Gaz naturel

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 époxyde d'éthylène, éthylène glycol, acétaldéhyde[2] ou autres alcènes[3]. Le propane peut être converti en propylène[4],[5],[6] ou peut être oxydé en acide acrylique[7],[8],[9] et acrylnitrile.

Pour l’article homonyme, voir Gaz (homonymie).

Gaz naturel
Identification
No CAS 8006-14-2
No ECHA 100.029.401
Thermochimie
PCS 54,0 MJ·kg-1 (95 % CH4, 2,5 % C2H6, 2,5 % gaz inertes)[1]

Unités du SI et CNTP, sauf indication contraire.

En 2019, le gaz naturel était la troisième source d'énergie primaire utilisée dans le monde, représentant 23,2 % de la consommation, après le pétrole (30,9 %) et le charbon (26,8 %) ; sa part progresse rapidement (16,1 % en 1973), de même que sa production mondiale (+228 % en 47 ans, de 1973 à 2020, dopée par l’exploitation des gaz non conventionnels).

Corrélativement, les émissions mondiales de CO2 dues au gaz naturel s'élevaient à 6 743 Mt (millions de tonnes) en 2017, en progression de 83,4 % depuis 1990 selon l'Agence internationale de l'énergie. Elles représentent 21,6 % des émissions dues à l'énergie en 2019, contre 44,0 % pour le charbon et 33,7 % pour le pétrole. Le secteur pétrolier et gazier engendre en outre plus de 20 % des émissions mondiales de méthane, gaz dont le potentiel de réchauffement global est 25 fois plus élevé que celui du CO2.

Le gaz naturel se développait vite dans l'industrie, les usages domestiques puis la production d'électricité, depuis les années 1970, pour pratiquement devancer le charbon. Mais le renchérissement du début du XXIe 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 depuis 2015, tirée par la Chine (+18 % en 2017, soit deux fois la croissance moyenne de 2010 à 2016) et l’Europe, qui remplacent des centrales électriques au charbon par des centrales au gaz.

Les deux principaux producteurs de gaz naturel sont, en 2020, les États-Unis (23,7 %) et la Russie (16,6 %), suivis par l'Iran, la Chine, le Qatar, le Canada et l'Australie. Les principaux consommateurs sont les États-Unis (21,8 %), la Russie (10,8 %), la Chine (8,6 %) et l'Iran (6,1 %). La consommation mondiale a progressé de 21 % entre 2010 et 2020, mais a baissé de 26 % au Royaume-Uni, 14 % en Italie et 18 % en France, et progressé de 28 % aux États-Unis, 61 % en Iran, 22 % au Canada et 204 % en Chine. En 2017, les États-Unis, qui étaient jusque-là importateurs nets, sont devenus exportateurs nets.

Les réserves restent mal connues, mais ont été accrues par l'exploitation de gaz non conventionnels (gaz de schiste, etc.). En 2020, selon BP, les réserves mondiales prouvées, en hausse de 4,6 % par rapport à 2010 et de 36 % par rapport à 2000, correspondaient à 48,8 ans de production. Elles sont géographiquement situées pour 40,3 % au Moyen-Orient et 30,1 % dans les pays de l'ex-URSS. La Russie, l’Iran et le Qatar détiennent à eux seuls 50,1 % des réserves mondiales.

Production de gaz naturel en 2019

Consommation de gaz naturel en 2019

Types

Schéma des différentes types de source géologique du gaz naturel ;
A Gaz naturel associé (à un réservoir de pétrole) ;
B Gaz naturel conventionnel non associé ;
C Gaz de couche (ou gaz de houille) ;
D Gaz de réservoir compact ;
E 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 (haute température, haute pression), gisements en mer et peut-être un jour hydrates de méthane (sans prendre en compte les limites climatiques et environnementales à cette exploitation).

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[10] 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 CO2 donc participant au réchauffement climatique).

L'appellation « gaz naturel » dans le monde énergétique recouvre exclusivement la forme fossile[11], objet du présent article.

Gaz conventionnel non associé

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 (C7H16). On peut y trouver aussi du dioxyde de carbone (CO2), du sulfure d'hydrogène (aussi dit « gaz acide » (H2S) et parfois du diazote (N2) 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 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, devraient dans le cadre de la transition énergétique prendre une importance croissante.

Gaz associé

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 CO2 est 25 fois moindre que celui du méthane. 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 km3 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[12].

Gaz biogénique

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[13].

Gaz de charbon

Le charbon contient naturellement du méthane et du dioxyde de carbone dans ses pores[14]. 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

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 l'hydrofracturation 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)[15] pour toute personne vivant près d'une source d'extraction[16]. 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[17].

Hydrates 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 × 1015 m3, 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[18]. Aucune technologie rentable ne permet actuellement d'exploiter ces ressources, mais des essais sont en cours au Japon[19], malgré l'impact potentiel considérable sur les émissions de gaz à effet de serre de cette éventuelle exploitation.

Industrie du gaz

Utilisation ancienne en Chine

Les Chinois ont commencé à utiliser du gaz naturel comme combustible et source d'éclairage au IVe siècle av. J.-C. Le forage systématique de puits pour l'extraction de la saumure au Ier 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 IIe 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 m 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 m 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[20],[21].

En Europe

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 même 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[22].

Les premières utilisations modernes du gaz naturel sont apparues aux États-Unis vers 1820 pour l'éclairage public[23].

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[24].

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/m3 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, bateaux et port méthaniers.

France
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
Le gisement Slochteren dans la province néerlandaise de Groningue () (Champs de gaz de Slochteren (nl)) est rapidement acheminé aux Pays-Bas et vers la Belgique (1966).
Norvège
En , 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.
En Belgique
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 l'Angleterre (1995).
En 2001, Distrigaz est scindée entre Suez (GDF Suez) et Ente nazionale idrocarburi ;
En Algérie
Hassi R'Mel dans le Sahara.

Caractéristiques générales du gaz naturel commercialisé en Europe

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[25].

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.

Chaîne de valeur du gaz naturel

L'exploitation du gaz naturel passe par cinq étapes :

  1. La production : extraction sur les sites puis acheminement vers la France
  2. Le transport : acheminement du gaz naturel depuis les points d'entrée de l'importation vers les différentes régions de France
  3. Le stockage : stockage du gaz dans des cavités salines, dans des nappes aquifères ou dans des anciens gisements
  4. La distribution : acheminement du gaz vers les fournisseurs
  5. La fourniture de gaz : revente du gaz aux consommateurs.

Amont : extraction et traitement

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 (C5 à C8 qu'il peut contenir) et d'eau[26]. 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 C1 à C4, 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 C2 à C4 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 CO2) 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

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 tonnes, soit le prix d'un pétrolier de quelque 300 000 tonnes.

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 XXIe siècle, tous ces investissements sont amplement justifiés. La filière du gaz naturel liquéfié 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.

Économie du gaz

Marché à terme et marché spot

Dans les pays importateurs de gaz, ce combustible est acheté sur[27] :

  • 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

En 2020, selon BP, les réserves mondiales prouvées (réserves estimées récupérables avec une certitude raisonnable dans les conditions techniques et économiques existantes) de gaz naturel atteignaient 188 100 Gm3 (milliards de mètres cubes), en baisse de 1,2 % par rapport à 2019, mais en hausse de 4,6 % par rapport à 2010 et de 36,3 % par rapport à 2000. Le Moyen-Orient regroupe 40,3 % des réserves mondiales et les pays de l'ex-URSS 30,1 %[p 1].

Réserves prouvées de gaz naturel
Rang 2020 Pays 2000 (Tm3) 2010 (Tm3) 2020 (Tm3)  % 2020 var. 10 ans var. 20 ans ratio R/P
1 Russie 33,2 34,1 37,4 19,9 % +9,7 % +12,7 % 58,6
2 Iran 25,4 32,3 32,1 17,1 % -0,6 % +26,4 % 128[n 4]
3 Qatar 14,9 25,9 24,7 13,1 % -4,6 % +66 % 144
4 Turkménistan 1,8 13,6 13,6 7,2 % 0 % +656 % 231
5 États-Unis 4,8 8,3 12,6 6,7 % +52 % +162 % 14
6 Chine 1,4 2,7 8,4 4,5 % +211 % +500 % 43
7 Venezuela 4,6 6,1 6,3 3,3 % +3,3 % +37 % 334
8 Arabie saoudite 6,0 7,5 6,0 3,2 % -20 % 0 % 54
9 Émirats arabes unis 5,8 5,9 5,9 3,2 % 0 % +2 % 107
10 Nigeria 3,9 4,9 5,5 2,9 % +12 % +41 % 111
11 Irak 3,0 3,0 3,5 1,9 % +17 % +17 % 336
12 Azerbaïdjan 1,0 1,0 2,5 1,3 % +150 % +150 % 97
13 Australie 1,7 2,9 2,4 1,3 % -17 % +41 % 17
14 Canada 1,6 1,9 2,4 1,3 % +26 % +50 % 14
15 Algérie 4,4 4,3 2,3 1,2 % -47 % -52 % 28
16 Kazakhstan 1,7 1,7 2,3 1,2 % +35 % +35 % 71
17 Égypte 1,4 2,1 2,1 1,1 % +0 % +50 % 37
18 Koweït 1,5 1,7 1,7 0,9 % +0 % +13 % 113
19 Norvège 1,2 2,0 1,4 0,8 % -30 % +17 % 13
20 Libye 1,2 1,4 1,4 0,8 % 0 % +17 % 107
21 Inde 0,7 1,1 1,3 0,7 % +18 % +86 % 56
22 Indonésie 2,7 3,0 1,3 0,7 % -57 % -52 % 20
Total mondial 138,0 179,9 188,1 100 % +4,6 % +36 % 48,8
Source : BP[p 1].
Tm3 = milliers de milliards de mètres cubes ; var. 10 ans = variation entre 2010 et 2020 ; var. 20 ans = variation entre 2000 et 2020 ; R/P = Réserves/Production 2020.

Les trois premiers pays de la liste totalisent 50,1 % 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'US Geological Survey, 3 400 Gm3 (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 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[28].

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[29]. Les gisements découverts au nord du Mozambique depuis le début des années 2010 totalisent près de 5 000 milliards de m3. 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[29].

Statistiques de production

Production de gaz naturel des six principaux producteurs
Source : BP[p 2]

En 2020, selon BP, la production mondiale de gaz naturel a atteint 3 854 Gm3 (milliards de mètres cubes), en recul de 3,3 % par rapport à 2019, mais en progression de 22,3 % depuis 2010. La production des États-Unis recule de 1,9 % ; leur part de marché passe à 23,7 %, loin devant la Russie (16,6 %)[p 3].

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 BP, avec une production mondiale de 4 014 Gm3 pour 2020[k 1] contre 3 854 Gm3 selon BP. La production, qui était de 1 224 Gm3 en 1973, a progressé de 228 % en 47 ans[k 1]. La part du gaz naturel dans l'approvisionnement en énergie primaire était en 2019 de 23,2 % contre 26,8 % pour le charbon et 30,9 % pour le pétrole ; cette part a fortement progressé : elle n'était que de 16,1 % en 1973[k 2].

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[30].

Production mondiale de gaz naturel[31]
Année Production (Mtep) Accroissement Part prod. énergie primaire
1973991[32]16,1 %[k 2]
19901 688,319,2 %
20002 064,220,6 %
20102 715,9+7,0 %21,2 %
20112 798,1+3,0 %21,3 %
20122 849,3+1,8 %21,3 %
20132 900,2+1,8 %21,5 %
20142 935,4+1,2 %21,5 %
20152 966,3+1,1 %21,6 %
20163 016,4+1,7 %22,0 %
20173 136,6+4,0 %22,5 %
20183 293,1+5,0 %22,8 %
Production de gaz naturel des principaux producteurs en 2020
rang Pays Production (Gm3)[p 3] Production (Exajoules)[p 4]  % du total[p 4] var. 10 ans R/P[p 1] Notes
1 États-Unis 914,6 32,93 23,7 % +59 % 14 [n 5]
2 Russie 638,5 22,99 16,6 % +7 % 59 [n 6]
3 Iran 250,8 9,03 6,5 % +74 % 128 [n 7]
4 Chine 194,0 6,98 5,0 % +101 % 43
5 Qatar 171,3 6,17 4,4 % +39 % 144
6 Canada 165,2 5,95 4,3 % +10 % 14 [n 8]
7 Australie 142,5 5,13 3,7 % +171 % 17
8 Arabie saoudite 112,1 4,04 2,9 % +35 % 54
9 Norvège 111,5 4,01 2,9 % +5 % 13
10 Algérie 81,5 2,93 2,1 % +5 % 28 [n 9]
11 Malaisie 73,2 2,64 1,9 % +13 % 12
12 Indonésie 63,2 2,27 1,6 % -27 % 20 [n 10]
13 Turkménistan 59,0 2,12 1,5 % +47 % 231 [n 11]
14 Égypte 58,5 2,10 1,5 % -1 % 37 [n 12]
15 Émirats arabes unis 55,4 2,00 1,4 % +11 % 107
16 Nigeria 49,4 1,78 1,3 % +60 % 111
17 Ouzbékistan 47,1 1,69 1,2 % -18 % 18
18 Royaume-Uni 39,5 1,42 1,0 % -32 % 5
19 Argentine 38,3 1,38 1,0 % -1 % 10
20 Oman 36,9 1,33 1,0 % +43 % 18
TOTAL MONDIAL 3 854 138,73 100 % +22 % 48,8
Source : BP (hors gaz brûlé en torchère ou réinjecté ; y compris gaz produit pour liquéfaction).
Gm3 = milliard de mètres cubes ; var. 10 ans = variation entre 2010 et 2020 ; R/P = ratio réserves/production (nombre d'années de production restantes, au rythme de 2020).

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

Consommation de gaz naturel des quatre principaux consommateurs
Source : BP[p 5]

En 2020, selon BP, le monde a consommé 3 823 Gm3 (milliards de mètres cubes) de gaz naturel[p 6], soit 137,62 EJ, en baisse de 2,3 % par rapport à l'année précédente, mais en progression de 21 % par rapport à 2010[p 7].

Le gaz naturel était en 2019 la troisième source d'énergie la plus utilisée dans le monde avec 23,2 % de l'approvisionnement mondial en énergie primaire, après le pétrole (30,9 %) et le charbon (26,8 %) ; sa part a fortement progressé : elle n'était que de 16,1 % en 1973[k 2]. Le gaz naturel était utilisé principalement en 2018 pour la production d'électricité et de chaleur : 39,9 % (centrales électriques : 27,9 %, centrales de cogénération : 10,2 %, chaufferies des réseaux de chauffage urbain : 1,8 %), puis dans le secteur industriel : 18,3 %, le secteur résidentiel : 14,8 %, le secteur tertiaire : 6,4 %, les besoins propres de l'industrie énergétique : 9,3 %, les utilisations non énergétiques (chimie, engrais) : 5,9 % et le secteur des transports : 3,6 %[31].

Consommation de gaz naturel des principaux pays consommateurs en 2020
Pays Consommation
(Gm3)[p 6]
Consommation
(Exajoules)[p 7]
 % du total var. 10 ans
1 États-Unis 832,0 29,95 21,8 % +28 %
2 Russie 411,4 14,81 10,8 % -3 %
3 Chine 330,6 11,90 8,6 % +204 %
4 Iran 233,1 8,39 6,1 % +61 %
5 Canada 112,5 4,05 2,9 % +22 %
6 Arabie saoudite 112,1 4,04 2,9 % +35 %
7 Japon 104,4 3,76 2,7 % +4 %
8 Allemagne 86,5 3,12 2,3 % -2 %
9 Mexique 86,3 3,11 2,3 % +31 %
10 Royaume-Uni 72,5 2,61 1,9 % -26 %
11 Émirats arabes unis 69,6 2,51 1,8 % +18 %
12 Italie 67,7 2,44 1,8 % -14 %
13 Inde 59,6 2,15 1,6 % +1 %
14 Égypte 57,8 2,12 1,5 % +33 %
15 Corée du Sud 56,6 2,04 1,5 % +26 %
16 Thaïlande 46,9 1,69 1,2 % +8 %
17 Turquie 46,4 1,67 1,2 % +29 %
18 Argentine 43,9 1,58 1,1 % +4 %
19 Algérie 43,1 1,55 1,1 % +70 %
20 Ouzbékistan 43,0 1,55 1,1 % -3 %
21 Pakistan 41,2 1,48 1,1 % +17 %
22 Australie 40,9 1,47 1,1 % +29 %
23 France 40,7 1,46 1,1 % -18 %
TOTAL MONDIAL 3 823 137,62 100 % +21 %
Source : BP
Gm3 = milliard de mètres cubes ; var. 10 ans = variation entre 2010 et 2020.

Principaux exportateurs

Les principaux pays exportateurs, selon BP, sont :

Exportations de gaz naturel en 2020 (milliards de m3)
Rang 2020 Pays par gazoduc[p 8] par mer (GNL)[p 9] Total Clients principaux
1 Russie 197,7 40,4 238,1 Europe (185), Turquie, Belarus, Japon, Chine
2 États-Unis 76,1 61,4 137,5 Mexique (55,2), Canada (21,8), Asie (26,4), Europe (25,6)
3 Qatar 21,8 106,1 127,9 Asie (72), Europe (30), Émirats arabes unis (20)
4 Norvège 106,9 4,3 111,2 Europe (Allemagne 31,2, Royaume-Uni 24,1, Pays-Bas 20, France 18,4, etc)
5 Australie 106,2 106,2 Japon (40), Chine (41), Corée du sud (11)
6 Canada 68,2 68,2 États-Unis
7 Algérie 26,1 15,0 41,1 Europe (29), Turquie (6), Afrique
8 Malaisie 32,8 32,8 Japon (14,8), Chine (8,3), Corée du Sud (6,7)
9 Turkménistan 31,6 31,6 Chine (27,2), Russie (3,8)
10 Nigeria 28,4 28,4 Europe (14,6), Asie (11,9)
11 Pays-Bas 28,1 28,1 Allemagne (23,4), Belgique, France
12 Indonésie 7,3 16,4 23,7 Singapour (7), Chine (7,4), Japon (3), Corée du Sud (3,7)
Total mondial 755,8 487,9 1 243,7

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 68,2 Gm3 aux États-Unis, mais a aussi importé 21,8 Gm3 de ce même pays. De même entre le Royaume-Uni et les Pays-Bas.

Principaux importateurs

Les principaux pays importateurs, selon BP, sont :

Importations de gaz naturel en 2020 (milliards de m3)
Rang 2019 Pays par gazoduc[p 8] par mer (GNL)[p 9] Total Fournisseurs principaux
1 Chine 45,1 94,0 139,1 Australie (40,6), Turkménistan (27,2), Qatar (11,2), Malaisie (8,3), Indonésie (7,4), Russie (6,9), Kazakhstan (6,8)
2 Allemagne 102,0 102,0 Russie (56,3), Norvège (31,2), Pays-Bas (13,0)
3 Japon 102,0 102,0 Australie (39,7), Malaisie (14,8), Qatar (11,9), Russie (8,4), États-Unis (6,4)
4 États-Unis 68,2 1,3 69,5 Canada (68,2)
5 Italie 50,8 12,1 62,9 Russie (19,7), Algérie (11,5), Qatar (6,8), Norvège (5,4)
6 Mexique 54,3 2,5 56,8 États-Unis (54,3)
7 Corée du Sud 55,3 55,3 Qatar (13), Australie (10,9), États-Unis (8), Malaisie (6,7), Oman (5,4)
8 Royaume-Uni 29,7 18,6 48,3 Norvège (23,7), Qatar (9), Russie (7,6), États-Unis (4,7)
9 Turquie 31,8 14,8 46,6 Russie (15,6), Azerbaïdjan (11,1), Iran (5,1), Algérie (5,7)
10 France 25,8 19,6 45,4 Norvège(18,4), Russie (7,6), Algérie (4,3), Nigeria (4,2), Pays-Bas (3,8)
11 Pays-Bas 38,4 38,4 Norvège(20), Russie (11,2)
12 Inde 35,8 35,8 Qatar (14,1), Émirats arabes unis (4,8), Nigeria (4,0), États-Unis (3,3), Angola (3,1)
13 Espagne 12,3 20,9 33,2 Algérie (9,6), États-Unis (5,4), Russie (3,4), Nigeria (4,0), Qatar (3,1)
Total mondial 755,8 487,9 1 243,7

NB : ces importations sont brutes, elles coexistent parfois avec des exportations (États-Unis vers Canada, Pays-Bas vers pays voisins, Royaume-Uni, etc.).

Économie du gaz en Chine

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[33].

Économie du gaz en Europe

En 2017, L'UE 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[34].

En 2013, l'Union consommait 387 Mtep de gaz naturel (23,2 % de son énergie primaire)[35]. 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[36].

Le gaz de Slochteren (gaz L) y 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 GNL et les restrictions des années 1970 d'exportation du gaz L aux Pays-Bas ont diminué l'importance du gaz L en Europe[37].

Sous l'égide de la Commission (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 dans le 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 es 28 pays de l'Union européenne 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 (GNL), 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[38].

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[39].

Gazprom, principal fournisseur de gaz de l'Union européenne, 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[40].

Le principe de solidarité entre États-membres en cas de crise du gaz a été validé par les eurodéputés (en ). 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)[34]. Des compensations sont prévues pour ceux qui auront à aider leurs voisins[34]. Chaque État-membre doit rédiger (avec l'aide de la Commission) un Plan de prévention et d'urgence en cas de pénurie[34]. 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)[34].

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[41].

Économie du gaz en Belgique

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/Nm3, le gaz L a un PCS de 9,769 kWh/Nm3. 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[37]. 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 actuellement en cours pour changer l’approvisionnement[42].

Infrastructures gazières

  • Zandvliet et Poppel, deux points où arrivent le gaz en provenance des Pays-Bas (Gaz L). Capacité utilisable : 3 285 kNm3/h, dont une partie est acheminée vers la France (1 750 kNm3/h)[37].
  • Terminal GNL à Zeebruges (Zeebrugge Hub (en)) : reçoit les gaz provenant du Royaume-Uni (National Balancing Point (en) via Interconnector (en)), de Norvège (zeepipe (en)), d'Algérie et du Qatar (GNL acheminé par méthanier)[37].
  • Berneau, point où arrive le gaz en provenance d'Allemagne, de Norvège et de Russie (Gaz H)[37].

Stockage à Bruges, Anvers (Wuustwezel) et Anderlues[37].

Stations de compression à Poppel, Winksele, Berneau et Sinsin[37].

Réseau de transport

Le gestionnaire de réseau de transport est Fluxys (GDF Suez)[43].

Réseau de distribution

Le gestionnaire de réseau de distribution est Distrigaz (Ente nazionale idrocarburi).

Infrastructures gazières

Les infrastructures comprennent[44] :

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. 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[45],[46], possèdent des installations de stockage de gaz réparties dans les différentes zones d'équilibre.

Les marchés de gros

Les opérateurs achètent du gaz sur les marchés de gros[47] :

  • 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.

Le marché de détail et le prix du gaz

Les clients en France peuvent choisir entre un tarif réglementé ou un prix de marché[48].

Au , 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 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 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[49].

Sur les quelque 10,6 millions d’abonnés particuliers au gaz à fin , 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)[50].

Les tarifs réglementés de vente de gaz doivent en principe couvrir les coûts de fourniture des opérateurs (loi du [51]). 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 le 18/04/2013 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[52],[53].

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 %[54].

Au , 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 , 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 , les tarifs réglementés seront supprimés pour les 105 000 professionnels dont la consommation dépasse 30 MWh par an[55]. Au , 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[56].

Les tarifs réglementés du gaz baissent de 3,5 % au  ; ils sont en effet indexés à 40 % sur les cours du pétrole, qui ont chuté de 60 % entre juin et  ; 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 et . En 2014, le tarif réglementé avait perdu environ 7 % jusqu'en septembre, puis avait rebondi à compter du 1er 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 et de l'augmenter au (+1,8 % sur le prix total)[57].

La Commission de régulation de l'énergie a proposé en 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 1er juillet devrait entraîner une hausse en moyenne de 2,3 % des tarifs réglementés[58].

Programmation pluriannuelle de l'énergie

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 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[59].

Utilisation

Statistiques

Au niveau mondial, l'usage du gaz naturel se développe partout où il peut se substituer au pétrole ou au charbon : la consommation mondiale de gaz naturel a progressé de 21 % entre 2010 et 2020[p 7]. Il présente en effet plusieurs avantages en comparaison avec ce dernier : moins cher en général, il permet également une diversification des approvisionnements énergétiques des pays importateurs (géopolitique), même si la crise entre l'Ukraine et la Russie au début de l'année 2006 montre que ce n'est pas la solution miracle. Dans certains pays, comme la Russie ou l'Argentine, l'usage du gaz naturel a même dépassé celui du pétrole.

Le gaz naturel est devenu une industrie globale, ce qui tranche singulièrement avec l'époque (jusqu'aux années 1950, bien plus tard dans certains pays), où il était avant tout 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

C'est une source d'énergie de plus en plus utilisée par l'industrie pour produire de la chaleur (chauffage, fours…) et de l'électricité, éventuellement en cogénération ou tri-génération. En 2019, au niveau mondial, 23,6 % de l'électricité était produite à partir de gaz naturel (charbon : 36,7 %, pétrole : 2,8 %, nucléaire : 10,4 %, hydroélectricité : 15,7 %, autres renouvelables : 10,8 %), contre 12,1 % en 1973[k 3], et 41,8 % de la chaleur produite pour alimenter les réseaux de chaleur était tirée du gaz naturel (charbon : 42,8 %, pétrole : 3,7 %, biomasse et déchets : 7,4 %)[60]. Chez les particuliers, le gaz naturel est utilisé pour le chauffage, l'eau chaude et la cuisson des aliments. Enfin, depuis quelques années, le gaz naturel comprimé en bouteilles est utilisé dans de nombreux pays comme carburant pour les véhicules (GNV).

Pollution et émissions de gaz à effet de serre

Bilan des émissions de gaz à effet de serre (en équivalent CO2) de systèmes de chauffage actuels en Suisse.
Émissions directes. Autres émissions = émissions sur la chaîne de production[61]
Émissions de PM10 et de NOx (NO + NO2) de systèmes de chauffage actuels en Suisse.
Pour réduire les émissions du bois énergie, l'institut Paul Scherrer préconise sa conversion en gaz naturel de synthèse.

Le gaz naturel est l'un des combustibles fossiles les moins polluants. En théorie, si sa combustion était parfaite et complète, il n'émettrait que de l'eau et du dioxyde de carbone selon la réaction :CH4 + 2O2 → CO2 + 2H2O.

S'il ne produit pas de suies (particules de 10 à 100 nm), une étude publiée en 2008[62] montre qu'un brûleur normal de chauffe-eau au gaz ou de gazinière produit des particules ultrafines ou des nanoparticules (de 1 à 10 nanomètres 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 (mg Nm−3) ainsi d'ailleurs qu'une « quantité significative » d’hydrocarbures aromatiques polycycliques qui pourraient peut-être interagir avec ces nanoparticules.

Comme tous les combustibles fossiles, sa combustion rejette du dioxyde de carbone : 56,9 kgCO2eq par gigajoule PCI de chaleur produite (contre 73,8 pour le fioul domestique et 96 pour le charbon) ; par rapport au charbon et au pétrole, les émissions sur le cycle complet « du puits au brûleur » et pas seulement celles résultant de l'usage final du combustible sont également moindres : 67,7 kgCO2eq/GJ, contre 89,9 pour le fioul domestique et 105 pour le charbon ; l'extraction et le traitement du gaz naturel consomment moins d'énergie que pour le fioul, mais plus que pour le charbon : 10,8 kgCO2eq/GJ contre 16,1 pour le fioul domestique et 8,85 pour le charbon[63].

Mais le gaz naturel est responsable, de son extraction à sa combustion en passant par son transport, d'importantes émissions de méthane, principal constituant du gaz naturel ; or le potentiel de réchauffement global du méthane est 25 fois plus élevé que celui du CO2[64].

L'utilisation du gaz naturel ne produit pas de poussières, presque pas d'oxydes d'azote (NOx) et ne laisse pas de cendres, et quasiment aucune pollution locale par les oxydes de soufre[réf. nécessaire], la désulfuration étant effectuée en amont, au niveau de l'usine de traitement du gaz naturel. Cela a une conséquence économique directe par rapport aux autres énergies fossiles : une installation (centrale électrique, chaufferie, cimenterie ou autre) brûlant du charbon a besoin de dispositifs de dépollution pour extraire le soufre, les NOx et les poussières des fumées. Avec le gaz naturel, ces appareillages sont inutiles, d'où une économie importante.

Matière première de l'industrie chimique et pétrochimique

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 :

Ci-après est présentée la chimie du méthane dans l'industrie pétrochimique :

Utilisation comme carburant

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)[65].

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 (CO2 : -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

Le gaz naturel est aussi l'une des sources possibles d'hydrogène pour les piles à combustible. Cet hydrogène peut être considéré comme « vert », si le gaz utilisé pour produire est d'origine renouvelable (biométhane), il peut contribuer à la neutralité carbone et à la transition énergétique[66].

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/an en 2018 par quatre grands installateurs[66].

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)[66].

En 2018 leur coût d'achat et de maintenance sur trois ans est encore d'environ 25 000 €/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[66]. La part du biométhane dans les réseaux devrait grimper (objectif de 10 % en 2030 en France[67]) pendant que les prix de l'électricité photovoltaïque devraient continuer à baisser rendant la pile à combustible plus compétitive[66].

Pouvoir calorifique

Le pouvoir calorifique d'un combustible est la quantité de chaleur exprimée en kWh ou MJ, qui serait dégagée par la combustion complète de un m3 normal (m³(n)) 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 0 °C (zéro degré Celsius), tous les produits de combustion étant ramenés à 0 °C et une pression de 1,013 25 bar.

Le pouvoir calorifique du gaz naturel s'exprime en MJ ou kWh par normo mètre cube (Nm3).

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 de 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 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, CH4, gaz qui a la plus grande proportion d'atomes d'hydrogène par molécule (4 H 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 CO2). 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/Nm3. 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/Nm3.

Pour la plupart des appareils domestiques, ces deux types de gaz sont interchangeables, certains appareils nécessiteront cependant un réglage.

Enjeux géopolitiques

Pays classés par volume de gaz extrait (m3/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. La géopolitique du gaz naturel commence à présenter 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[Combien ?] d'acteurs[Lesquels ?], ne facilitant pas[pourquoi ?] son développement.

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[38].

En , 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 milliards de m3 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 à Bruxelles ; l'Union européenne financera la moitié, de ce gazoduc[68].

La Lituanie a reçu le son premier méthanier chargé de GNL en provenance des États-Unis. L'accord sur la livraison de GNL avait été signé fin 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[69].

La combustion du gaz naturel produit moins d'émissions de dioxyde de carbone dans l'atmosphère que l'équivalent charbon ou fioul lourd, mais les émissions de méthane (dont le potentiel de réchauffement global est 25 fois plus élevé que celui du CO2) à chaque stade du cycle du gaz naturel compensent en partie cet avantage.

Risques liés au gaz naturel

Risques pour le climat régional et planétaire

L'Agence internationale de l'énergie évalue les émissions mondiales de CO2 dues à la combustion du gaz naturel à 6 743 Mt (millions de tonnes) en 2017, contre 2 044 Mt en 1971 et 3 677 Mt en 1990 ; la progression depuis 1990 est de 83,4 %[70].

La gaz naturel était responsable de 21,6 % des émissions de CO2 dues à l'énergie en 2019, contre 44,0 % pour le charbon et 33,7 % pour le pétrole ; en 1973, la part du gaz n'était que de 14,4 %[k 4].

La revue Science publie en une étude approfondie qui évalue les fuites de méthane dans la chaîne de fourniture de pétrole et de gaz naturel des États-Unis en 2015 à 2,3 % de la production de gaz naturel, soit 60 % de plus que les estimations de l'Environmental Protection Agency[71].

Une étude parue 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 (Marcellus, Haynesville) 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 infrastructure sont anciennes et fuient[72].

Le gaz naturel est souvent présenté comme moins polluant que le pétrole et préférable au charbon, avec des émissions de CO2 inférieures de 40 % et pratiquement pas d'émissions de dioxyde de soufre s'il est désoufré. Mais les fuites de méthane menacent d'annuler ces avantages, selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), qui estime 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. Treize grande compagnies regroupées dans l'Oil & Gas Climate Initiative ont annoncé leur intention de tendre vers le zéro émission[73].

Le torchage est une émission directe et volontaire de gaz à effet de serre (sous forme de gaz carbonique [CO2] principalement).

Le secteur gazier génère en outre des émissions de méthane (CH4) et d'autres polluants durant le forage, l'exploitation du gisement, le stockage, la compression, le transport et la distribution du gaz[74]. 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 4e rapport du GIEC, pour la production électrique le gaz naturel émet en moyenne 490 gCO2e par kWh alors que le charbon émet 820 gCO2e par kWh. Cependant, le gaz de schiste a des émissions indirectes largement supérieures car la technique de fragmentation hydraulique utilisée pour son extraction entraîne des fuites de méthane d'au moins 4 % de la production du gisement ; ce qui rend le gaz de schiste aussi émissif que le charbon[75].

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 CO2 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[76], le remplacement du charbon par le gaz a donc d'abord été présenté comme un pont vers un secteur de l'énergie décarboné[77].

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 méthanes fossiles[78], du cas particulier (qui tend à devenir le cas général) des gaz non conventionnels[79] ainsi que les effets indirects d'un prix moins cher de l'énergie-gaz, devenue provisoirement abondante grâce à la fracturation hydraulique[80],[81].

En 2019, le consensus est relatif : La conversion du charbon au gaz est souhaitable, mais uniquement comme étape, et dans de bonnes conditions environnementales.

  • Des études récentes remettent en cause l'intérêt climatique du gaz naturel géologique, si la hausse de sa production devait se poursuivre. Le gaz de schistes, 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[82],[83],[84] 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[85] et les fuites de gaz induites par la fracturation et les fuites dans les réseaux contribuent au changement climatique[86].
  • Selon une étude[87] publiée en a confirmé[88] l'utilisation croissante de gaz naturel retarderait aussi le déploiement d'énergie propres, sûres et renouvelables, qui permettraient une économie réellement décarbonée.
  • Dans la revue Nature en 2014, le constat de McJeon & al. est que le gaz naturel n'aidera pas à réduire le changement climatique, mais au contraire augmentera la pollution par les gaz à effet de serre de près de 11 %[89]. On a constaté une importante baisse du prix du gaz aux USA 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, a conclu 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[90].
  • En 2019, Katsumasa Tanaka[n 13] dans la revue Nature Climate Change[91],[92] 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 des récents progrès de la compréhension des métriques d’émissions (qui permettent de ne pas passer par la modélisation)[91]. 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 décarbonisation ». 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[91]. 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[91]. Ils sont les premiers à utiliser ces recommandations dans le débat charbon vs 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[91].

Les pays producteurs ne sont pas seuls à être touchés ou responsables, en raison des exportations de gaz vers l'étranger[93].

Risques pour le grand public

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[62] dont les effets sur la santé sont encore mal appréhendés.

Risque industriel

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 sources de risques nouveaux, comme l'a montré l'accident d'Elgin.

Risques pour les écosystèmes

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 H2S 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 CO2[94], deux gaz acidifiants et très toxiques pour le H2S). 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[95]. On parle maintenant de « gaz ultra-acides » (Sour and Acid Gas[94] 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 H2S[96]. Dans ces réserves, plus de 350 milliards de pieds cubes contiennent plus de 10 % de H2S[96]. 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-dessous).

Notes et références

Notes

  1. Dans des conditions normales (0 °C et 1 atm), m3 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).
  2. 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.
  3. 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.
  4. Le ratio R/P de l'Iran est en partie gonflé par la réduction de production causée par les sanctions américaines.
  5. part croissante de gaz de schiste et d'offshore profond
  6. principalement en Sibérie occidentale
  7. réserves sous-exploitées (sanctions américaines)
  8. reprise depuis 2013 (+17,6 % de 2012 à 2018)
  9. 36 % de la production africaine
  10. production et exportations en déclin depuis 2011
  11. réserves sous-exploitées (Dauletabad)
  12. déclin depuis le pic de 2009, mais rebond depuis 2017 ; voir Énergie en Égypte
  13. Tanaka est chercheur à l'Institut national des études environnementales du Japon.

Références

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Voir aussi

Articles connexes

Liens externes

Bibliographie

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