel était en 2023 la troisième source d'énergie la plus utilisée dans le monde avec 22,7 % de l'approvisionnement mondial en
énergie primaire
, après le
pétrole
(30,2 %) et le
charbon
(27,8 %) ; sa part a fortement progressé : elle n'était que de 19,1 % en 1990
44
. Le gaz naturel était utilisé principalement en 2023 pour la production d'électricité et de chaleur de réseau : 40,5 % (centrales électriques : 28,6 %, centrales de
cogénération
: 10,0 %, chaufferies des
réseaux de chauffage urbain
: 1,9 %), les besoins propres de l'industrie énergétique : 9,2 % et sa
consommation finale
: 48,8 % de l'approvisionnement total
45
. Sa consommation finale se répartissait en 2023 entre le
secteur industriel
: 40,0 %, le
secteur résidentiel
: 27,9 %, le
secteur tertiaire
: 12,8 %, les utilisations non énergétiques (chimie, engrais) : 10,4 %, le secteur des transports : 7,9 % et l'agriculture : 0,8 %
46
Le gaz naturel est de plus en plus utilisé par l'industrie pour produire de la chaleur (chauffage, fours…) et de l'
électricité
, éventuellement en cogénération. En 2023, au niveau mondial, 22,1 % de l'électricité était produite à partir de gaz naturel (charbon : 35,5 %, nucléaire : 9,1 %, hydroélectricité : 14,6 %, éolien : 7,7 %, solaire : 5,4 %, biomasse et déchets : 2,6 %), contre 14,6 % en 1990
47
, et 34,0 % de la chaleur produite pour alimenter les
réseaux de chaleur
était tirée du gaz naturel (charbon : 50,8 %, pétrole : 3,1 %, biomasse : 3,6 %, déchets : 2,8 %, géothermie : 2,3 %)
48
. Chez les particuliers, le gaz naturel est utilisé pour le chauffage, l'
eau chaude
et la cuisson des aliments. Le gaz naturel comprimé en bouteilles est utilisé dans de nombreux pays comme carburant pour des véhicules (
GNV
).
Consommation de gaz naturel des principaux pays consommateurs (
Exajoules
s 5
Pays
Consommation
2014
Consommation
2024
Variation
2024/2014
% en 2024
États-Unis
26,0
32,5
+25 %
21,9 %
Russie
15,2
17,2
+13 %
11,6 %
Chine
6,87
15,8
+130 %
10,6 %
Iran
6,24
8,8
+41 %
5,9 %
Canada
3,95
4,6
+16 %
3,1 %
Arabie saoudite
3,5
4,4
+26 %
2,9 %
Mexique
2,84
3,6
+27 %
2,4 %
Japon
4,49
3,3
-27 %
2,2 %
Allemagne
2,66
2,8
+5 %
1,9 %
10
Émirats arabes unis
2,3
2,6
+13 %
1,7 %
11
Inde
1,75
2,5
+43 %
1,7 %
12
Corée du Sud
1,8
2,3
+28 %
1,5 %
13
Royaume-Uni
2,52
2,2
-13 %
1,5 %
14
Égypte
1,66
2,2
+33 %
1,5 %
15
Italie
2,12
2,1
-1 %
1,4 %
16
Ouzbékistan
1,75
2,0
+14 %
1,3 %
17
Turquie
1,68
1,8
+7 %
1,2 %
18
Algérie
1,3
1,8
+38 %
1,2 %
19
Thaïlande
1,8
1,7
-6 %
1,2 %
20
Malaisie
1,61
1,7
+6 %
1,1 %
21
Indonésie
1,59
1,7
+7 %
1,1 %
22
Argentine
1,66
1,6
-4 %
1,1 %
23
Australie
1,35
1,3
-4 %
0,9 %
24
Pakistan
1,26
1,3
+3 %
0,9 %
25
France
1,36
1,2
-12 %
0,8 %
Total Monde
122,31
148,6
+21 %
100 %
Principaux exportateurs
modifier
modifier le code
Les principaux pays exportateurs, selon l'
Energy Institute
, sont :
Exportations de gaz naturel en 2024 (milliards de mètres cubes)
Rang
2024
Pays
par gazoduc
s 6
par mer (
GNL
s 7
total 2024
% en 2024
Clients principaux
États-Unis
91,0
115,2
206,2
18,1 %
Mexique (64,1), Canada (27,2), Asie (38,7, dont Japon : 8,6, Corée du sud : 7,8, Inde : 7,3, Chine : 5,8), Europe (60,7, dont France : 9,5, Royaume-Uni : 6,8, Espagne : 5,1, Italie : 5,0, Turquie : 4,9)
Russie
108,2
44,3
152,5
13,4 %
Union européenne (48,1), Turquie,
Biélorussie
(15,9), Chine (38,1), Japon (7,7)
Qatar
18,9
106,9
125,8
11,1 %
Asie (85,2, dont Chine : 25,2, Inde : 15,3, Corée du sud : 12,2, Pakistan : 9,8, Taïwan : 7,4, Japon : 3,9, Thaïlande : 3,1), Europe (14,6, dont Italie : 6,6, Belgique : 3,1, Royaume-Uni : 0,8, Espagne : 1,0),
Émirats arabes unis
(17,4)
Norvège
118,7
6,4
125,1
11,0 %
Union européenne (93,0), reste de l'Europe (31,7)
Australie
106,8
106,8
9,4 %
Chine (35,8), Japon (34,2), Corée du sud (15,6), Taïwan (11,0), Malaisie (3,4)
Canada
87,6
87,6
7,7 %
États-Unis (87,6)
Algérie
32,8
16,0
48,8
4,3 %
Union européenne (38,9), Turquie (5,5), Afrique (3,4)
Turkménistan
44,9
44,9
3,9 %
Chine (32,8), Russie (4,7)
Malaisie
36,0
36,0
3,2 %
Japon (13,2), Chine (10,5), Corée du Sud (8,4)
10
Azerbaïdjan
24,4
24,4
2,1 %
Union européenne (11,9), reste de l'Europe (12,4)
11
Indonésie
3,9
16,5
20,4
1,8 %
Singapour (4,0), Chine (4,9), Japon (4,3), Corée du Sud (4,2)
12
Nigeria
18,4
18,4
1,6 %
Europe (5,8), Asie (9,1)
13
Oman
16,0
16,0
1,4 %
Corée du Sud (6,5), Japon (4,6), Inde (2,0)
14
Iran
15,0
15,0
1,3 %
Moyen-Orient (7,8), Europe (6,8)
Total mondial
593,3
544,1
1 137,4
100 %
NB : il s'agit d'exportations brutes, c'est-à-dire que le volume des importations n'en est pas déduit. Par exemple, le Canada a exporté 87,6
Gm
aux États-Unis, mais a aussi importé 27,2
Gm
de ce même pays. De même entre le Royaume-Uni et les Pays-Bas.
Les échanges inter-régionaux
n 11
par gazoducs sont passés de 437,9
Gm
en 2014 à 419,5
Gm
en 2024, en recul de 4,2 %. Ils ont atteint un pic de 512,4
Gm
en 2018 et de fortes chutes en 2020 (-10,0 %), en 2022 (-16,1 %) et en 2023 (-9,3 %). Les échanges par mer (GNL) sont passés de 282,9
Gm
en 2014 à 465,3
Gm
en 2024, en progression de 64 % ; leur part s'est ainsi accrue en dix ans de 39 % à 53 %
s 8
Les exportations russes ont baissé de 30 % en 2022 et de 22 % en 2023 ; cette baisse concerne seulement les exportations par gazoducs : -56 % en deux ans, qui regagnent cependant 22 % en 2024 ; les exportations russes de GNL augmentent de 12 % en trois ans. Les exportations des États-Unis augmentent de 15 % entre 2021 et 2024
s 8
En
janvier 2022
, 101 cargos ont quitté les ports américains pour aller livrer 7,3
Mt
de GNL dans le monde, soit quatre de plus qu'au départ du Qatar, ce qui porte les États-Unis au rang de premier exportateur mondial pour le deuxième mois consécutif, selon l'agence Bloomberg. Plus d'un tiers des cargos ont livré leur GNL en Europe. Les États-Unis ont été la principale source de croissance de l'offre de GNL en 2021, ajoutant
25 millions
de tonnes métriques ; ils étaient le troisième exportateur de GNL derrière l'Australie et le Qatar pour l'ensemble de l'année 2021 et sont sur le point de prendre la première place en 2022
49
Le
2 novembre 2023
, le
département d'État américain
annonce de nouvelles sanctions, en particulier contre le projet de
gaz naturel liquéfié
(GNL) Arctic
LNG 2
, dont les exportations sont sur le point de commencer. Les terminaux de GNL existants ne sont pas concernés, alors que les importations de GNL russe en Europe ont augmenté de près de 40 % sur les sept premiers mois de 2023 par rapport à la même période en 2021 ; l'Union européenne aurait acheté 52 % de la production russe de GNL, contre 49 % en 2022 et 39 % en 2021. Le gaz russe représente encore près de 15 % de la consommation européenne, dont la moitié est constituée de GNL. Les principaux pays importateurs de GNL russe sont la Chine, le Japon, l'Espagne, la Belgique et la France
50
Principaux importateurs
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Les principaux pays ou régions importateurs, selon l'
Energy Institute
, sont :
Importations de gaz naturel en 2024 (milliards de m
Pays
par gazoduc
s 6
par mer
GNL
s 7
total 2024
% en 2024
Fournisseurs principaux
Union européenne
157,2
111,7*
268,9
23,6 %
Norvège (93,0), États-Unis (49,0), Russie (48,2), Algérie (38,9), Qatar (13,8), Azerbaïdjan (11,9), Nigeria (5,5)
reste de l'Europe
74,8
21,8*
106,0
8,6 %
Norvège (31,4), Russie (24,7), Azerbaïdjan (12,4), États-Unis (11,7), Iran (6,8), Algérie (6,0)
Chine
71,3
105,2
176,5
15,5 %
Russie (38,1), Australie (35,8), Turkménistan (32,8), Qatar (25,2), Malaisie (10,5), États-Unis (5,8), Indonésie (4,9), Myanmar (4,7), Kazakhstan (4,5), Papouasie (3,3)
Japon
89,0
89,0
7,8 %
Australie (34,2), Malaisie (13,2), États-Unis (8,6), Russie (7,7), Papouasie (5,0), Oman (4,6), Indonésie (4,3), Qatar (3,9), Brunei (3,7)
États-Unis
87,7
0,5
88,2
7,8 %
Canada (87,6)
Mexique
63,9
1,0
64,9
5,7 %
États-Unis (64,1)
Corée du Sud
63,6
63,6
5,6 %
Australie (15,6), Qatar (12,2), Malaisie (8,4), États-Unis (7,8), Oman (6,5), Indonésie (4,2), Russie (2,9)
Inde
37,9
37,9
3,3 %
Qatar (15,3), États-Unis (7,3), Émirats arabes unis (4,6)
Taïwan
29,1
29,1
2,6 %
Australie (11,0), Qatar (7,4), États-Unis (2,9)
Total mondial
593,3
544,1
1 137,4
100 %
* les importations de GNL de l'Union européenne se répartissent en 25,7
Gm
pour la France, 18,4
Gm
pour l'Espagne, 14,6
Gm
pour l'Italie, 7,7
Gm
pour la Belgique et 45,3
Gm
pour les autres pays membres ; les pays européens hors EU importateurs de GNL sont le Royaume-Uni (9,7
Gm
) et la Turquie (12,0
Gm
).
NB : ces importations sont brutes, elles coexistent parfois avec des exportations (États-Unis vers Canada, Pays-Bas vers pays voisins, Royaume-Uni, etc.).
Les importations européennes baissent de 6,3 % en 2022, de 15,6 % en 2023 et de 10,6 % en 2024. Ces baisses ne concernent que les importations par gazoducs : -34,8 % en 2022 et -28,7 % en 2023 ; par contre, les importations de GNL augmentent de 56 % en 2022, puis baissent de 24 % entre 2022 et 2024. Les importations de la Chine augmentent de 8 % entre 2021 et 2024
s 8
Importations et exportations de gaz naturel en 2023 (EJ)
51
Pays
Importations
2023
Exportations
2023
Importations
nettes 2023
Chine
6,21
0,25
5,96
Japon
3,55
3,55
Allemagne
2,79
2,79
Corée du Sud
2,42
2,42
Italie
2,36
0,10
2,26
Mexique
1,96
1,96
Turquie
1,93
0,03
1,90
France
1,92
0,56
1,36
Inde
1,32
1,32
Taïwan
1,24
1,24
Espagne
1,43
0,27
1,16
Royaume-Uni
1,78
0,63
1,15
Thaïlande
0,76
0,76
Pays-Bas
1,34
0,66
0,68
Pologne
0,62
0,03
0,59
Belgique
0,89
0,32
0,57
Exportateurs :
États-Unis
3,26
8,49
-5,23
Qatar
5,17
-5,17
Russie
0,16
5,32
-5,16
Norvège
0,004
4,62
-4,61
Australie
0,05
4,54
-4,49
Canada
0,89
3,24
-2,35
Algérie
2,07
-2,07
Turkménistan
1,71
-1,71
Malaisie
0,37
1,39
-1,02
Azerbaïdjan
0,11
0,97
-0,86
Indonésie
0,76
-0,76
Nigeria
0,68
-0,68
Iran
0,61
-0,61
Monde
45,92
47,96
-2,04
Économie du gaz en Chine
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Article détaillé :
Énergie en Chine#Gaz naturel
La Chine a lancé une réforme pour que le prix du gaz soit calculé sur indexés sur les prix des énergies concurrentes formés par les forces du marché, plutôt que sur les coûts de production, comme c'était le cas auparavant
52
Économie du gaz dans l'Union européenne
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Article détaillé :
Énergie en Europe
Présentation
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En 2013, l'
Union européenne
(UE) consomme
387
Mtep
de gaz naturel (23,2 % de son
énergie primaire
53
. Après une baisse de 5 % en 2013, le volume total de gaz échangé dans les hubs européens a augmenté de 25 % en 2014, atteignant plus de 40 000
TWh
, un nouveau record.En 2017, L'Union européenne dépend à 65 % d'un gaz importé, notamment de
Russie
. Jusqu'à 90 % du gaz consommé dans l'UE a traversé au moins une frontière, ce qui la rend vulnérable à une crise gazière
54
.En 2023, les principaux pays exportateurs de gaz naturel à destination de l’UE sont la Norvège (30,30 %) et les États-Unis (19,40 %). La part de gaz en provenance de la Russie a fortement diminué depuis l’
invasion de l’Ukraine
en 2022, passant de 40 % à 8 %
55
56
En 2022, l’UE consomme 350 milliards de mètres cubes de gaz naturel
57
Historique
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Le
gaz du gisement de Groningue
(« gaz L ») fut utilisé massivement après sa découverte en 1959. Puis la découverte et l'exploitation des gisements anglais et norvégiens et l'arrivée de fournisseurs hors de l'
espace économique européen
(Russie principalement), l'utilisation de
gaz naturel liquéfié
(GNL) et les restrictions des années 1970 d'exportation du
gaz L
aux Pays-Bas ont diminué l'importance du
gaz L
en Europe
58
Sous l'égide de la
Commission européenne
(CE), un Forum européen de régulation du gaz (dit « Forum de Madrid ») se réunit deux fois l'an depuis 1999. Des représentants des autorités nationales de régulation, des gouvernements, de la Commission européenne, les gestionnaires de réseau de transport du gaz, des vendeurs et négociants de gaz, des consommateurs et des utilisateurs du réseau gazier et des marchés d'échange de gaz y discutent de la mise en place d'un
marché intérieur du gaz
. En 2013, ils négocient la tarification des échanges transfrontaliers, la gestion des
« faibles capacités d'interconnexion »
et d'autres verrous techniques ou commerciaux faisant obstacle au marché intérieur gazier. En 2013, un règlement impose comme priorité le développement de l'interconnexion transfrontalière des réseaux énergétiques (gaz, pétrole, électricité).
Le lobby industriel gazier est notamment représenté au Forum de Madrid par l'association
Eurogas
. Elle défend les intérêts des principaux industriels et associations de l'industrie gazière européenne. Présidée par
Jean-François Cirelli
, vice-président de
GDF Suez
, elle est aussi présent dans le
Gas Coordination Group
, le
Citizens Energy Forum
et d'autres groupes d'intérêts.
En 2013, Eurogas estimait que la part du gaz russe dans les 28 pays de l'UE a atteint 27 % (contre 23 % en 2012) ; alors que la consommation gazière de l'UE diminuait pour la troisième année consécutive, baissant de 1,4 % à 462 milliards de mètres cubes, après des baisses de 10 % et 2 % en 2011 et 2012 ; la production européenne de gaz a décliné (de 1 % passant à 156 milliards de mètres cubes) mais reste la première source (33 % de la consommation, comme en 2012) de l'UE ; la Norvège a elle aussi légèrement augmenté sa part (23 % contre 22 % en 2012), tandis que le troisième fournisseur, l'Algérie, a vu sa part baisser de 9 à 8 % ; le
Qatar
, qui envoie du gaz sous sa forme liquéfiée (
gaz de pétrole liquéfié
), n'a représenté que 4 % en 2013 (contre 6 % en 2012), alors que le GNL trouve des débouchés plus rémunérateurs en Asie ; la part de la Russie remonte à environ 40 % des importations de l'UE, alors que la tendance était plutôt à un déclin au cours de la décennie précédent ; le déclin de la demande gazière dans le mix électrique est partiellement attribué à la concurrence des
énergies renouvelables
subventionnées, mais aussi aux bas prix du charbon ; en 2012, le gaz a représenté 23,1 % de la consommation d'énergie primaire dans l'UE
59
La consommation européenne gazière a chuté de 11 % en 2014 ; ni la crise de 2009, ni l'année noire 2011 n’avaient provoqué une telle débâcle : la consommation avait alors respectivement reculé de 7,2 % et de 9,5 %, sans toutefois se redresser ensuite : la baisse a été de 3,7 % en 2012 et de 1,3 % en 2013. La douceur du climat explique une partie de cette baisse, car elle pèse sur les besoins en chauffage des Européens : au premier semestre, le recul s’est élevé à 18 % ; cet effet climat est venu s’ajouter à la baisse de la consommation des industriels liée au ralentissement économique et à la moindre utilisation du gaz pour la production d’électricité, où il est concurrencé par les énergies renouvelables et un
charbon
meilleur marché. Selon GDF Suez, les énergéticiens européens ont fermé 70 gigawatts de capacités de centrales à gaz ces dernières années
60
Gazprom
, principal fournisseur de gaz de l'UE, a annoncé en
janvier 2015
à ses clients qu'ils devront aller chercher leur gaz à leurs frais en Turquie, appelée à remplacer l'Ukraine comme zone de transit après l'abandon par la Russie du projet de gazoduc
South Stream
. Or GDF Suez,
ENI
E.ON
et autres gaziers européens disposent de contrats de long terme prévoyant que Gazprom leur livre du gaz en des points précis, et non à la frontière gréco-turque. Gazprom devrait alors payer des pénalités énormes. Les pays européens sont diversement concernés par ce bras de fer : le Royaume-Uni, la Belgique et les Pays-Bas n'achètent pas de gaz russe, la Pologne et l'Allemagne sont approvisionnés via le Belarus ; mais l'Autriche, la Slovaquie, la République tchèque, tous les pays du sud et du sud-est de l'Europe, ainsi que des clients italiens ou français, sont concernés
61
Le principe de solidarité entre États-membres en cas de crise du gaz a été validé par les
eurodéputés
(en
septembre 2017
). Une nouvelle législation vise
« une plus grande transparence »
et une moindre dépendance énergétique de l'UE ; les États devront en cas de crise (mais en « dernier recours ») partager leurs réseaux gaziers dans le cadre d’une
« coopération régionale »
prévoyant par
« blocs régionaux »
des
« corridors d'approvisionnement d'urgence »
et des
« clients protégés par solidarité »
(clients ciblés, ménages ou services publics tels que des hôpitaux)
54
. Des compensations sont prévues pour ceux qui auront à aider leurs voisins
54
. Chaque État-membre doit rédiger (avec l'aide de la Commission) un Plan de prévention et d'urgence en cas de pénurie
54
. Les compagnies gazières devront notifier ceux de leurs contrats à long-terme dits
« pertinents pour la sécurité de l'approvisionnement »
(c'est-à-dire représentant 28 % de la consommation annuelle de gaz d'un État-membre)
54
La réglementation environnementale 2020 (RE 2020) entrainera la disparition progressive des logements neufs chauffés au gaz naturel en France, un mouvement déjà engagé en Suède, aux Pays-Bas et au Royaume-Uni qui ont adopté des réglementations similaires
62
Le programme de
transition énergétique
accélérée de l'UE
Fit for 55
risque d'accroître la dépendance de l'UE aux importations : le scénario de l'association
Agora Energiewende
sur la stratégie allemande de
neutralité carbone
en 2050 prévoit que, dans la phase intermédiaire de la transition, la production d'électricité à partir de gaz naturel augmentera de 70 % (de 79
TWh
en 2018 à 134
TWh
en 2030), puis en 2050 une demande annuelle d'hydrogène et autres carburants synthétiques de 432
TWh
, dont 348
TWh
(80,5 %) devront être importés
63
L'
invasion de l'Ukraine par la Russie
, qui commence le
24 février 2022
, suscite de nouvelles sanctions économiques de l'Europe contre la Russie. Le projet de gazoduc
Nord
Stream 2
est suspendu. La question de la dépendance de l'Europe au gaz russe est soulevée à la fois par la volonté de l'Europe de s'en départir et par la menace de la Russie de couper le flux vers l'Europe en représailles. Le prix du gaz en Europe atteint des niveaux record
64
. Des réflexions s'engagent sur la capacité de l'Europe à compenser ce manque par des livraisons de GNL, un recours accru au charbon et au nucléaire pour la production d'électricité et des réductions d'activité dans les industries consommatrices de gaz, mais ces solutions d'urgence coûteraient très cher et pourraient causer une récession, alors que les économies sortent juste de
celle liée à la pandémie de Covid-19
65
66
67
Dans un rapport publié début
novembre 2022
, l'
Agence internationale de l'énergie
appelle l'Europe à prendre des mesures immédiates pour éviter toute pénurie de gaz durant l'hiver 2023-2024. En 2022, l'Europe a profité de plusieurs facteurs favorables : la demande s'est effondrée en Chine, minée par le ralentissement économique et les nouveaux confinements décrétés, et le gaz russe a continué à arriver par gazoduc. Ce ne devrait plus être le cas en 2023, où la Chine pourrait capter 85 % de la croissance mondiale du marché du GNL en 2023. L'AIE estime la réduction de consommation nécessaire à 13 %
68
Le rapport de l'Union européenne sur l'état de l'union de l'énergie, publié le
11 septembre 2024
, constate que l'UE est parvenue à faire baisser sa demande de gaz de 18 % depuis l'invasion de l'Ukraine, dépassant l'objectif de 15 % fixé en 2022. La part des importations de gaz russe dans les importations totales de l'UE est tombée de 45 % en 2021 à 18 % en
juin 2024
69
En 2024, la part du gaz russe dans les importations européennes de gaz est remontée à 18 % contre 14 % en 2023, en grande partie grâce à son prix attractif. Les importations par gazoduc (Slovaquie, Hongrie et Autriche) ont augmenté de 19 % sur les trois premiers trimestres selon le Bruegel Institute, et celles de GNL sont passées à plus de 17
Mt
en 2024 contre 15,2
Mt
en 2023 selon Kpler
70
Économie du gaz en Belgique
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Deux types de gaz sont fournis sur le marché belge : le
gaz riche
ou
gaz H
(gaz issus du Royaume-Uni, de Norvège et de Russie ainsi que le
GNL
), et le
gaz L
gaz de Slochteren
). Le gaz H a un
PCS
de 11,630
kWh/Nm
, le gaz L a un PCS de 9,769
kWh/Nm
. Cette différence de pouvoir calorifique nécessite un acheminement du gaz H et du gaz L par des réseaux de canalisation différents et divise les utilisateurs belges en consommateur de gaz L et consommateur de gaz H. L'organisation du marché du gaz est dévolue au
CREG
Commission de régulation de l'électricité et du gaz
58
. D'ici 2030, la Belgique ne se fournira plus qu'en
gaz riche
car les Pays-Bas prévoient de diminuer, puis d'arrêter leur production de
gaz pauvre
. Une phase transitoire est en cours pour changer l’approvisionnement
71
Infrastructures gazières
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Zandvliet
et
Poppel
, deux points où arrivent le gaz en provenance des Pays-Bas (Gaz L). Capacité utilisable : 3 285
kNm
/h
, dont une partie est acheminée vers la France (1 750
kNm
/h
58
Terminal GNL à
Zeebruges
Zeebrugge Hub
(en)
) : reçoit les gaz provenant du Royaume-Uni (
National Balancing Point
via
Interconnector
(en)
), de Norvège (
zeepipe
(en)
), d'Algérie et du Qatar (
GNL
acheminé par
méthanier
58
Berneau
, point où arrive le gaz en provenance d'Allemagne, de Norvège et de Russie (Gaz H)
58
Stockage à
Bruges
Anvers
(Wuustwezel) et
Anderlues
58
Stations de compression à
Poppel
Winksele
Berneau
et
Sinsin
58
Réseau de transport
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Le
gestionnaire de réseau de transport
est
Fluxys
GDF Suez
72
Réseau de distribution
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Le
gestionnaire de réseau de distribution
est
Distrigaz
Ente nazionale idrocarburi
).
Économie du gaz en France
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Infrastructures gazières
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Les infrastructures comprennent
73
les
réseaux de transport
les réseaux de distribution ;
les sites de stockage ;
les
terminaux méthaniers
Les terminaux méthaniers sont au nombre de quatre :
Fos-Tonkin
Fos-Cavaou
Montoir-de-Bretagne
(près de
Saint-Nazaire
) et
Loon-Plage
(près de Dunkerque).
Deux autres projets sont en cours de développement au
port du Havre-Antifer
et à
Fos-sur-Mer
(projet
Fos-Faster
[réf. nécessaire]
Les
gazoducs
internationaux et les terminaux méthaniers sont reliés, au niveau des frontières et des ports (la France importe 98 % du gaz naturel qu'elle consomme) au réseau de transport principal, qui se subdivise en un réseau de transport régional.
Alors que le
réseau de transport d'électricité
est géré en France par un seul opérateur,
RTE
, les échanges de gaz sont organisés autour de trois zones d'équilibrage du réseau de transport. Les expéditeurs peuvent faire circuler leur gaz librement à l'intérieur d'une zone d'équilibre, en payant uniquement à l’entrée et à la sortie :
la zone nord, au nord d'une ligne allant de la
Vendée
au
Doubs
, est gérée par
GRTgaz
la zone sud, qui comprend le centre-ouest, le Massif central et un grand quart sud-est, relève également de GRTgaz ;
la zone sud-ouest est opérée par
Teréga
(ex-
TIGF
).
Le réseau de distribution achemine le gaz depuis les grandes infrastructures du réseau de transport jusqu'aux consommateurs. Vingt-cinq entreprises de distribution de gaz assurent ce service.
GrDF
assure la distribution de 96 % du marché français
74
. S'y ajoutent vingt-deux
entreprises locales de distribution
et trois « nouveaux entrants »
[réf. nécessaire]
Storengy
, filiale d'
Engie
, ainsi que Teréga (ex-
TIGF
), filiale de
Snam
GIC
EDF
et
Predica
75
76
, possèdent des installations de stockage de gaz réparties dans les différentes zones d'équilibre.
Marchés de gros
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Les opérateurs achètent du gaz sur les marchés de gros
77
soit au gré à gré, via des contrats de long terme qui permettent de garantir les approvisionnements. Le producteur s'engage à livrer des quantités de gaz que le client s'engage à acheter ;
soit via un marché intermédié. Des plateformes de négociations, telles que
Powernext
, permettent d'échanger des contrats
spot
de court terme ou des contrats de plus long terme.
Le prix de gros du gaz est fixé sur les cours des produits pétroliers, avec en général trois à six mois de décalage.
Marché de détail et prix du gaz
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Article détaillé :
Marché du gaz en France
Les clients en France peuvent choisir entre un tarif réglementé ou un prix de marché
78
Au
30 septembre 2014
, le nombre de consommateurs restés au tarif réglementé était de 7,39 millions contre 9,5 millions en 2010 ; sur les 3,2 millions de particuliers ayant abandonné le tarif réglementé, près de 90 % ont opté pour des offres à prix fixes, en particulier celles d'
EDF
(1 million de clients gaz), de
GDF Suez
lui-même (1,5 million) et de
Lampiris
(109 000 clients) qui a remporté en
janvier 2015
l’appel d’offres d’
UFC Que choisir
pour un achat groupé qui permettra aux souscripteurs de bénéficier pendant un an d’un tarif fixe égal au tarif réglementé de vente de
janvier 2015
décoté de 13 % ;
ENI
et
Direct Energie
proposent aussi des tarifs indexés sur le tarif réglementé, avec un rabais entre – 10 et – 1 %, mais la formule à prix fixes a été choisie par 80 % des 400 000 clients d'ENI et 10 % des 300 000 clients de Direct Energie
79
Sur les quelque 10,6 millions d’abonnés particuliers au gaz à fin
septembre 2014
, le fournisseur historique GDF Suez, seul habilité à proposer le tarif réglementé, en capte encore 8,9 millions (soit 84 %), qu’ils soient au tarif réglementé ou en offre de marché. EDF s’arroge la première place des fournisseurs « alternatifs », avec 9,5 % des parts de marché du nombre total de sites, et 60 % des parts de marché des fournisseurs alternatifs. En volume, la part de marché d’EDF est de 8 % (10
TWh
sur 125
TWh
80
Les tarifs réglementés de vente de gaz doivent en principe couvrir les coûts de fourniture des opérateurs (loi du
3 janvier 2003
81
). Ces tarifs sont fixés par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie, sur avis de la CRE.
Le tarif réglementé comme le prix de marché pour le particulier s'analyse comme la somme :
du tarif d'utilisation des réseaux, fixé par le gouvernement sur proposition de la
Commission de régulation de l'énergie
(CRE) ;
du coût d'utilisation des stockages, fixé par l'opérateur ;
et du tarif de fourniture.
L'
Autorité de la concurrence
a rendu en 2013 un avis préconisant la suppression progressive des tarifs réglementés du gaz, en commençant par les consommateurs industriels ; elle considère que ces tarifs constituent le principal facteur de dysfonctionnement du marché de la fourniture de gaz, qu’ils dissuadent les fournisseurs alternatifs de pénétrer le marché pour faire concurrence à GDF et EDF, alors même que ces nouveaux entrants pourraient stimuler la concurrence en promouvant des offres de marché moins chères que les tarifs réglementés
82
83
La formule de calcul des tarifs réglementés a été modifiée par la
CRE
durant l'été 2014 : la part d'indexation sur les prix du marché de gros a été portée de 45,8 % à 60 %
84
Au
er
janvier 2015
, les tarifs réglementés ont été supprimés pour les professionnels abonnés au gaz dont la consommation annuelle est supérieure à 200
MWh
; ils devaient avoir d'ici là souscrit à une offre de marché ; 40 000 sites sont concernés : acteurs publics (hôpitaux, écoles, maisons de retraite, etc) mais aussi des milliers de petites entreprises, ou des grosses copropriétés. Depuis la promulgation de la loi sur la consommation du
18 mars 2014
, qui a fixé cette échéance cruciale pour l’ouverture des marchés de l’énergie, 20 000 sites ont déjà basculé sur les offres de marché. Au
er
janvier 2016
, les tarifs réglementés seront supprimés pour les 105 000 professionnels dont la consommation dépasse 30
MWh
par an
85
. Au
23 décembre 2014
, 26 000 sites n'avaient pas souscrit à une offre de marché ; ils ont basculé automatiquement vers une offre de marché transitoire de six mois par l'opérateur historique, dont les prix seraient en moyenne supérieurs de 3 % aux ex-tarifs réglementés. Les fournisseurs alternatifs de gaz ont été débordés par les demandes, en particulier les appels d'offres des consommateurs publics ; par ailleurs, la plupart des offres sont à prix fixes, ce qui est illégal pour les entités publiques
86
Les tarifs réglementés du gaz baissent de 3,5 % au
er
mars 2015
; ils sont en effet indexés à 40 % sur les cours du pétrole, qui ont chuté de 60 % entre juin et
décembre 2014
; la formule de calcul des tarifs du gaz répercute l'évolution des cours du brut avec six à huit mois de retard ; de ce fait, les tarifs du gaz devraient reculer de 8 à 9 % entre
janvier 2015
et
juillet 2015
. En 2014, le tarif réglementé avait perdu environ 7 % jusqu'en septembre, puis avait rebondi à compter du
er
octobre
pour terminer à -2,1 % sur l'année ; ce rebond était lié à l'évolution des prix du marché de gros du gaz, qui pèse pour 60 % dans la formule de calcul des tarifs ; or les prix du marché augmentent en hiver du fait de la demande pour le chauffage. La baisse des tarifs depuis le début 2014 a permis au gouvernement d'introduire la taxe carbone en
avril 2014
et de l'augmenter au
er
janvier 2015
(+1,8 % sur le prix total)
87
La
Commission de régulation de l'énergie
a proposé en
mai 2015
de porter la part du prix du marché dans la formule d'indexation des tarifs réglementés à un niveau compris entre 70 % et 80 %, contre 59,8 % actuellement, modification qui reflète l'évolution des conditions d'approvisionnement d'Engie. Par ailleurs, l’évolution du coût des infrastructures à prendre en compte au
er
juillet
devrait entraîner une hausse en moyenne de 2,3 % des tarifs réglementés
88
Programmation pluriannuelle de l'énergie
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La
programmation pluriannuelle de l'énergie
(PPE), dans sa version quasi-définitive publiée le
20 janvier 2020
, prévoit un recul des volumes de gaz consommés de 22 % d'ici à 2028, car
« le gaz naturel est une énergie fossile qui, à ce titre, devra être supprimée du mix énergétique de 2050 »
. Le gouvernement compte pour cela sur les actions d'
efficacité énergétique
, en particulier dans le bâtiment. Pour le développement de la
méthanisation en France
, l'objectif de montée en puissance du gaz renouvelable est de passer de 1,2
TWh
de biogaz injectés dans le réseau en 2018 à 6
TWh
en 2023. Il représenterait 6 à 8 % de la consommation de gaz dans dix ans et la prévision de
tarif d'achat
auprès des producteurs est relevée à 75
€/MWh
en moyenne en 2023 au lieu de 67
€/MWh
prévus auparavant
89
Utilisation
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Matière première de l'industrie chimique et pétrochimique
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Le gaz naturel est aujourd'hui la matière première d'une bonne partie de l'industrie chimique et pétrochimique : à la quasi-totalité de la production d'
hydrogène
, de
méthanol
et d'
ammoniac
, trois produits de base, qui à leur tour servent dans diverses industries :
engrais
résines
plastiques
solvants
raffinage du pétrole
Ci-après est présentée la chimie du méthane dans l'industrie pétrochimique :
Utilisation comme carburant
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Article détaillé :
Gaz naturel pour véhicules
En 2015,
22,4 millions
de
véhicules au gaz naturel
roulent dans le monde, en particulier en Iran (
4,1 millions
), en Chine (
4 millions
), au Pakistan (
3,7 millions
), en Argentine (
2,5 millions
), au Brésil (
1,8 million
), en Inde (
1,8 million
) et en Italie (
0,89 million
90
Le gaz naturel est un carburant de véhicules routiers ou industriels sous forme comprimée à
200
bars (GNC) ou liquéfiée à
−163
°C
(GNL). Le
biogaz
, issu de la valorisation de
déchets organiques
par
méthanisation
, une fois
épuré
en
biométhane
est équivalent au gaz naturel et peut aussi être utilisé, comprimé ou liquéfié . La combustion du gaz naturel et du biométhane est chimiquement beaucoup plus propre que celle des carburants classiques
(CO
: -25 %
vs
l’essence, pas de particules, oxydes d’azote : -80 %)
[réf. nécessaire]
et
les moteurs fonctionnant au GNV sont deux fois plus silencieux
[réf. nécessaire]
. Ainsi, trouve-t-on en Europe des véhicules et utilitaires légers, des engins spéciaux et de propreté, des camions, bus et bennes à ordures ménagères fonctionnant au gaz. Leur autonomie s’étend de 300
km
pour les véhicules légers au GNC à 1 000
km
pour les poids lourds au GNL.
Source d'hydrogène pour une pile à combustible
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Le gaz naturel est aussi l'une des sources possibles d'hydrogène pour les
piles à combustible
91
En Europe depuis 2016, le programme PACE prévoit l'installation de 2 650 microgénérateurs dans l'Union, et une capacité de production d'au moins 1 000 machines par an en 2018 par quatre grands installateurs
92
De 2018 à 2020, en France, l'
Ademe
s'est associée à
GRDF
pour tester durant trois ans une cinquantaine de piles au gaz naturel expérimentales qui fourniront en
cogénération
de l'électricité et de la chaleur dans des immeubles collectifs, des maisons ou de petites entreprises. De telles piles sont déjà courante au Japon (leader en la matière) et émergentes (dont en usage domestique) en Allemagne, où les piles (
Viessmann
) seront achetées. Leur rendement énergétique est de 1,4 à
1,5 fois
celui d'une
chaudière à condensation
92
En 2018 leur coût d'achat et de maintenance sur trois ans est encore d'environ 25 000
par unité, mais l'Ademe et GRDF prendront en charge 20 000
pour les
50 installations
et leur cœur doit être changé après une dizaine d'années
92
. La part du
biométhane
dans les réseaux devrait s'accroître (objectif de 10 % en 2030 en France
93
) tandis que les prix de l'électricité photovoltaïque devraient continuer à baisser, rendant la pile à combustible plus compétitive
92
Pouvoir calorifique
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Le
pouvoir calorifique
d'un combustible est la quantité de chaleur exprimée en kWh ou MJ, qui serait dégagée par la combustion complète de 1
normal (Nm
) de gaz sec dans l'air à une pression absolue constante et égale à
1,013 25
bar, le gaz et l'air étant à une température initiale de
°C
(zéro degré Celsius), tous les produits de combustion étant ramenés à
°C
et une pression de
1,013 25
bar.
Le pouvoir calorifique du gaz naturel s'exprime en
mégajoule
(MJ) ou kilowatt-heure (kWh) par
normo mètre cube
Nm
).
On distingue deux pouvoirs calorifiques :
PCS = PCI +
Chaleur latente
de condensation (ou de vaporisation) de l'eau
pouvoir calorifique supérieur
(PCS)
C'est la quantité de chaleur qui serait dégagée par la combustion complète d'un mètre cube normal de gaz. La vapeur d'eau formée pendant la combustion étant ramenée à l'état liquide et les autres produits de combustion étant à l'état gazeux.
pouvoir calorifique inférieur
(PCI)
Il se calcule en déduisant du PCS la chaleur de vaporisation (2 511
kJ/kg
) de l'eau formée au cours de la combustion et éventuellement de l'eau contenue dans le combustible.
Chaleur latente de condensation (ou de vaporisation)
La combustion d'un hydrocarbure génère, entre autres, de l'eau à l'état de vapeur. Pour la vaporisation de 1
kg
d'eau, 2 511
kJ
de chaleur sont nécessaires. Cette énergie est perdue lorsque la vapeur d'eau contenue dans les gaz de combustion est évacuée avec ceux-ci par la cheminée, à moins de la récupérer, comme dans les chaudières à condensation, en condensant la vapeur d'eau contenue dans les gaz de combustion en les refroidissant par un échangeur de chaleur où circule l'eau froide : l'eau froide entrante récupère d'abord les calories de la vapeur qui s'est condensée avant d'être chauffée « pour de bon » dans le brûleur, et l'eau de combustion condensée est évacuée par un drain.
La récupération de chaleur de condensation est particulièrement judicieuse pour le gaz naturel, qui contient principalement du méthane, CH
, gaz qui a la plus grande proportion d'atomes d'
hydrogène
par molécule (4
pour un C). Cet hydrogène se combine avec l'oxygène au cours de la combustion pour produire de la chaleur et de l'eau, immédiatement vaporisée et mélangée avec les autres produits de combustion (essentiellement du CO
). Ce fort contenu hydrogène dans le gaz naturel conduit une part non négligeable (environ 10 %) de l'énergie libérée lors de la combustion à être absorbée par la vaporisation de l'eau. Ces 10 % absorbés sont en grande partie restitués dans les chaudières à condensation.
Rapport PCI/PCS pour le gaz naturel : environ 0,9028 (3,25/3,6)
Pour le gaz naturel, on distingue :
les gaz « type B » (ou « type L »)
distribués dans le Nord de la France. Ils ont un pouvoir calorifique supérieur compris entre 9,5 et 10,5
kWh/Nm
. C'est essentiellement le cas du gaz de
Groningue
(en provenance des
Pays-Bas
). Ce gaz se distingue par sa teneur élevée en
azote
les gaz « type H »
distribués sur le reste du territoire français. Ils ont un pouvoir calorifique supérieur compris entre 10,7 et 12,8
kWh/Nm
Pour la plupart des appareils domestiques, ces deux types de gaz sont interchangeables, certains appareils nécessiteront cependant un réglage.
Enjeux géopolitiques
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Pays classés par volume de gaz extrait (m
/an).
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Le gaz naturel, jusque dans les années 1970, présentait peu d'intérêt pour des raisons pratiques : difficile à transporter, moins énergétique que le charbon ou le fioul pour un même volume, dangereux à manipuler, il était souvent
brûlé à la torche
À partir des deux
chocs pétroliers
, le commerce du gaz naturel a pris de l'ampleur,
mais la valorisation du gaz naturel, pour un même contenu énergétique, est toujours très inférieure à celle du pétrole
[pourquoi ?]
. Les sites de grande taille et à proximité d'un port sont plus facilement rentables. Au
XXI
siècle, la géopolitique du gaz naturel présente
des points communs
[Lesquels ?]
avec la
géopolitique du pétrole
, mais toujours avec
des différences importantes
[Lesquelles ?]
; en particulier, le gaz naturel fait souvent l'objet de contrats à long terme pour financer les gazoducs ou les stations de liquéfaction, nécessaires à ce commerce.
Ce mode de fonctionnement commercial rend le marché peu dynamique et concerne un petit nombre d'acteurs, ne facilitant pas son développement.
[réf. nécessaire]
La dépendance de l'Europe au gaz russe pose un problème stratégique depuis les crises ukrainiennes répétées. En 2013, selon une étude d'
Eurogas
, la part du gaz russe dans la consommation des 28 pays de l'
Union européenne
a atteint 27 %, contre 23 % en 2012 ; la consommation de gaz de l'UE a pourtant reculé, pour la troisième année de suite, baissant de 1,4 %, après des baisses de 10 % et 2 % en 2011 et 2012 ; la production de gaz sur le territoire de l'Union européenne a connu un déclin de 1 % mais reste la première source (33 % de la consommation, comme en 2012) ; la Norvège a légèrement augmenté sa part (23 % contre 22 % en 2012) ; la part de la Russie remonte à environ 40 % des importations de l'UE, alors que la tendance était plutôt à un déclin au cours de la dernière décennie
59
En
octobre 2015
, un terminal maritime de
gaz naturel liquéfié
(GNL) a été mis en service à
Świnoujście
, au Nord-Ouest de la Pologne, près de la frontière allemande. Il permet à la Pologne de s’approvisionner désormais par navires
méthaniers
auprès de nombreux pays tels que le Qatar ou le Nigeria. La mise en exploitation du terminal GNL de Świnoujście réduira sensiblement le risque de pressions russes et permettra surtout à la Pologne de choisir en toute indépendance ses fournisseurs et de négocier librement les prix. Le terminal aura une capacité de 5
milliards de m
par an, soit un tiers du gaz consommé par la Pologne, dont environ 40 % provient de Russie. Il permettra également d'approvisionner, via un gazoduc, les États baltes, dépendants de la Russie pour 30 % à 100 % de leurs achats de gaz, selon un protocole signé début
octobre 2015
à Bruxelles ; l'
Union européenne
financera la moitié, de ce gazoduc
94
La Lituanie a reçu le
21 août 2017
son premier méthanier chargé de GNL en provenance des États-Unis. L'accord sur la livraison de GNL avait été signé fin
juin 2017
avec le groupe américain Cheniere. Le gaz livré servira des clients lituaniens, mais aussi lettons et estoniens. À moyen terme, la Lituanie souhaite s'approvisionner à hauteur de 50 % en GNL, qui lui sera essentiellement fourni par le norvégien Statoil. Le solde sera fourni par un gazoduc la reliant à la Russie. La Lituanie a mis fin au monopole du russe Gazprom en 2014, avec l'ouverture du terminal gazier de Klapeida. En 2015, un accord a été signé à Bruxelles pour financer une interconnexion gazière entre la Lituanie et la Pologne, dont la construction devrait être achevée à l'horizon fin 2019. L'Union européenne promeut un gazoduc reliant l'Estonie à la Finlande, un autre projet prévoyant une interconnexion entre l'Estonie et la Lettonie
95
Le
Fonds monétaire international
(FMI) publie le
19 juillet 2022
trois documents de travail sur l'impact économique d'un arrêt des livraisons de gaz russe aux pays de l'Union européenne (UE). Le FMI constate que les infrastructures européennes et l'approvisionnement mondial ont permis de surmonter une baisse de 60 % des livraisons de gaz russe depuis
juin 2021
. Il estime qu'une réduction du gaz russe allant jusqu'à 70 % pourrait être gérée à court terme grâce à d'autres sources d'approvisionnement et d'énergie et au fait que la hausse des prix de l'énergie réduirait la demande. Mais une interruption complète obligerait à une baisse de la consommation « d'hiver » (de début novembre jusqu'à fin mars) d'environ 12 %, soit 36
Gm
, et un hiver particulièrement rigoureux se traduirait par une économie forcée de 30
Gm
supplémentaires. Les pays les plus touchés seraient la Hongrie, la Slovaquie, la Tchéquie et l'Italie, qui pourraient subir une perte de PIB de 3 à 6 % ; l'Allemagne, l'Autriche, la Roumanie et la Slovénie verraient leur PIB baisser de 2 à 3 % ; la France, l'Espagne et le Royaume-Uni seraient peu touchés : environ un point de PIB
96
L’invasion de l’Ukraine par la Russie en
février 2022
a profondément modifié la géopolitique du gaz naturel en Europe. Les flux de gaz russe vers l’Union européenne ont fortement diminué à la suite des sanctions occidentales et de la réduction des livraisons par gazoduc. Alors que la Russie fournissait environ 40 % du gaz consommé dans l’Union européenne avant la crise énergétique de 2022, cette part est tombée à environ 10 à 15 % au milieu des années 2020, en incluant à la fois les livraisons par gazoduc et celles sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL)
97
Afin de réduire cette dépendance, l’Union européenne a accéléré la diversification de ses approvisionnements. La Norvège est devenue le premier fournisseur de gaz de l’Union européenne, tandis que les importations de GNL ont fortement augmenté. Entre 2021 et 2025, les importations européennes de GNL ont connu une croissance rapide, dépassant 140 milliards de mètres cubes par an. Les États-Unis sont devenus le principal fournisseur de GNL de l’Europe, représentant près de la moitié des importations européennes en 2023 et plus de la moitié dans certains mois de 2024
97
98
Cette évolution s’est accompagnée d’un développement rapide des infrastructures d’importation de GNL en Europe, notamment de nouveaux terminaux de regazéification dans plusieurs pays comme l’Allemagne, les Pays-Bas, la France ou l’Italie. Ces infrastructures permettent de recevoir du gaz transporté par méthaniers depuis différents producteurs, notamment les États-Unis, le Qatar, l’Algérie ou le Nigeria, contribuant ainsi à la diversification des sources d’approvisionnement
99
Malgré cette réduction, les importations de gaz russe n’ont pas totalement disparu. Une partie du gaz continue d’être acheminée vers l’Europe par certains gazoducs encore en service ainsi que sous forme de GNL. L’Union européenne envisage toutefois de supprimer progressivement ces importations dans la seconde moitié des années 2020 afin de réduire sa dépendance énergétique vis-à-vis de la Russie
100
Parallèlement, la Russie cherche à réorienter ses exportations de gaz vers l’Asie, en particulier vers la Chine, afin de compenser la perte d’une grande partie du marché européen. Cette réorientation contribue à redéfinir les flux mondiaux de gaz naturel et à accentuer la régionalisation des marchés énergétiques.
Le Moyen-Orient occupe une place importante dans la géopolitique du gaz naturel, la région concentrant une part significative des réserves mondiales. L’Iran possède notamment les deuxièmes réserves mondiales de gaz naturel après la Russie, estimées à environ 34 000 milliards de mètres cubes, soit près de 15 % des réserves mondiales. Toutefois, malgré l’importance de ses ressources, la capacité d’exportation du pays reste limitée en raison des sanctions internationales, d’un manque d’investissements et d’une forte consommation intérieure
101
102
Les tensions géopolitiques dans la région peuvent également affecter indirectement les marchés mondiaux du gaz. Le
détroit d’Ormuz
constitue en effet un point de passage stratégique pour les exportations d’hydrocarbures du golfe Persique, notamment pour le gaz naturel liquéfié exporté par le Qatar. Environ 20 % du commerce mondial de gaz naturel liquéfié transite par ce corridor maritime, ce qui en fait un élément central de la sécurité énergétique mondiale
103
Depuis le milieu des années 2020, les tensions entre l’Iran et l’Israël ont ravivé les inquiétudes quant à une éventuelle perturbation des infrastructures énergétiques régionales. En 2025, une attaque ayant touché une installation liée au champ gazier de
South Pars
— l’un des plus grands gisements de gaz naturel au monde, partagé entre l’Iran et le Qatar — a entraîné une suspension partielle de la production, illustrant la vulnérabilité des infrastructures énergétiques dans les zones de conflit
104
Ces tensions géopolitiques alimentent régulièrement la volatilité des marchés énergétiques internationaux. Les risques pesant sur les infrastructures de production ou sur les routes maritimes stratégiques, comme le détroit d’Ormuz, sont susceptibles d’affecter les prix de l’énergie et la sécurité des approvisionnements, en particulier pour les économies fortement dépendantes des importations d’hydrocarbures
105
L’
escalade militaire entre l’Iran, les États-Unis et l’Israël au début de l’année 2026
a ravivé les inquiétudes concernant la sécurité des approvisionnements énergétiques mondiaux. Les frappes menées fin
février 2026
contre des installations militaires et nucléaires iraniennes ont déclenché un conflit régional et une série de représailles, notamment des attaques de missiles et de drones dans plusieurs pays du Golfe
106
La menace d’une fermeture ou d’une perturbation du trafic maritime dans le détroit a provoqué une forte volatilité des marchés énergétiques. Les prix du gaz et du pétrole ont augmenté en raison des risques pesant sur les flux d’hydrocarbures en provenance du golfe Persique, les marchés redoutant un choc d’approvisionnement mondial
107
108
Impacts environnementaux du gaz naturel
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L'extraction, la distribution et l'utilisation finale du gaz naturel entraînent des émissions à la fois de
gaz carbonique
(CO
) lors de la combustion et de
méthane
CH
tout au long du cycle.
L'
Agence internationale de l'énergie
(AIE) évalue les émissions mondiales de gaz à effet de serre dues à la combustion du gaz naturel à 7 570
Mt
(millions de tonnes) d'
équivalent CO
en 2023, contre 2 049
Mt
en 1971 et 3 682
Mt
en 1990 ; la progression depuis 1990 est de 105,6 %
109
La gaz naturel était responsable de 21,3 % des émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion en 2023, contre 43,8 % pour le charbon et 32,6 % pour le pétrole ; en 1990, la part du gaz était de 17,2 %. Les principaux pays responsables de ces émissions sont les États-Unis (1 756,4
Mt
CO
eq, soit 23,2 % du total mondial), la Russie (835,1
Mt
, 11,0 %), la Chine (769,1
Mt
, 10,2 %) et l'Iran (495,3
Mt
, 6,5 %)
109
Émissions de gaz carbonique
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Bilan des émissions de
gaz à effet de serre
(en
équivalent CO
) de systèmes de chauffage en Suisse. Émissions directes. Autres émissions = émissions sur la
chaîne de production
110
La combustion du gaz naturel rejette du dioxyde de carbone : 56,9
kg
équivalent CO
par
gigajoule
PCI
de chaleur produite (contre 73,8 pour le fioul domestique et 96 pour le
charbon
111
Émissions de méthane
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Articles détaillés :
Torchage du gaz naturel
et
Dégazage
Le gaz naturel est responsable, de son extraction à sa combustion en passant par son transport, d'importantes émissions de
méthane
, son principal constituant, dont le
potentiel de réchauffement global
vaut
25 fois
celui du CO
112
Les fuites de
méthane
dans la chaîne de fourniture de pétrole et de gaz naturel des États-Unis en 2015 sont évaluées à 2,3 % de la production de gaz naturel par une étude approfondie parue dans
Science
, soit 60 % de plus que les estimations de l'
Environmental Protection Agency
113
. L'AIE estime en 2018 que chaque année, les compagnies pétrolières et gazières émettent plus de
75 millions
de tonnes de méthane dans l'atmosphère, et que le taux de fuite moyen atteint 1,7 % pour la chaîne du gaz ; cela représente, selon les sources, 13 % à 20 % des émissions de méthane
114
Une autre étude décrite dans
Scientific American
en
mai 2020
estime les fuites de méthane dans le
Bassin permien (États-Unis)
à 3,7 % du gaz naturel extrait. Or le gaz naturel perd son avantage par rapport au charbon en matière d'émissions de gaz à effet de serre lorsque le taux de fuites dépasse 2,7 %. Les fuites de méthane sont moins élevées dans les champs exploités pour le gaz lui-même (
schistes de Marcellus
schistes de Haynesville
(en)
) que dans ceux où la gaz est un sous-produit de l'extraction du pétrole (Bakken, Permian) ; le problème est particulièrement aigu dans le Permien, où les infrastructures sont anciennes et fuient
115
Impact global sur le réchauffement climatique
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Le gaz naturel est souvent présenté comme moins polluant que le pétrole et préférable au charbon, ses émissions de CO
étant inférieures de 40 % et celles de
dioxyde de soufre
pratiquement nulles s'il est désoufré. Mais les fuites de méthane (cf.
#Émissions de méthane
) menacent d'annuler ces avantages. Treize grande compagnies regroupées dans l'
Oil & Gas Climate Initiative
ont annoncé en 2018 leur intention de tendre vers zéro émission
114
Le
torchage
est une émission directe et volontaire de
gaz à effet de serre
(sous forme de gaz carbonique [CO
] principalement).
Le secteur gazier génère en outre des émissions de méthane (CH
) et d'autres
polluants
durant le forage, l'exploitation du gisement, le stockage, la compression, le transport et la distribution du gaz
116
. Les techniques modernes de fracturation hydraulique augmentent le risque et le niveau de fuites ou de perte lors des forages et des incertitudes existent quant à la fiabilité à moyen ou long terme du colmatage des puits en fin de production, notamment en
zone sismiquement active
En termes d'émissions,
selon le
rapport du GIEC
, pour la production électrique le gaz naturel émet en moyenne 490
CO
e/kWh alors que le charbon émet 820
CO
e/kWh. Cependant, le
gaz de schiste
s'accompagne d'émissions indirectes largement supérieures car la technique de
fracturation hydraulique
utilisée pour son extraction entraîne des fuites de méthane d'au moins 4 % de la production du gisement ; cela rend le gaz de schiste aussi émissif que le charbon
117
Le gaz naturel a longtemps été présenté comme un combustible moins nuisible pour le climat que le charbon et les produits pétroliers. C'est en partie vrai, car il émet par unité de masse moins de gaz à effet de serre que les autres combustibles fossiles quand il brûle. Une
centrale au gaz
émet ~ 57 % moins de CO
par kilowatt-heure (kWh) qu'une
centrale au charbon
, et est en moyenne 20 % plus efficace pour convertir l'énergie du combustible en électricité qu'avec du charbon
118
, le remplacement du charbon par le gaz a donc d'abord été présenté comme un
pont
vers un secteur de l'énergie décarboné
119
Cette assertion tend cependant à être nuancée voire contredite, notamment depuis les années 1980, quand les études ont commencé à prendre en compte les effets indirects et connexes de l'exploitation des sources de méthane fossiles
120
, du cas particulier (qui tend à devenir le cas général) des gaz non conventionnels
121
ainsi que les effets indirects d'un prix moins cher de l'énergie-gaz, devenue provisoirement abondante grâce à la fracturation hydraulique
122
123
Depuis 2010, le débat scientifique et technique est très actif sur l'intérêt ou non de passer du charbon au gaz naturel pour protéger l'environnement.
Des études publiées en 2011 et 2012 remettent en cause l'intérêt climatique du gaz naturel géologique, si la hausse de sa production devait se poursuivre. Le gaz de schiste, de couche et les gaz profonds sont en effet plus « sales » et plus difficiles à collecter sans fuites de gaz vers l'atmosphère, la mer ou les nappes
124
125
126
ou sans consommation importante d'eau et d'énergie.
Un prix bas du gaz incite au gaspillage et à consommation croissante (encouragée aux États-Unis par une réglementation imposant le passage du charbon au gaz, et non à des alternatives encore plus propres).
Le
bilan carbone
global du gaz de schiste apparaît parfois pire que celui du charbon
127
et les fuites de gaz induites par la fracturation et les fuites dans les réseaux contribuent au changement climatique
128
Une étude
129
publiée en
septembre 2014
confirme que l'utilisation croissante de gaz naturel retarderait aussi le déploiement d'énergie propres, sûres et renouvelables, qui permettraient une économie réellement décarbonée
130
Dans la revue
Nature
en 2014, une étude de McJeon
et al.
constate que le gaz naturel n'aidera pas à réduire le changement climatique, mais au contraire augmentera les émissions de gaz à effet de serre de près de 11 %
131
. Une importante baisse du prix du gaz aux États-Unis est constatée à partir de 2011 à cause de l'exploitation de gaz profonds et du gaz de schiste ; cette étude, en se basant sur divers modèles disponibles de réduction des effets de gaz naturel sur l'atmosphère, conclut que cette baisse des coûts du gaz pourrait freiner le processus de décarbonation de l'économie et conduire à une augmentation de la consommation avec une légère hausse globale des émissions de gaz à effet de serre d'ici à 2050, rapporte le
National Journal
132
En 2019, Katsumasa Tanaka
n 12
dans la revue
Nature Climate Change
133
134
juge que convertir les centrales au charbon au gaz reste préférable que continuer à utiliser le charbon (notamment pour la Chine, les États-Unis, l’Inde ou même l’Allemagne) car selon lui les avantages d’une combustion plus propre l'emportent sur ses risques potentiels si on intègre le contexte géopolitique et les récents progrès de la compréhension des métriques d’émissions, qui permettent de ne pas passer par la modélisation
133
. Mais il convient aussi de sortir du gaz fossile qui doit n’être qu’une « passerelle vers des formes d'énergie plus durables et vers une
décarbonation
». Il admet que si les impacts de fuites de méthane commencent à être étudiés aux États-Unis, ils restent très incertains ailleurs dans le monde
133
. Les métriques retenues pour cette étude correspondent selon les auteurs aux récentes recommandations du
Programme des Nations unies pour l'environnement
et de la
Society of Environmental Toxicology and Chemistry
(en)
133
. Ils sont les premiers à utiliser ces recommandations dans le débat « charbon contre gaz ». Ils précisent qu’ils n’ont pas intégré la qualité de l'air dans leurs calculs, mais que le faire renforcerait sans doute leur conclusion, de même pour les effets secondaires sur la contamination de l'eau potable et les activités sismiques induites selon Tanaka
133
Selon une étude scientifique parue en 2023, l'impact du gaz naturel sur le réchauffement climatique peut être égal ou même supérieur à celui du charbon, dans certaines circonstances, du fait des fuites de méthane
135
. Les bassins de production de gaz aux États-Unis révèlent des taux de fuite allant de 0,65 % à 66,2 % et des taux de fuite similaires ont été détectés dans le monde entier
136
Les pays producteurs ne sont pas seuls à être touchés ou responsables, en raison des exportations de gaz vers l'étranger
137
Risques pour le grand public
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Émissions de
PM
10
et de
NO
(NO + NO
) de systèmes de chauffage actuels en Suisse (
Institut Paul Scherrer
, 2004). Pour réduire les émissions du bois énergie, l'institut préconise sa conversion en
gaz naturel de synthèse
Les principaux
dangers
directs sont l'explosion, l'incendie. Les produits de combustion du méthane sont dangereux pour la santé (risque d'asphyxie en atmosphère confinée ou en cas de mauvaise combustion) :
inflammation : le méthane peut s'enflammer en présence d'air, d'autres oxydants et d'une source de chaleur. Sa limite inférieure d'inflammabilité est de 5 % et sa limite supérieure d'inflammabilité est de 15 % ;
explosion d'un mélange air/gaz :
en milieu non confiné, ce gaz ne détone pas et son inflammation conduit à de faibles surpressions,
en milieu confiné, il peut exploser (en cas d'inflammation d'un mélange air/gaz s’il y a suffisamment de gaz dans le mélange) ;
décompression
: La libération brutale de gaz comprimé à haute-pression peut s'accompagner d'un effet local de congélation et de projections violentes d'objets (éclats métalliques, terre, pierres...) ;
anoxie
asphyxie
en milieu libre ce gaz plus léger que l'air s'élève rapidement et se disperse sans créer de nappe gazeuse au sol ni dans l'air,
en milieu confiné le gaz naturel est un gaz asphyxiant (par privation d'oxygène) ;
intoxication ; en cas de combustion incomplète en milieu confiné ou en milieu appauvri en oxygène (défaut d'air de combustion ou ventilation insuffisante), il y a production de
monoxyde de carbone
(toxique à de très faibles concentrations) ;
particules : Ce gaz n'étant pas livré pur à 100 %, et les systèmes de combustion étant imparfaits, sa combustion est source de
microparticules
et
nanoparticules
138
dont les effets sur la santé sont encore mal appréhendés.
Si la combustion du gaz naturel ne produit pas de
suies
(particules de 10 à
100
nanomètres
), une étude publiée en 2008
138
montre qu'un
brûleur
normal de
chauffe-eau
au gaz ou de
gazinière
produit des particules ultrafines ou des nanoparticules (de 1 à 10
nm
de diamètre). Dans une
chaudière à condensation
, leur taux est plus bas (0,1
mg Nm
−3
ou milligramme par normo-mètre cube) grâce à une combustion optimisée, mais un brûleur normal de gazinière engendre des taux particulaires bien plus élevés (5
mg Nm
−3
) ainsi d'ailleurs qu'une « quantité significative » d’
hydrocarbures aromatiques polycycliques
qui pourraient peut-être interagir avec ces nanoparticules.
Risque industriel
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Il concerne surtout l'amont de la filière (du puits au client final) et les gros clients industriels.
Les principaux
dangers
du gaz naturel sont liés au fait qu'il est extrait, véhiculé et fourni sous pression, qu'il est inflammable et explosif. L’exploitation offshore ou terrestre de gaz profonds (à plus de 4 ou 5
km
de profondeur), chauds (de
190
°C
à plus de
200
°C
), très corrosifs et sous très haute pression, est source de risques nouveaux, comme l'a montré l'
accident d'Elgin
Risques pour les écosystèmes
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Ils peuvent s'exprimer tout au long de la filière (de l'accident de forage à la contribution du gaz naturel à l'effet de serre en passant par les
séismes induits
).
Les gisements les plus accessibles étant en cours d'épuisement, les industriels gaziers doivent forer plus profondément et exploiter des gaz « non conventionnels » souvent plus
sales
, c'est-à-dire plus
acides
corrosifs
et
toxiques
. Les industriels ont ainsi à traiter et gérer une quantité croissante de
soufre
(sous forme de H
principalement), ce qu'ils ont appris à faire en France dès les années 1950 avec le gisement de
Lacq
dans le Sud-Ouest de la France (16 % d'hydrogène sulfuré et 10 % de CO
139
, deux gaz acidifiants et très toxiques pour le H
). Ils sont de plus en plus confrontés à la présence de
mercure
et de
sulfure de plomb
et/ou de
sulfure de zinc
, sources de risques de colmatage par
entartrage minéral
dans le puits, les vannes de sécurité ou la tête de puits
140
. On parle maintenant de
« gaz ultra-acides »
Sour and Acid Gas
139
pour les anglophones), par exemple pour le
gaz d'Elgin-Franklin
en mer du Nord. 40 % du gaz des réserves mondiales connues en 2005 et susceptibles d'être exploitées (plus de 2 600 billions de pieds cubes) sont acides ou ultra-acides et riches en H
141
. Dans ces réserves, plus de 350 milliards de pieds cubes contiennent plus de 10 % de H
141
. Outre des risques de corrosion exacerbés pour l'infrastructure extractive, ce caractère acido-toxique est
a priori
source d'un risque environnemental supplémentaire en cas d'accident ou de fuites chroniques.
La fracturation hydraulique consomme de grandes quantités d'eau et utilise des additifs chimiques souvent toxiques. Le torchage et les fuites ont, en outre, des effets directs et indirects sur le
climat
et l'
acidification
des milieux (voir ci-dessus).
Notes et références
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Notes
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Dans des
conditions normales
°C
et
atm
), 1
de gaz naturel a un
pouvoir calorifique supérieur
(PCS) de 8 à 10
thermies
suivant son origine (soit 33 à 42
MJ
). Pour le
gaz de Lacq
, dont le gisement est maintenant épuisé, ce PCS était de
9,6 thermies
(40
MJ
).
Le
point critique
du méthane est caractérisé par une pression de
45,96
bar et une température de
−82,7
°C
. Pour liquéfier le gaz naturel, dont le point critique est proche de celui du méthane, il faut fournir une température inférieure à celle-ci.
Pour le transport du gaz naturel sous forme liquide à la pression atmosphérique (GNL), il faut maintenir dans les cuves une température de
−162
°C
Part prépondérante de
gaz de schiste
et d'
offshore
profond.
Principalement en Sibérie occidentale ; recul de 12 % en 2022 et de 5,2 % en 2023 du fait des sanctions occidentales.
Réserves sous-exploitées du fait des sanctions américaines.
40 % de la production africaine.
Réserves sous-exploitées (
Dauletabad
).
Production et exportations sont en déclin depuis 2011.
Déclin depuis le pic de 2009, mais rebond de 2017 à 2022 ; voir
Énergie en Égypte
Hors échanges entre pays d'une même région, par exemple entre pays européens ou entre États-Unis et Canada.
Tanaka est chercheur à l'Institut national des études environnementales du Japon.
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Résumé
Voir aussi
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Bibliographie
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et
1933762144
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