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 % en33 ans, de 1990 à 2023, dopée par l’exploitation desgaz 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 lepétrole (30,2 %) et lecharbon (27,8 %).
Corrélativement, les émissions mondiales degaz à effet de serre dues à la combustion du gaz naturel s'élevaient à 7 458 Mt (millions de tonnes) d'équivalent CO2 en 2022, en progression de 103 % depuis 1990 selon l'Agence internationale de l'énergie. Elles représentent 21,3 % des émissions dues à la combustion en 2022, contre 43,7 % pour le charbon et 32,7 % pour le pétrole. Le secteur pétrolier et gazier engendre 13 à 20 % des émissions mondiales de méthane en 2018, gaz dont lepotentiel de réchauffement global est25 fois plus élevé que celui du CO2.
Les deux principaux producteurs de gaz naturel sont, en 2024, lesÉtats-Unis (25,0 % de la production mondiale) et laRussie (15,3 %), suivis par l'Iran, laChine, leCanada, leQatar 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.
Le gaz naturel est un mélange gazeux, composé principalement deméthane accompagné d'autresalcanes plus lourds, allant en général jusqu'à cinqatomes decarbone[11]. Il contient aussi desmolécules 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].
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) auTexas, qui causa la mort de295 personnes dans une école, un odorisant chimique à base detétrahydrothiophène (THT) ou demercaptan (composé soufré) lui donne une odeur particulière afin de permettre sa détection olfactive lors d'une fuite[17].
Schéma des types de source géologique du gaz naturel : A Gaz naturel associé (à unréservoir de pétrole) ; B Gaz naturel conventionnel non associé ; CGaz de couche (ou gaz de houille) ; DGaz de réservoir compact ; EGaz 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 jourhydrates 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 deméthane[18] et issu de la désagrégation d'anciens organismes vivants.
Le gaz conventionnel non associé est la forme la plus exploitée de gaz naturel. « Non associé » signifie qu'il n'est pas associé à ungisement de pétrole, bien que son processus de formation soit assez similaire.
On distingue le gaz thermogénique primaire (issu directement de lapyrolyse naturelle dukérogène) et le gaz thermogénique secondaire (formé par la pyrolyse du pétrole). Le gaz thermogénique comprend, outre leméthane, un taux variable d'hydrocarbures plus lourds, pouvant aller jusqu'à l'heptane (C7H16). On peut y trouver aussi dudioxyde de carbone (CO2), dusulfure d'hydrogène (aussi dit « gaz acide » (H2S) et parfois dudiazote (N2) ainsi que de petites quantités d'hélium (He),mercure (Hg) etargon (Ar) ou d'autres contaminants tels que le plomb quand le gaz provient d'un gisement profond « haute température/haute pression ».
À l'instar de latourbe, 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].
Lahouille 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 degrisou. 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].
Certainsschistes contiennent du méthane issu de la dégradation dukérogène présent dans le schiste et piégé dans ses feuillets et micro-fissures. Mais, comme pour legaz 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 lafracturation hydraulique associée à unforage 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'unfluide 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 lesnappes 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, commeministre de l'Écologie, a autorisé les premiers forages exploratoires dans le sud de la France avant que le gouvernement n'annule ces autorisations[26].
Le gaz de ville sera mêlé, lorsque la demande se fera plus importante à dugaz de couche et dugrisou - qui a un pouvoir calorifique plus important, doit être « dilué » avant d'être injecté dans le réseau - ainsi que dugaz de pétrole liquéfié[30].
Si lepétrole 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 deSeconde 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. Lepouvoir 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,méthaniers etports méthaniers.
En 1980, Distrigaz assure la totalité de l'approvisionnement, du transport et du stockage du gaz en Belgique mais également leLuxembourg (1993) et leRoyaume-Uni (1995).
En 1946, l'Assemblée nationale vote laloi 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 degaz 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.
En 1969,le gisement d'Ekofisk fut découvert dans les eaux norvégiennes, ce qui provoqua un élan d'exploration de lamer du Nord, ses réserves étant en effet estimée à plus de150 milliards de mètres cubes de gaz, et plus de500 milliards de pétrole.
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 pargazoducs etméthaniers puis de distribution.
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, lepropane et lebutane 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 dupétrole. 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[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 dunaphta). Tout le reste (hydrocarbures C1 à C4, dioxyde de carbone, sulfure d'hydrogène et hélium) est gazeux à température ambiante et acheminé pargazoduc 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 unedéshydratation parpoint de rosée, puis les différents composants sont séparés. Les hydrocarbures C2 à C4 sont vendus sous le nom degaz de pétrole liquéfié (GPL et non pasGNL). 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 àeffet 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 parméthanier vers les lieux de consommation.
LeméthanierLNG 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, lesgazoducs 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 degaz naturel liquéfié (GNL), dans desméthaniers. 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 laliquéfaction[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 à500 millionsUSD 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 de200 millions d'euros pour une capacité de 100 000 t, soit le prix d'unpétrolier de quelque 300 000 t.
Lors de sa liquéfaction, le gaz naturel est fractionné, si nécessaire, pour le séparer de l'éthane, dupropane et dubutane. 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 lesgaz 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.
Dans les pays importateurs de gaz, ce combustible est acheté sur[35] :
lemarché à terme : qui peut être soit unmarché organisé, soit un marchéde 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 ;
lemarché 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 duprix spot, duprix forward et de divers indices pétroliers ou gaziers.
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 Gm3 (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].
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 Gm3. 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].
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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].
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]
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Le gaz naturel est devenu une industrie globale après avoir été perçu comme un coproduit (gaz associé) encombrant et dangereux des puits de pétrole (cfTorchage et rejet de gaz naturel).
Le gaz naturel était en 2023 la troisième source d'énergie la plus utilisée dans le monde avec 22,7 % de l'approvisionnement mondial enénergie primaire, après lepétrole (30,2 %) et lecharbon (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 decogénération : 10,0 %, chaufferies desréseaux de chauffage urbain : 1,9 %), les besoins propres de l'industrie énergétique : 9,2 % et saconsommation finale : 48,8 % de l'approvisionnement total[45]. Sa consommation finale se répartissait en 2023 entre lesecteur industriel : 40,0 %, lesecteur résidentiel : 27,9 %, lesecteur 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 lesréseaux 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]
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)
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].
Le, ledépartement d'État américain annonce de nouvelles sanctions, en particulier contre le projet degaz naturel liquéfié (GNL) ArcticLNG 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].
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]
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].
En 2013, l'Union européenne (UE) consomme387Mtep de gaz naturel (23,2 % de sonénergie 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 deRussie. 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].
Legaz 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 degaz naturel liquéfié (GNL) et les restrictions des années 1970 d'exportation dugaz L aux Pays-Bas ont diminué l'importance dugaz L en Europe[58].
Sous l'égide de laCommission 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'unmarché 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'associationEurogas. Elle défend les intérêts des principaux industriels et associations de l'industrie gazière européenne. Présidée parJean-François Cirelli, vice-président deGDF Suez, elle est aussi présent dans leGas Coordination Group, leCitizens 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 % ; leQatar, 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 desénergies 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 uncharbon 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 gazoducSouth 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 leseurodéputés (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)[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].
L'invasion de l'Ukraine par la Russie, qui commence le, suscite de nouvelles sanctions économiques de l'Europe contre la Russie. Le projet de gazoducNordStream 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 decelle 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[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].
Lesgazoducs 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 leréseau 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 laVendée auDoubs, est gérée parGRTgaz ;
la zone sud, qui comprend le centre-ouest, le Massif central et un grand quart sud-est, relève également de GRTgaz ;
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-deuxentreprises locales de distribution et trois « nouveaux entrants »[réf. nécessaire].
Storengy, filiale d'Engie, ainsi que Teréga (ex-TIGF), filiale deSnam,GIC,EDF etPredica[75],[76], possèdent des installations de stockage de gaz réparties dans les différentes zones d'équilibre.
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 quePowernext, permettent d'échanger des contratsspot 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.
Les clients en France peuvent choisir entre un tarif réglementé ou un prix de marché[78].
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), deGDF Suez lui-même (1,5 million) et deLampiris (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 etDirect 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, 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[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 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 laCRE 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, les tarifs réglementés ont été supprimés pour les professionnels abonnés au gaz dont la consommation annuelle est supérieure à 200MWh ; 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[85]. 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[86].
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, deméthanol et d'ammoniac, trois produits de base, qui à leur tour servent dans diverses industries :
En 2015,22,4 millions devéhicules 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 à200 bars (GNC) ou liquéfiée à−163 °C (GNL). Lebiogaz, issu de la valorisation dedéchets organiques parméthanisation, une foisépuré enbiométhane 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] etles 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.
Le gaz naturel est aussi l'une des sources possibles d'hydrogène pour lespiles 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 àGRDF pour tester durant trois ans une cinquantaine de piles au gaz naturel expérimentales qui fourniront encogénération 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 à1,5 fois celui d'unechaudière à condensation)[92].
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.
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 souventbrûlé à la torche.
À partir des deuxchocs 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. AuXXIe siècle, la géopolitique du gaz naturel présentedes points communs[Lesquels ?] avec lagéopolitique du pétrole, mais toujours avecdes 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].
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[95].
L'extraction, la distribution et l'utilisation finale du gaz naturel entraînent des émissions à la fois degaz carbonique (CO2) lors de la combustion et deméthaneCH4 tout au long du cycle.
La gaz naturel était responsable de 21,3 % des émissions de CO2 dues à la combustion en 2022, contre 43,7 % pour le charbon et 32,7 % pour le pétrole ; en 1990, la part du gaz n'était que de 17,2 %[97].
La combustion du gaz naturel rejette du dioxyde de carbone : 56,9 kgéquivalent CO2 pargigajoulePCI de chaleur produite (contre 73,8 pour le fioul domestique et 96 pour lecharbon)[99].
Le gaz naturel est responsable, de son extraction à sa combustion en passant par son transport, d'importantes émissions deméthane, son principal constituant, dont lepotentiel de réchauffement global vaut25 fois celui du CO2[100].
Les fuites deméthane 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 dansScience, soit 60 % de plus que les estimations de l'Environmental Protection Agency[101]. L'AIE estime en 2018 que chaque année, les compagnies pétrolières et gazières émettent plus de75 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[102].
Une autre étude décrite dansScientific American en mai 2020 estime les fuites de méthane dans leBassin 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[103].
Le gaz naturel est souvent présenté comme moins polluant que le pétrole et préférable au charbon, ses émissions de CO2 étant inférieures de 40 % et celles dedioxyde 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[102].
Letorchage est une émission directe et volontaire degaz à effet de serre (sous forme de gaz carbonique [CO2] principalement).
Le secteur gazier génère en outre des émissions de méthane (CH4) et d'autrespolluants durant le forage, l'exploitation du gisement, le stockage, la compression, le transport et la distribution du gaz[104]. 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 enzone sismiquement active.
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. Unecentrale au gaz émet ~ 57 % moins de CO2 par kilowatt-heure (kWh) qu'unecentrale au charbon, et est en moyenne 20 % plus efficace pour convertir l'énergie du combustible en électricité qu'avec du charbon[106], le remplacement du charbon par le gaz a donc d'abord été présenté comme unpont vers un secteur de l'énergie décarboné[107].
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[108], du cas particulier (qui tend à devenir le cas général) des gaz non conventionnels[109] ainsi que les effets indirects d'un prix moins cher de l'énergie-gaz, devenue provisoirement abondante grâce à la fracturation hydraulique[110],[111].
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[112],[113],[114] 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).
Lebilan carbone global du gaz de schiste apparaît parfois pire que celui du charbon[115] et les fuites de gaz induites par la fracturation et les fuites dans les réseaux contribuent au changement climatique[116].
Une étude[117] publiée en confirme que l'utilisation croissante de gaz naturel retarderait aussi le déploiement d'énergie propres, sûres et renouvelables, qui permettraient une économie réellement décarbonée[118].
Dans la revueNature en 2014, une étude de McJeonet 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 %[119]. 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 leNational Journal[120].
En 2019, Katsumasa Tanaka[n 12] dans la revueNature Climate Change[121],[122] 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[121]. 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 unedécarbonation ». 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[121]. Les métriques retenues pour cette étude correspondent selon les auteurs aux récentes recommandations duProgramme des Nations unies pour l'environnement et de laSociety of Environmental Toxicology and Chemistry(en)[121]. 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[121].
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[123]. 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[124].
Les pays producteurs ne sont pas seuls à être touchés ou responsables, en raison des exportations de gaz vers l'étranger[125].
Émissions dePM10 et deNOx (NO + NO2) de systèmes de chauffage actuels en Suisse (Institut Paul Scherrer, 2004). Pour réduire les émissions du bois énergie, l'institut préconise sa conversion engaz naturel de synthèse.
Les principauxdangers 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...) ;
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 demonoxyde 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 demicroparticules etnanoparticules[126] dont les effets sur la santé sont encore mal appréhendés.
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 lesséismes 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 plussales, c'est-à-dire plusacides,corrosifs ettoxiques. Les industriels ont ainsi à traiter et gérer une quantité croissante desoufre (sous forme de H2S principalement), ce qu'ils ont appris à faire en France dès les années 1950 avec le gisement deLacq dans le Sud-Ouest de la France (16 % d'hydrogène sulfuré et 10 % de CO2[127], deux gaz acidifiants et très toxiques pour le H2S). Ils sont de plus en plus confrontés à la présence demercure et desulfure de plomb et/ou desulfure de zinc, sources de risques de colmatage parentartrage minéral dans le puits, les vannes de sécurité ou la tête de puits[128]. On parle maintenant de« gaz ultra-acides » (Sour and Acid Gas[127] pour les anglophones), par exemple pour legaz 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[129]. Dans ces réserves, plus de 350 milliards de pieds cubes contiennent plus de 10 % de H2S[129]. Outre des risques de corrosion exacerbés pour l'infrastructure extractive, ce caractère acido-toxique esta 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 leclimat et l'acidification des milieux (voir ci-dessus).
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