Gaz naturel : la filière technico-économique

À l’instar du charbon minéral au 19^ème siècle puis du pétrole au 20^ème siècle, le gaz naturel est-il en train de devenir la source d’énergie fossile du 21^ème siècle ? La croissance de sa consommation et l’évolution de sa place dans le bilan énergétique mondial vont dans ce sens (Figure 1). Alors qu’il ne représentait que 7% de la consommation mondiale d’énergie primaire en 1950, soit 153 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep), il a atteint 16% en 1980, soit 1 158 Mtep, 21% en 2000, soit 2 026 Mtep[1] et finalement 23%, soit 3 260 Mtep en 2018[2].

Cet essor est lié à la croissance de la population mondiale grimpant de 2,5 milliards d’habitants en 1950 à 7,6 début 2019 et, sans doute, à 9 à 10 à l’horizon 2050, ainsi qu’à la croissance économique, désormais modérée dans les pays développés mais vive dans les pays émergents, tels que la Chine ou l’Inde, bien décidés à rattraper leur retard. Mais cet essor tient aussi à des caractéristiques propres au gaz naturel, à ses techniques et à son industrie.

1. Qu’est-ce que le gaz naturel ?

Comme tous les hydrocarbures, le gaz naturel est composé d’atomes de carbone (C) et d’hydrogène (H), mais, à température et pression normale, les composés de ces atomes se présentent sous forme gazeuse. Il s’agit principalement de méthane (CH₄) mais aussi de propane (C₃H₈), de butane (C₄H₁₀), d’éthane (C₂H₆) et de pentane (C₅H₁₂). La proportion de ces différents types de gaz varie d’un gisement à l’autre, mais le méthane est toujours dominant, soit de 70 à 98% du poids moléculaire.

Du fait de ces différences, tous les gaz n’ont pas le même pouvoir calorifique[3] (Lire : Les unités énergétiques). En France, par exemple, le gaz consommé dans le Nord, en provenance des Pays-Bas, dit gaz B, a une forte teneur en azote et un bas pouvoir calorifique, d’où une équivalence inférieure à  10 kWh/m³, alors que celui en provenance de Norvège, Russie ou Algérie, dit gaz A, est plus proche de 12 kWh/m³.

2. Exploration-production

À l’origine, le gaz a été longtemps considéré comme un coproduit dangereux et gênant dans les puits de pétrole (Lire : Gaz naturel : une histoire très ancienne). Il était brûlé en torchère sur place. Puis au 19^ème siècle, les premiers gisements de gaz sont forés, mais les utilisations restent limitées et ce n’est qu’après la construction de plusieurs milliers de kilomètres de gazoducs aux États-Unis que les utilisations du gaz, d’abord industrielles puis domestiques, se développent (Lire : L’essor du gaz naturel au 20^ème siècle, article en préparation).

Les gaz conventionnels piégés dans le sous-sol sont des gisements faciles d’accès. Ils sont concentrés dans les roches et naturellement piégés sous pression, sous une couverture imperméable permettant d’isoler le gisement (Figure 2). Ils sont dits associés ou non associés. Les premiers sont présents en solution dans le pétrole et doivent être séparés lors de l’extraction de ce dernier. Autrefois considérés comme un déchet, ils sont désormais, soit réinjectés dans les gisements de pétrole pour y maintenir la pression, soit valorisés. Les gaz non associés peuvent être présents dans les gisements de pétrole mais sans être mélangés à ce dernier (Lire : Géologie et géodynamique des hydrocarbures).

Les gaz non conventionnels, les gaz de schistes, les gaz de houille, les gaz de réservoir compact ou encore les hydrates de méthane, sont difficiles à extraire par rapport aux gaz conventionnels. Les producteurs de gaz ont historiquement privilégié l’exploitation du gaz conventionnel qui garantit un taux de récupération des ressources de 80% contre 20% en moyenne pour le gaz non conventionnel[4]. La part de ce dernier a toutefois fortement augmenté ces dernières années, en particulier aux États-Unis (Lire : Le pétrole de schistes : formation et extraction et La formation du gaz de schistes et son extraction).

L’exploration consiste à rechercher les gisements de gaz avec des techniques de cartographie et de sismographie. Des capteurs spéciaux sont mobilisés pour enregistrer des données relatives à la propagation d’ondes de choc artificielles, lesquelles permettent d’obtenir des informations sur les structures géologiques en présence. Des cartographies du sous-sol sont alors établies à partir de ces données pour évaluer les ressources de gaz naturel. Le forage permet ensuite de confirmer la présence d’un gisement techniquement exploitable et de déterminer son potentiel économique, soit les réserves récupérables, classées en possibles, probables et prouvées, selon l’estimation de leurs coûts de récupération.

En 2020, ces réserves sont estimées entre 150 et 200 000 milliards de m³ (Gm³) réparties entre une centaine de pays dont la Russie (18%), l’Iran (17%) et le Qatar (13%).  Elles représentent une cinquantaine d’années de consommation mondiale, mais elles évoluent rapidement sous l’effet de la prospection de nouveaux territoires (Arctique, par exemple) et du progrès des techniques. Les États-Unis ont ainsi devancé l’Arabie Saoudite en réserves prouvées de gaz naturel suite au développement intense de l’extraction de gaz de schiste et des analyses des sols qui s’en suivent. Les principaux acteurs de cette activité sont les majors du secteur pétrolier comme BP, Chevron, Exxon, Shell, Total et, bien sûr, ceux du secteur gazier comme Gazprom ou Engie, qui lui consacrent une part importante de leurs investissements.

Après la phase d’exploration, l’extraction du gaz nécessite des infrastructures complexes, mais, une fois le gisement foré, le gaz conventionnel qui est naturellement sous pression remonte facilement à la surface pour être collecté. Il est ensuite traité et épuré, en vue d’éliminer des composés soufrés et du CO₂ avant d’être commercialisé. Les États-Unis et la Russie sont les plus gros producteurs, avec respectivement 20% et 17% de la production mondiale. La part des États Unis tend à augmenter avec le fort développement des extractions de gaz non conventionnel. Suivent les pays du Golfe (Iran, Qatar, Arabie Saoudite notamment), et des producteurs historiques comme le Canada, la Norvège, l’Australie ou l’Algérie.

3. Transport

Le gaz est, le plus souvent, transporté par gazoducs de son lieu d’extraction aux lieux de son stockage et/ou de sa distribution, mais il l’est aussi de plus en plus fréquemment sous forme liquéfiée sur une partie plus ou moins longue de son transport (Lire : Les marchés du gaz naturel et du gaz naturel liquéfié – GNL).

3.1. Transport par gazoduc

Bien que le premier gazoduc soit entré en activité en 1891 aux États-Unis, il a fallu attendre les années 1960 pour que les techniques de la métallurgie permettent de construire des gazoducs performants et les années 1970 pour qu’ils s’étirent sur des milliers de kilomètres. Désormais, le réseau de gazoducs est extrêmement dense. Dans le monde, le gaz circule dans plus d’un million de kilomètres de gazoducs. En France, ils s’étendent sur plus de 32 000 km.

Des gazoducs terrestres ou sous-marins acheminent le gaz entre sites de production et zones de consommation. Des stations de compression sont positionnées sur le réseau pour contrôler la pression du gaz et recompriment le gaz permettant sa circulation à grande vitesse, mais, ce faisant, ils consomment de l’énergie.

Le géant russe Gazprom est la plus grande compagnie de production et de gestion de réseau au monde, avec le plus grand réseau de transport (Lire : L’industrie du gaz en Russie). En Europe, de nombreux opérateurs tels que le groupe italien ENI ou GRTgaz acheminent le gaz et participent au développement du réseau de transport. Engie possède un large réseau de gazoducs et de nombreux terminaux méthaniers. Coordonnés par l’Union européenne, les opérateurs européens développent l’interconnexion de leurs réseaux. Généralement, la majorité des contrats entre un opérateur (GDF Suez) et un producteur (Gazprom) s’inscrivent dans le long terme, ce qui permet de garantir la rentabilité d’un gazoduc tout en établissant une relation de confiance entre le producteur et la zone de réception du gaz^[5].

3.2. Transport sous forme liquéfié

Lorsque le transport par gazoduc coûte trop cher ou est physiquement impossible, par exemple pour traverser un océan, le gaz est acheminé sous forme liquide par des bateaux dédiés appelés méthaniers (Figure 4).

À environ -161°C, le gaz peut en effet être transporté sous forme liquide, d’où l’appellation de gaz naturel liquéfié (GNL). Cette méthode constitue une alternative aux gazoducs qui sont des infrastructures de transport en dur. Le GNL réduit jusqu’à 600 fois le volume du gaz et donc facilite son transport sur de longues distances. Flexible, il peut être acheminé par navire, des usines de liquéfaction jusqu’aux terminaux de regazéification, pour approvisionner des zones éloignées de la production (Figure 5). Depuis le début des années 2000, l’amélioration des techniques de liquéfaction et les innovations dans la construction navale ont permis l’essor du GNL, notamment en rentabilisant son transport sur de longues distances.

Avec ses quatre centres de regazéification (deux à Fos-sur-Mer, Montoir de Bretagne et Dunkerque), la France dispose de la troisième plus grande capacité de réception en Europe. Le GNL qu’elle consomme en provient principalement d’Algérie (38% des volumes importés) et du Nigéria (30,6%)[6].

4. Stockage

Pour pouvoir être stocké en grandes quantités, le gaz naturel est comprimé dans des roches poreuses naturellement gorgées d’eau, dans des cavités creusées en couches de sel, dans d’anciens gisements de gaz dont l’exploitation a été arrêtée. Dans ces stockages dits en nappe aquifère, en cavités salines ou en gisements déplétés, le gaz est injecté sous pression (entre 40 et 270 bars), ce qui facilite en retour son soutirage. Les capacités mondiales de stockage souterrain étaient estimées à près de 360 milliards de m³ en 2014[7], dont les ¾ correspondent à des gisements déplétés.

Les sites de stockage permettent aux compagnies productrices de gaz de répondre à leurs objectifs de livraison et aux fournisseurs de gaz de gérer le taux d’utilisation du réseau de transport et de distribution tout en répondant efficacement à la demande. La compagnie russe Gazprom et Storengy, filiale d’Engie, disposent des capacités mondiales de stockage souterrain les plus importantes. En France, ces stockages sont répartis sur tout le territoire (Figure 6).

Ces stockages jouent un rôle stratégique car ils permettent de pallier les défaillances techniques ou politiques des fournisseurs, d’équilibrer les approvisionnements, relativement constants au cours de l’année, et la demande de gaz naturel qui varie fortement suivant les saisons. Ces réservoirs souterrains sont remplis l’été, lorsque la consommation de gaz est moindre, pour faire face à des périodes de forte consommation en hiver[8][9]. En accord avec la législation européenne de 2003 sur la libéralisation du marché du gaz, les capacités de stockage détenues par un opérateur doivent être mises au service de tous les fournisseurs du marché.

5. Transport national et distribution

Sur chaque territoire national, le gaz est acheminé par un réseau national de transport. En France (Figure 7), ce dernier est constitué :

• d’un réseau de canalisations à haute pression et de grand diamètre qui relient les points d’interconnexion avec les réseaux voisins (Belgique, Allemagne, Suisse ou Espagne), les stockages souterrains, les terminaux méthaniers et les réseaux régionaux ; le gaz circule dans des canalisations en acier à 30km/h environ ; pour compenser la baisse de pression que provoquent les frottements, des stations de compression (entre 65 et 95 bars) sont installées tous les 150 km environ ;
• de réseaux régionaux qui prolongent le réseau principal vers les grands consommateurs industriels et les réseaux de distribution.

Ces réseaux de transport sont gérés par GRT gaz, filiale d’Engie, pour le réseau de gaz B à bas pouvoir calorifique dans le Nord et la majeure partie du réseau de gaz H à haut pouvoir calorique, ainsi que par TIGF, filiale d’un consortium (SNAM, C31, Predica) pour le réseau H dans le Sud-Ouest.

Les réseaux de distribution  transportent le gaz à basse pression jusqu’aux consommateurs finals que sont les ménages, les services ou les petits industriels. En France, ils sont placés sous la responsabilité de 25 gestionnaires de tailles très inégales :

• Gaz Réseau Distribution France (GRDF), filiale d’Engie, assure la distribution de 96% du marché ;
• les 24 autres distributeurs, dénommés aussi entreprises locales de distribution (ELP), exercent généralement leur activité dans les limites d’une grande ville, comme Régaz à Bordeaux, Gaz de Strasbourg (GDS) ou Gaz Électricité de Grenoble (GEG).

6. Utilisations

Le gaz naturel, sous forme de méthane, est un combustible qui sert à de nombreux usages : production d’électricité, chauffage industriel et domestique, alimentation de procédés industriels ou motorisation des transports.

Le gaz fournit environ un quart de l’électricité mondiale (Figure 8). Cette part ne peut qu’augmenter par remplacement des autres centrales thermiques dans le cadre de la lutte contre le réchauffement climatique et les pollutions locales de l’air car la combustion du gaz, comparée à celle du fuel ou du charbon, engendre moins de particules et moins de gaz à effet de serre (GES). Le gaz permet aussi de jouer un rôle de back up dans la production d’électricité affectée par la multiplication des sources renouvelables intermittentes et non prévisibles pour sécuriser l’approvisionnement d’électricité (Lire : La percée du stockage électrique).

L’utilisation du gaz s’effectue dans une centrale thermique classique ou dans une centrale dite à Cycle Combiné Gaz (CCG) qui  articule deux types de turbine : une turbine à combustion (TAC) et une turbine à vapeur (TAV), reliées à un alternateur[10]. Elles fonctionnent comme suit :

• de l’air prélevé dans l’atmosphère est fortement comprimé afin d’en augmenter pression et température ,
• introduit dans la chambre à combustion, cet air est mélangé avec du gaz à plus de 1 000° C,
• l’énergie dégagée fait tourner une TAC qui entraine un alternateur produisant de l’électricité , tandis que la chaleur des gaz d’échappement est transformée en vapeur,
• laquelle fait tourner une TAV qui entraîne son propre alternateur producteur d’électricité.

Ce type de centrale atteint un rendement de 65% contre 38% en moyenne dans les centrales classiques.

Le gaz sert également à chauffer les bâtiments résidentiels et tertiaires, ainsi que les fours et chaudières industriels. Il est aussi une matière première pour la chimie, servant, par exemple, à produire de l’hydrogène et de l’ammoniac.

Plus récemment, il a commencé à être utilisé dans les transports en tant que Gaz Naturel Véhicule (GNV) généralement stocké sous pression (200 bars) dans des réservoirs spécifiques à l’intérieur du véhicule (Lire : L’automobile du futur : quelle source d’énergie ?).

Chaque pays possédant des consommations de gaz  spécifiques, il est difficile d’en généraliser la structure. Certains, comme l’Italie, la Chine, l’Iran ou l’Inde, ont déjà beaucoup développé la mobilité gaz tandis que d’autres, comme les États-Unis, jouent surtout la carte de la production d’électricité (Figure 9). Plus d’un tiers du gaz consommé va à la production électrique. Suit plus d’un quart destiné à l’industrie, le reste allant au chauffage résidentiel et au tertiaire.

7. Impacts environnementaux

Les avantages du gaz naturel sont bien connus :

• sa combustion rejette moins de CO₂ et moins de particules fines, poussières et oxydes de soufre, sources de pollution locale ;
• son réseau de transport et de distribution, très étoffé, permet aux consommateurs d’éviter à stocker l’énergie dont ils ont besoin ;
• la filière GNL en croissance alimente les réseaux nationaux grâce au transport maritime et aux terminaux méthaniers, ce qui accroît la sécurité d’approvisionnement ;
• le gaz, enfin, n’est pas plus coûteux que le pétrole pour la satisfaction de besoins comparables.

Pour ces différentes raisons, le gaz semble bien correspondre à une parfaite énergie de transition pour remplacer les combustibles très carbonés que sont le charbon et le pétrole dont on veut se passer le plus rapidement possible pour limiter la dégradation climatique. En outre, il favorise la construction d’un monde énergétique moins carboné en soutenant le développement des énergies renouvelables qui nécessite des investissements conséquents et des délais.

En face de ces avantages, certains inconvénients ne doivent pas être sous-estimés :

• les infrastructures d’exploitation et de traitement des gisements sont particulièrement consommatrices d’énergie, de même que le transport générateur d’importantes émissions de GES, via des fuites de méthane sur les gazoducs et des pertes sur les volumes transportés en GNL ;
• l’extraction des gaz non conventionnels est également accusée de provoquer une détérioration du paysage par la multiplication des têtes de forage ainsi qu’une une forte pollution des sous-sols et des nappes phréatiques par produits chimiques ; en outre, la fracturation hydraulique est grosse consommatrice d’eau ;
• source d’énergie carbonée, la combustion du gaz rejette environ 480g/CO₂ par kWh d’énergie produite, ce qui rend sa consommation responsable d’un cinquième des émissions mondiales de CO₂ ;
• enfin, même si elles sont accrues par des découvertes telles que les gaz de houille, les gaz de schistes, les gaz de réservoir compact et les hydrates de méthane, les réserves mondiales de sont plus coûteuses, plus énergivores et plus carbonées compte-tenu des méthodes et ressources utilisées pour l’extraction, le transport et l’utilisation des gaz non conventionnel[11].

Des voies doivent donc être prospectées pour rendre la filière gaz plus respectueuse de l’environnement :

• si l’on veut continuer à brûler du gaz naturel en limitant les émissions de GES, on peut faire appel à la capture et au stockage du carbone (CCS) à la sortie des centrales thermoélectriques ou des installations industrielles grosses consommatrices (Lire : Captage et stockage du carbone) ;
• on peut aussi privilégier l’usage de biogaz, issu de la fermentation de matières organiques (Lire : Biomasse et énergie) ;
• en outre, on devrait pouvoir tabler sur de nouvelles filières de production de gaz qui commencent à émerger : les gaz verts ou renouvelables peuvent être produits à partir de la biomasse par les procédés de méthanisation et gazéification ou d’électricité verte par électrolyse et méthanation appelé power to gas. Le potentiel de ces filières est considérable, estimé, par exemple, pour la France à la totalité de sa consommation de gaz[12]. En 2019, les installations d’injection de gaz renouvelable font l’objet d’objectifs politiques ambitieux, soit 10% de gaz renouvelable dans les réseaux français en 2030, selon la Loi de transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) de 2015. L’évolution dans ce sens s’appuie sur les 714 GWh de gaz renouvelable produits et injectés dans le réseau de gaz en France en 2018 dans le cadre de 76 installations dédiées, soit une hausse de 76% par rapport à 2017[13]. Des incitations et de la recherche et développement (R&D) sont cependant encore nécessaires pour installer de véritables  filières de production de gaz vert !

Notes et références

[1] https://www.encyclopedie-energie.org/consommation-mondiale-denergie-1800-2000-les-resultats/

[2] BP Statistical Review 2018

[3] Dans la suite du texte, nous retenons, pour simplifier, un gaz à 10 thermies (1 000 kcal)/m³, soit 10⁶ m³=10 GWh.

[4] Favennec Jean-Pierre.  Recherche et production du pétrole et du gaz. Réserves, couts et contrats, Ed. Technip.

[5] Connaissance des énergies, https://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/transport-du-gaz

[6] Selectra, https://selectra.info/energie/guides/comprendre/gaz/production

[7] Union Internationale du Gaz

[8] Connaissance des énergies, https://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/stockage-du-gaz

[9] Engie, https://www.engie.com/activites/gaz/gestion-dinfrastructures/stockage-du-gaz/

[10] https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/l-energie-de-a-a-z/tout-sur-l-energie/produire-de-l-electricite/les-differents-types-de-centrales-thermiques

[11] Jancovici J.M.,  https://jancovici.com/transition-energetique/gaz/quest-ce-que-le-gaz-non-conventionnel/

[12] ADEME, Mix de gaz 100 % renouvelable en 2050 ?

[13] GRDF, Panorama du gaz renouvelable 2018

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