Naturgass | |
Identifikasjon | |
---|---|
N o CAS | |
N o ECHA | 100.029.401 |
Termokjemi | |
PCS | 54,0 MJ · kg -1 (95% CH 4, 2,5% C, 2 H 6, 2,5% inerte gasser) |
Enheter av SI og STP med mindre annet er oppgitt. | |
Den naturgass eller fossil gass er en blanding gass av hydrokarboner bestående hovedsakelig av metan , men som generelt omfatter en viss mengde av andre høyere alkaner , og noen ganger en liten prosentandel av karbondioksid , av nitrogen , av sulfid hydrogen eller helium . Naturlig tilstede i visse porøse bergarter , ekstraheres den ved boring og brukes som fossilt brensel eller ved karbonkjemi . Metan oppgraderes vanligvis med syntesegass til metanol . Den oksidative dehydrogeneringen av etan resulterer i etylen , som kan omdannes til etylenepoksyd , etylenglykol , acetaldehyd eller andre alkener . Den propan kan omdannes til propylen eller kan oksyderes til akrylsyre og akrylnitril .
I 2018 var naturgass den tredje kilden til primærenergi brukt i verden, som representerte 22,8% av forbruket, etter olje (31,6%) og kull (26,9%); andelen vokser raskt (bare 16% i 1973), det samme er verdensproduksjonen (+ 234% på 46 år , fra 1973 til 2019, forsterket av utnyttelsen av ukonvensjonelle gasser ).
Tilsvarende globale CO 2 -utslipppå grunn av naturgass utgjorde 6743 Mt (millioner tonn) i 2017, opp 83,4% siden 1990 ifølge International Energy Agency . De representerer 21,2% av utslippene på grunn av energi i 2017, mot 44,0% for kull og 34,1% for olje. Olje- og gassektoren genererer også mer enn 20% av de globale metanutslippene, gass hvis globale oppvarmingspotensiale er 25 ganger høyere enn CO 2.
Naturgass utviklet seg raskt innen industri, innenlands bruk og deretter elektrisitetsproduksjon, siden 1970-tallet, for praktisk talt å innhente kull. Men økningen i begynnelsen av XXI th århundre oppgjør av forbruk i utviklede land, de utviklingslandenes behov og fremgang i kull behandling kull har gitt en boom. Etter et fall fra 2010 til 2014 har det globale naturgassforbruket gjenopptatt veksten siden 2015, drevet av Kina (+ 18% i 2017, dobbelt så gjennomsnittlig vekst fra 2010 til 2016) og Europa, som erstatter kullkraftverk med gass planter .
De to hovedprodusentene av naturgass i 2019 er USA (23,1%) og Russland (17,0%), etterfulgt av Iran, Qatar, Kina og Canada. De største forbrukerne er USA (21,5%), Russland (11,3%), Kina (7,8%) og Iran (5,7%). Det globale forbruket økte med 35,9% mellom 2009 og 2019, men falt med 14% i Storbritannia, 5% i Italia og 3% i Frankrike, og vokste med 37% i USA, 66% i Iran, 17% i Japan og 241 % i Kina. I 2017 steg den russiske gassproduksjonen med + 8%, og USA, som var nettoimportør, ble nettoeksportør.
Reservene forblir dårlig kjent, men har økt med den siste utnyttelse av ukonvensjonell gass ( skifergass , etc. ). I 2019 tilsvarte ifølge BP , påviste globale reserver, opp 17% fra 2009 og 50% fra 1999, 49,8 års produksjon. 38% av dem er geografisk lokalisert i Midtøsten og 32,3% i landene i det tidligere Sovjetunionen. Bare Russland, Iran, Qatar og Turkmenistan har 57,4% av verdens reserver.
Naturgass kommer i mange former, som varierer i opprinnelse, sammensetning og typen reservoarer de ligger i. Denne gassen består fremdeles hovedsakelig av metan og kommer fra oppløsningen av gamle levende organismer.
I tillegg til de forskjellige typene naturgass som er nevnt nedenfor, er det biogass (kalt biometan når den er blitt renset), en fornybar erstatning som følge av nedbrytning av biomasse , og derfor noe avfall fra menneskelig aktivitet. Ideelt sett vil (fornybar) biogass bli brukt i fremtiden for å erstatte fossil naturgass ( netto utslipp av CO 2deltar derfor i global oppvarming ).
Navnet “naturgass” i energiverden dekker utelukkende den fossile formen, som er gjenstand for denne artikkelen.
Konvensjonell ikke tilknyttet gass er den mest utnyttede formen for naturgass. "Uassosiert" betyr at det ikke er forbundet med et oljefelt , selv om dannelsesprosessen er ganske lik.
Det skilles mellom primær termogen gass (direkte fra naturlig pyrolyse av kerogen ) og sekundær termogen gass (dannet av pyrolyse av petroleum). Termogen gass inkluderer, i tillegg til metan , en variabel hastighet av tyngre hydrokarboner, opp til heptan (C 7 H 16). Du kan også finne karbondioksid (CO 2), Hydrogensulfid (også kalt "syregass" (H 2 S) og noen ganger dinitrogen (N 2) så vel som små mengder helium (He), kvikksølv (Hg) og argon (Ar) eller andre forurensninger som bly når gassen kommer fra en dyp "høy temperatur / høyt trykk" avsetning.
Det internasjonale naturgassmarkedet og dets transportnett via gassrørledninger og LNG- transportører ble hovedsakelig levert av denne typen ikke-assosiert konvensjonell gass (se avsnittet " Gassindustri "), men i USA blir skifergass stadig viktigere og biometan injisert, fremdeles fremvoksende, forventes ettersom en del av energiovergangen blir stadig viktigere.
Den tilhørende gassen er tilstede i løsningen i oljen, atskilt fra sistnevnte under ekstraksjon. Det har lenge vært ansett som avfall og som sådan blitt ødelagt i en bluss , som er bortkastet energi og unødvendig forurensning, som i det minste har fordelen av å redusere global oppvarming som potensialet for global oppvarming CO 2er 25 ganger mindre enn metan. Det injiseres i økende grad i det geologiske avleiret (som bidrar til å opprettholde trykket der for å maksimere oljeutvinning) eller brukes til energi . I 2016 ble nesten 150 km 3 fortsatt brent i bluss per år, noe ned med rundt 10% på 20 år til tross for nesten 20% økning i utvinning av naturgass.
Den kommer fra gjæring av bakterier av organiske sedimenter .
I likhet med torv er det et fossilt drivstoff, men det sykler relativt raskt. Biogene avleiringer (ca. 20% av kjente konvensjonelle gassreserver) er generelt små, spredt og ligger på grunt dybde. Den har mindre verdi (per kubikkmeter) enn termogen gass, fordi den inneholder en betydelig andel ikke-brennbare gasser (spesielt karbondioksid) og gir ikke tyngre hydrokarboner enn metan.
Den kull naturlig inneholder metan og karbondioksid i sine porer. Historisk har denne gassen vært mest kjent for den dødelige trusselen den utgjør for gruvearbeidernes sikkerhet - den har holdt seg i kollektivt minne som en fyrtamp . Imidlertid er utnyttelsen av den i full utvikling, spesielt i USA. Gruvedrift involverer kullag som er rike på gass og for dype til å bli utvunnet konvensjonelt. Det har vært tester i Europa også, men de fleste europeiske kull er ganske metanfattige . Kina er også stadig mer interessert i utnyttelsen av denne typen naturgass .
Noen skifer inneholder metan som følge av nedbrytningen av kerogen som er tilstede i skifer og fanget i lagene og mikrosprekker. Men, som med sengegass , er det to store forskjeller sammenlignet med konvensjonelle gassreserver. Den første er at skifer er både kildesteinen til gassen og dens reservoar. Det andre er at akkumuleringen ikke er diskret (mye gass samlet i et lite område), men kontinuerlig (gassen er tilstede i lav konsentrasjon i et enormt volum bergart), noe som krever en spesifikk teknikk.
Siden 2004 har teknikken hovedsakelig brukt vært hydrofrakturering assosiert med horisontal retningsboring . Det gjør det mulig å nå og fjerne et større skifervolum med en enkelt boring. Skifer er frakturert av eksplosjonstog, og en injeksjon under veldig høyt trykk av et bruddvæske som består av vann, sand og tilsetningsstoffer (giftig for noen) utvider denne frakturen. Hver brønn kan knuses (stimuleres) flere titalls ganger. Hver brudd bruker 7 til 28 millioner liter vann, bare en del av det utvinnes .
Denne praksisen, spesielt i USA, blir stadig mer omstridt, fordømt som påvirker undergrunnen, overflateøkosystemene og helsen. Gasslekkasjer virker hyppige og kan forurense brønner. Bruk av giftige produkter risikerer forurensende grunnvann. Frakturerende vann stiger med forurensninger som er uønskede for helse og økosystemer (salter, metaller og radionuklider) for alle som bor i nærheten av en utvinningskilde. Utnyttelse i Frankrike er fortsatt sterkt kritisert. Jean-Louis Borloo , som minister for økologi , godkjent den første leteboring i den sørlige delen av Frankrike før regjeringen kansellert disse fullmaktene.
De metanhydrater (også kalt klatrat- metan), er faste strukturer som inneholder metan fange. De kommer fra akkumulering av is som inneholder organisk avfall, nedbrytningen er biogen. Disse hydratene finnes i permafrost eller på havbunnen . Anslag for metanressursene i hydrater varierer fra 13 til 24 × 10 15 m 3 , eller 70 til 130 ganger de påviste reservene for konvensjonell naturgass. Andelen ressurser som kan utnyttes i økonomisk lønnsomme forhold, er imidlertid fortsatt vanskelig å tallfeste og er fortsatt gjenstand for kontrovers. Det er ikke kostnadseffektive teknologier for å utnytte disse ressursene, men forsøk er i gang i Japan, til tross for potensielt betydelig innvirkning på drivhusgasser fra dette mulig utnyttelse.
Den kinesiske begynte å bruke naturgass som brensel og kilde for belysning i IV th århundre BC. AD De borer systema brønner for utvinning av saltlake til jeg st århundre f.Kr.. AD ( Han-dynastiet ) førte til oppdagelsen av mange "brannkasser" i Sichuan , som produserte naturgass. Som rapportert, dette resulterte fra II th århundre f.Kr.. AD et systematisk søk etter naturgass. Den saltoppløsning og naturgass ble utført sammen gjennom bambusrørene . Fra de små brønnene kunne gassen ledes direkte til brennerne der saltvannet ble hellet i støpejernsfordampertanker for å koke og produsere salt . Men den tette, skarpe gassen som ble trukket fra dybder på rundt 600 m, måtte først blandes med luft , for ikke å eksplodere . For å avhjelpe dette førte kineserne først gassen inn i en stor konisk formet tretank , plassert 3 m under bakkenivå, der en annen kanal førte luften . Som forvandlet tanken til en stor forgasser . For å forhindre brann fra plutselige gassflom, ble et ekstra "sky-pushing pipe" brukt som eksosanlegg.
I EuropaI 1776 oppdaget fysikeren Alessandro Volta metan ved å interessere seg for "myrgass", det gamle navnet på gass.
De første brenselgassene som ble brukt i Europa , fra 1785, datoen for oppfinnelsen, vil være produserte gasser , det vil si gasser produsert i gassfabrikker og koksanlegg , hovedsakelig av stenkull . De brukes først som belysningsgass , deretter som drivstoff for turbiner og motorer , både til oppvarming og matlaging . Navnet bygass dukker opp ved denne anledningen. Den produserte gassen vil hovedsakelig være kullgass, men også oljegass og petroleumsgass , etc. De fleste produserte gasser vil hovedsakelig inneholde hydrogen , metan og karbonmonoksid .
Den tidligere produsert gass er knyttet til historien om våre byer og av de store moderne energikonsern , nettopp de som senere skulle levere naturgass.
Den husholdningsgass blir blandet, når etterspørselen vil være viktigere med gass av laget og den gruvegass - som har en høyere varmeverdi, må "fortynnes" før de blir injisert inn i nettverket - så vel som gass flytende petroleums. .
Den første moderne bruken av naturgass dukket opp i USA rundt 1820 for gatebelysning .
Hvis petroleum var gjenstand for omfattende utnyttelse og industriell bruk fra 1850-tallet , ville naturgass måtte vente til 1950-tallet for å vekke verdensomspennende interesse. Dens reserver og ressurser, til og med produksjonen, var ikke kjent utenfor USA før på slutten av 1960-tallet. Naturgass syntes lenge å være en kilde til energi som var vanskelig å bruke. Dens handel i flytende form ( LNG ) startet først i 1964 i svært beskjedne volumer.
Fra slutten av andre verdenskrig, men spesielt fra 1960-tallet, spredte bruken av naturgass seg over hele verden og fortrengte gradvis produsert gass . Naturgass har mange kvaliteter, inkludert fravær av toksisitet. Den brennverdi av naturgass er det dobbelte av kullgass (9,000 cal / m 3 mot 4,250).
Naturgass vil kreve spesielle justeringer av hele distribusjonsnettet, varmeenheter og andre, lagrings- og transportmetode: rørledninger , gassrørledninger , skip og LNG- port .
Frankrike I 1946, den nasjonalforsamlingen vedtatt en lov for å nasjonalisere energisektorene. Gaz de France (GDF) er opprettet. Gaz de France første aktivitet i de tidlige årene besto av å produsere og distribuere kullgass . Funnet og idriftsettingen av Lacq-naturgassfeltet på slutten av 1950-tallet gjorde det mulig for Gaz de France å omorganisere sin aktivitet mot det og gradvis forlate kullgass . Parisere mottar metan bare ti år senere. Nederland Slochteren- forekomsten i den nederlandske provinsen Groningen (29. mai 1959) ( Slochteren gassfelt (nl) ) ble raskt transportert til Nederland og til Belgia (1966). Norge I 1969, ble Ekofisk-feltet oppdaget i norske farvann, noe som utløste leting i Nordsjøen . Reservene ble faktisk anslått til mer enn 150 milliarder kubikkmeter gass, og mer enn 500 milliarder olje. I Belgia I 1971 ble hele distribusjonsnettet omgjort til naturgass. Distrigas leveres til Nederland (1965), Norge (1973), Algerie (1975), Tyskland og Abu Dhabi .Det er hovedsakelig naturgass kjent som “ikke tilknyttet konvensjonell” (se forrige avsnitt) som forsyner det europeiske markedet for naturgassproduksjon og dets overføringsnett via gassrørledninger og LNG- transportører, deretter distribusjon.
Naturlig gassbehandlet, med tanke på å bli markedsført, er fargeløs, luktfri og smakløs. Den inneholder mellom 81% og 97% metan , resten er hovedsakelig nitrogen. Den er mindre tett enn luft: dens tetthet er 0,6 sammenlignet med luft og densiteten er omtrent 0,8 kg m -3 . Den forekommer i gassform over omtrent -161 ° C , ved atmosfærisk trykk, men den kan adsorberes i "bergreservoaret" (i kull noen ganger snakker man da om laggass) i flytende form (ved høyt trykk og på dybden).
Dens overlegne brennverdi (PCS) er omtrent 11,5 kWh m −3 (52 MJ / kg ) i Frankrike, for den mest forbrukte gassen, kalt “H” (for “høy brennverdi”) eller 9, 7 kWh m −3 for gass "B" (for "lav brennverdi"). Leveringstrykket (vanligvis 20 mbar for “H-gass” og 25 mbar for “ L- gass”, eller 300 mbar for mindre industribruk eller kollektive fyrrom) samt høyden påvirker verdien på PCS.
Siden ulykken i 1937 i New London (i) i Texas , som forårsaket 295 menneskers død på en skole, gir et kjemisk luktmiddel, basert tetrahydrotiofen (THT) eller merkaptan (svovelforbindelse) siden ulykken en spesiell lukt for å tillate at det blir oppdaget lukt under en lekkasje.
Utnyttelsen av naturgass går gjennom fem trinn:
Naturgass og råolje kombineres ofte og utvinnes samtidig fra de samme feltene, eller til og med fra de samme produksjonsområdene. Flytende hydrokarboner kommer fra råolje for en gjennomsnittlig andel på rundt 80%; De resterende 20%, blant de letteste fraksjonene, blir propan og butan nesten alltid flytende for å lette transporten.
Leting (leting etter forekomster) og utvinning av naturgass bruker teknikker som er omtrent identiske med petroleumsindustrien . En stor del av gassforekomster som er kjent over hele verden er dessuten funnet under letekampanjer som tar sikte på å finne olje.
Under utvinning av en gass under trykk, dens kjøling og ekspansjon ved brønnhodet bevirker kondensering av hydrokarboner (C 5til C 8som den kan inneholde) og vann . Gjenvunne lette flytende hydrokarboner, kalt " naturgasskondensater " eller " naturgassbrønnvæske " tilsvarer ekstremt lett olje med høy verdi (gir bensin og nafta ). Alt annet (hydrokarboner C 1 -C 4 , karbondioksid, hydrogensulfid og helium) er i gassform ved romtemperatur og transporteres ved hjelp av rørledning til et gassbehandlingsanlegg. Du trenger derfor to oppsamlingsnettverk, ett for gass og ett for kondensat.
I dette anlegget (som kan være nær markene, eller nær forbruksstedene), gjennomgår gassen dehydrering ved duggpunkt , da skilles de forskjellige komponentene. C- 2 til C- 4 hydrokarboner som selges under navnet flytende petroleumsgass (LPG og ikke LNG ). Karbondioksid slippes ofte ganske enkelt ut i atmosfæren, med mindre det er en nærliggende bruker. Noen ganger blir den reinjisert i en underjordisk formasjon ( CO 2 -binding)) For å redusere klimagassutslippene . Den sure gassen selges til den kjemiske industrien eller bindes. Den helium separeres og selges, dersom de er tilstede i tilstrekkelig mengde - i noen tilfeller, er det en svært viktig tillegg til inntekt fra innskuddet.
Kondensater og LPG har en slik markedsverdi at visse forekomster bare utnyttes for dem, og den "magre gassen" (metan) blir injisert igjen når og når det er mangel på lokale utsalgssteder. Selv når det meste av magert gass selges, blir noe av det ofte injisert i feltet for å redusere trykkfallet, og til slutt gjenvinne en større del av kondensatet og LPG.
Den andre delen (den største) blir transportert med gassrørledning eller med LNG-tankskip til forbrukssteder.
Nedstrøms: transport i gass eller væskeTransport av behandlet gass (magert gass, nesten utelukkende metan) er av natur mye vanskeligere enn for olje. Dette forklarer hvorfor gassfelt i lang tid bare var av interesse for bedrifter hvis de var relativt nær forbruk, mens felt som ble funnet på isolerte steder bare ble utviklet hvis størrelsen rettferdiggjorde den nødvendige infrastrukturen. Å vite at lønnsomheten til gassfelt har forbedret seg betydelig de siste årene, er flere felt som ble sett på som "underkommersielle" nå lønnsomme.
For å transportere naturgass fra felt til forbrukssteder er gassrørledninger det vanligste middelet. Imidlertid transporteres en økende del av den forbrukte gassen i flytende form, ved -162 ° C og ved atmosfæretrykk, det vil si i form av flytende naturgass (LNG), i LNG- bærere . I denne flytende formen tilbyr naturgass en brennverdi som tilsvarer mer enn halvparten av den innenlandske fyringsoljen, med samme volum.
Denne løsningen, som gjør det mulig å kondensere gassenergi i redusert volum, krever svært tunge investeringer, både for kondensering og for transport. Som en indikasjon er kostnadene for et flytende anlegg av minste størrelse, i størrelsesorden 45 gthermier per år ( 3,5 millioner tonn flytende naturgass), i størrelsesorden 400 til 500 millioner USD, og hvis vi vil doble dette kapasitet, må vi legge til 85% mer til denne kostnaden.
Transportskip, utstyrt med kryogeniske tanker, også svært dyrt: i 2006, mer enn 200 millioner av euro for en kapasitet på 100 000 tonn, oljeprisen på rundt 300 000 tonn.
Gitt den stadig økende energibehovet av alle slag og stigende oljepriser siden begynnelsen av XXI th århundre, alle disse investeringene er rikelig berettiget. Den flytende naturgassektoren krever imidlertid en betydelig størrelse for å være økonomisk levedyktig, så det tar høy produksjon å eksportere for å rettferdiggjøre byggingen av et flytende anlegg, og omvendt, betydelig import må bygge en terminal. I 2006 er det ikke noe prosjekt som er under to til tre millioner tonn per år for eksport, og bare ett for import .
Under flytningen blir naturgass fraksjonert, om nødvendig, for å skille den fra etan , propan og butan . Ved ankomst nær forbruksstedene lagres LNG muligens i flytende form og fordampes deretter i LNG-terminaler. Den utstedes deretter på et konvensjonelt transportnett. Også her kreves det betydelige investeringer for mottak, lagring og fordampning. Imidlertid er disse investeringene mindre enn for kondensering eller transport med LNG-transportør.
For behandlingen, og hvis vi ønsker å skille flytende petroleumsgass (LPG) før transport, fra gass- og kondensatfeltene (hvis disse er i nærheten), installerer vi to oppsamlingsnettverk, ett for naturgass og et annet for kondensat. Gassen og kondensatene sendes til behandlings- og avsvovlingsanlegg.
I gassimporterende land kjøpes dette drivstoffet fra:
Avhengig av tilbudet i disse to markedene, kan prisen avhenge av spotprisen , terminsprisen og ulike olje- eller gassindekser.
I 2019, ifølge BP , nådde påviste globale reserver (estimerte reserver utvinnbare med rimelig sikkerhet under de eksisterende tekniske og økonomiske forhold) av naturgass 198800 Gm 3 ( bcm ), opp 0,9% i 2018, 16,6% sammenlignet med 2009 og 49,7 % sammenlignet med 1999. Midtøsten står for 38,0% av verdensreservene og landene i det tidligere Sovjetunionen 32,3%.
Rangering 2019 | Land | 1999 (Tm 3 ) | 2009 (Tm 3 ) | 2019 (Tm 3 ) | % 2019 | var. 10 år | var. 20 år | R / P-forhold |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
1 | Russland | 32.9 | 34.0 | 38,0 | 19,1% | + 11,8% | + 15,5% | 56 |
2 | Iran | 23.6 | 28.0 | 32,0 | 16,1% | + 14,3% | + 35,6% | 131 |
3 | Qatar | 11.5 | 26.2 | 24.7 | 12,4% | -6% | + 115% | 139 |
4 | Turkmenistan | 2.6 | 8.2 | 19.5 | 9,8% | + 138% | + 650% | 308 |
5 | forente stater | 4.5 | 7.4 | 12.9 | 6,5% | + 74% | + 187% | 14 |
6 | Kina | 1.4 | 2.9 | 8.4 | 4,2% | + 190% | + 500% | 47 |
7 | Venezuela | 4.6 | 5.6 | 6.3 | 3,2% | + 12,5% | + 37% | 238 |
8 | Saudi-Arabia | 5.8 | 7.4 | 6.0 | 3,0% | -19% | + 3% | 53 |
8 | De forente arabiske emirater | 5.8 | 5.9 | 5.9 | 3,0% | 0% | + 2% | 95 |
10 | Nigeria | 3.3 | 5.0 | 5.4 | 2,7% | + 8% | + 64% | 109 |
11 | Algerie | 4.4 | 4.3 | 4.3 | 2,2% | 0% | -2% | 50 |
12 | Irak | 3.1 | 3.0 | 3.5 | 1,8% | + 17% | + 13% | 329 |
1. 3 | Kasakhstan | 2.0 | 2.0 | 2.7 | 1,3% | + 35% | + 35% | 113 |
14 | Australia | 1.6 | 2.8 | 2.4 | 1,2% | -14% | + 50% | 16 |
15 | Egypt | 1.2 | 2.1 | 2.1 | 1,1% | + 0% | + 75% | 33 |
16 | Canada | 1.6 | 1.6 | 2.0 | 1,0% | + 25% | + 25% | 11 |
17 | Norge | 1.2 | 2.0 | 1.5 | 0,8% | -25% | + 25% | 1. 3 |
18 | Kuwait | 1.4 | 1.7 | 1.7 | 0,9% | + 0% | + 21% | 92 |
19 | Indonesia | 2.7 | 3.1 | 1.4 | 0,7% | -55% | -48% | 21 |
20 | Libya | 1.2 | 1.5 | 1.4 | 0,7% | -7% | + 17% | 151 |
21 | India | 0,6 | 1.1 | 1.3 | 0,7% | + 18% | + 117% | 49 |
Verden totalt | 132,8 | 170,5 | 198,8 | 100% | + 17% | + 50% | 49.8 | |
Kilde: BP . Tm 3 = tusenvis av milliarder kubikkmeter; var. 10 år = variasjon mellom 2009 og 2019; var. 20 år = variasjon mellom 1999 og 2019; R / P = Reserver / Produksjon 2019. |
De fire første landene på listen utgjør 57,4% av verdensreservene.
Det er oppdaget betydelige reserver av naturgass i det østlige Middelhavet; dette området kalt "Levant-bassenget" ville skjule, ifølge estimatene fra US Geological Survey , 3400 Gm 3 (milliarder kubikkmeter) naturgass "på plass". Ikke alle vil være utvinnbare, men slike reserver kan i det minste sikre forbruket av et land som Frankrike i mer enn femti år. De første funnene dateres tilbake til 2009 i israelsk farvann: Tamar, deretter Leviathan i 2010, Afrodite på Kypros farvann i 2011, og Zohr i 2015 i egyptiske farvann, der ENI, assosiert med russiske Rosneft (30%) og BP (10%) , forutsetter produksjonsstart ved utgangen av 2017; oppstarten av Léviathan er planlagt til slutten av 2019-begynnelsen av 2020. Total og ENI lansert ijuli 2017utforskning av Onisiforos-feltet utenfor kysten av Kypros; Egypt har lansert store prosjekter utenfor Nildeltaet og Libanon vil gi tillatelser høsten 2017.
Et gigantisk gassprosjekt er under utvikling utenfor kysten av Mosambik, opprinnelig pilotert av Anadarko, deretter av Total i 2019. Gassen, pumpet fra bunnen av Det indiske hav og deretter transportert med rørledning til kysten, vil bli omdannet til flytende natur gass (LNG) deretter eksportert av LNG-transportør. Et annet stort prosjekt er også lansert av amerikanske Exxon. Ifølge Wood Mackenzie, vil Mosambik produserer 6% av verdens LNG når Anadarko og Exxon prosjekter rekkevidde marsjfart i 2027. Innskuddene oppdaget i nordlige Mosambik siden tidlig på 2010-tallet totalt nesten 5000 milliarder kroner. M 3 . Total bygger to flytende tog, med en kapasitet på 13 Mt / år ; produksjonen skulle begynne i 2024. Men siden 2017 har en jihadistgruppe sådd terror i denne regionen.
Produksjon av naturgass fra de seks hovedprodusentene
Kilde: BP
I 2019 nådde ifølge BP den globale naturgassproduksjonen 3989 Gm 3 (bcm), en økning på 3,4% i forhold til 2018 og 35,9% siden 2009. Produksjonen i USAs USA vokste med 10,2%; deres markedsandel steg til 23,1%, langt foran Russland (17%).
Statistikk for gassproduksjon varierer avhengig av kilde, ettersom beregningsmetodene kanskje inkluderer eller ikke inkluderer den tilhørende gassen som er brent i en bluss , eller gir volum gass før eller etter tørking og utvinning av forurensninger osv. Data fra International Energy Agency er noe høyere enn BP, med en global produksjon 4089 Gm 3 2019 mot 3868 Gm 3 ifølge BP. Produksjonen, som var 1 224 Gm 3 i 1973, økte med 234% på 46 år. Andelen naturgass i primærenergiforsyningen var 22,8% i 2018 mot 26,9% for kull og 31,6% for olje; denne andelen har steget kraftig: den var bare 16,0% i 1973.
I 2017 hoppet den russiske gassproduksjonen med 8%, og USA, fra en nettoimportør, ble eksportør takket være skifergass .
År | Produksjon (Mtep) | Øke | Delprod. primærenergi |
---|---|---|---|
1973 | 991 | 16,0% | |
1990 | 1 688,3 | 19,2% | |
2000 | 2064.2 | 20,6% | |
2010 | 2,715,9 | + 7,0% | 21,2% |
2011 | 2798.1 | + 3,0% | 21,3% |
2012 | 2849.3 | + 1,8% | 21,3% |
2013 | 2 900,2 | + 1,8% | 21,5% |
2014 | 2 935,4 | + 1,2% | 21,5% |
2015 | 2 966,3 | + 1,1% | 21,6% |
2016 | 3,016,4 | + 1,7% | 22,0% |
2017 | 3.136,6 | + 4,0% | 22,5% |
2018 | 3293.1 | + 5,0% | 22,8% |
rang | Land | Produksjon (Gm 3 ) | Produksjon ( Exajoules ) | % av totalt | var. 10 år | R / P | Merknader |
---|---|---|---|---|---|---|---|
1 | forente stater | 920,9 | 33.15 | 23,1% | + 65% | 14 | |
2 | Russland | 679,0 | 24.45 | 17,0% | + 27% | 56 | |
3 | Iran | 244.2 | 8,79 | 6,1% | + 80% | 131 | |
4 | Qatar | 178.1 | 6.41 | 4,5% | + 93% | 139 | |
5 | Kina | 177,6 | 6.39 | 4,5% | + 107% | 47 | |
6 | Canada | 173.1 | 6.23 | 4,3% | + 12% | 11.5 | |
7 | Australia | 153,5 | 5.52 | 3,8% | + 229% | 15.6 | |
8 | Norge | 114.4 | 4.12 | 2,9% | + 10% | 13.4 | |
9 | Saudi-Arabia | 113.6 | 4.09 | 2,8% | + 52% | 53 | |
10 | Algerie | 86.2 | 3.10 | 2,2% | + 13% | 50 | |
11 | Malaysia | 78.8 | 2.84 | 2,0% | + 19% | 12 | |
12 | Indonesia | 67,5 | 2,43 | 1,7% | -1. 3% | 21 | |
1. 3 | Egypt | 64.9 | 2.34 | 1,6% | + 8% | 33 | |
14 | Turkmenistan | 63.2 | 2.27 | 1,6% | + 90% | 308 | |
15 | De forente arabiske emirater | 62.5 | 2.25 | 1,6% | + 31% | 95 | |
16 | Usbekistan | 56.3 | 2,03 | 1,4% | -4% | 21 | |
17 | Nigeria | 49.3 | 1,77 | 1,2% | + 112% | 109 | |
18 | Argentina | 41,6 | 1,50 | 1,0% | + 3% | 8.7 | |
19 | Storbritannia | 39.6 | 1,43 | 1,0% | -35% | 4.7 | |
20 | Oman | 36.3 | 1.31 | 0,9% | + 52% | 18 | |
HELE VERDEN | 3 989,3 | 143,62 | 100% | + 36% | 49.8 | ||
Kilde: BP (unntatt gass blusset eller injisert; inkludert gass produsert for kondensering). Gm 3 = milliarder kubikkmeter; var. 10 år = variasjon mellom 2009 og 2019; R / P = reserver / produksjonsforhold (antall gjenværende produksjonsår, med kursen 2019). |
For mer informasjon om produksjonen fra land til land, se oljeregioner serien eller til artikler om energi i det aktuelle landet ( f.eks: Energy i USA , Energi i Russland , etc. ).
De fire hovedforbrukernes forbruk av naturgass
Kilde: BP
I 2019, ifølge BP , forbrukte verden 3929,2 Gm 3 (milliarder kubikkmeter) naturgass, eller 141,45 EJ , en økning på 2% fra året før og opp med 33,6% sammenlignet med 2009.
Naturgass var i 2018 den tredje mest brukte energikilden i verden med 22,8% av verdens primære energiforsyning, etter olje (31,6%) og kull (26,9%); andelen økte kraftig: den var bare 16,0% i 1973. Naturgass ble hovedsakelig brukt i 2018 til produksjon av elektrisitet og varme: 39,9% (kraftverk: 27,9%, kraftvarmeanlegg: 10,2%, fjernvarmeanlegg fyrrom: 1,8 %), deretter i industrisektoren : 18,3%, boligsektoren : 14,8%, den tertiære sektoren : 6,4%, de spesifikke behovene til energibransjen: 9,3%, ikke-energibruk (kjemikalier, gjødsel): 5,9% og transportsektoren: 3,6%.
Land | Forbruk (Gm 3 ) |
Forbruk ( Exajoules ) |
% av totalt | var. 10 år | |
---|---|---|---|---|---|
1 | forente stater | 846,6 | 30.48 | 21,5% | + 37% |
2 | Russland | 444.3 | 16.00 | 11,3% | + 12% |
3 | Kina | 307.3 | 11.06 | 7,8% | + 241% |
4 | Iran | 223,6 | 8.05 | 5,7% | + 66% |
5 | Canada | 120,3 | 4.33 | 3,1% | + 39% |
6 | Saudi-Arabia | 113.6 | 4.09 | 2,9% | + 52% |
7 | Japan | 108.1 | 3,89 | 2,8% | + 17% |
8 | Mexico | 90,7 | 3.26 | 2,3% | + 39% |
9 | Tyskland | 88,7 | 3.19 | 2,3% | + 5% |
10 | Storbritannia | 78.8 | 2.84 | 2,0% | -14% |
11 | De forente arabiske emirater | 76,0 | 2,74 | 1,9% | + 32% |
12 | Italia | 70.8 | 2,55 | 1,8% | -5% |
1. 3 | India | 59,7 | 2.15 | 1,5% | + 22% |
14 | Egypt | 58.9 | 2.12 | 1,5% | + 44% |
15 | Sør-Korea | 56,0 | 2.01 | 1,4% | + 58% |
16 | Thailand | 50.8 | 1,83 | 1,3% | + 33% |
17 | Argentina | 47.5 | 1.71 | 1,2% | + 14% |
18 | Pakistan | 45.7 | 1,64 | 1,2% | + 32% |
19 | Algerie | 45.2 | 1,63 | 1,2% | + 72% |
20 | Frankrike | 43.4 | 1.56 | 1,1% | -3% |
HELE VERDEN | 3 929,2 | 141,45 | 100% | + 33,9% | |
Kilde: BP Gm 3 = milliarder kubikkmeter; var. 10 år = variasjon mellom 2009 og 2019. |
De viktigste eksportlandene, ifølge BP , er:
Rangering 2019 | Land | ved rørledning | til sjøs ( LNG ) | Total | Hovedklienter |
---|---|---|---|---|---|
1 | Russland | 217.2 | 39.4 | 256,6 | Europa (194), Tyrkia, Hviterussland , Japan |
2 | Qatar | 21.5 | 107.1 | 128,6 | Asia (72), Europa (32), De forente arabiske emirater (19.5) |
3 | forente stater | 75.4 | 47.5 | 122,9 | Mexico (54,7), Canada (24,6), Asia (17,8), Europa (18,3) |
4 | Norge | 109.1 | 6.6 | 115,7 | Europa (Tyskland 27.8, UK 26.9, Nederland 25.3, Frankrike 20.8, etc) |
5 | Australia | 104,7 | 104,7 | Japan (41), Kina (40), Sør-Korea (11) | |
6 | Canada | 73.2 | 73.2 | forente stater | |
7 | Algerie | 26.7 | 16.6 | 42.3 | Europa (30.8), Tyrkia (5.8), Afrika |
8 | Nederland | 38.2 | 38.2 | Tyskland (23.4), Belgia, Frankrike | |
9 | Malaysia | 35.1 | 35.1 | Japan (12.8), Kina (10), Sør-Korea (6.6), Taiwan | |
10 | Turkmenistan | 31.6 | 31.6 | Kina (31.6) | |
11 | Nigeria | 28.8 | 28.8 | Europa (15.8), Asia (10.5) | |
12 | Kasakhstan | 27.5 | 27.5 | Russland (20.6), Kina (6.5) | |
1. 3 | Indonesia | 7.4 | 16.5 | 23.9 | Singapore (6.8), Kina (6.2), Japan (5.7), Sør-Korea (3.2) |
Verden totalt | 801,5 | 485.1 | 1286,6 |
NB: dette er bruttoeksport, dvs. at importvolumet ikke blir trukket. For eksempel eksporterte Canada 73,2 Gm 3 i USA, men importerte også 24,6 Gm 3 fra det landet. Likeledes mellom Storbritannia og Nederland.
De viktigste importlandene, ifølge BP , er:
Rangering 2019 | Land | ved rørledning | til sjøs ( LNG ) | Total | Hovedleverandører |
---|---|---|---|---|---|
1 | Kina | 47.7 | 84.8 | 132,5 | Australia (39.8), Turkmenistan (31.6), Qatar (11.4), Indonesia (10) |
2 | Tyskland | 109,6 | 109,6 | Russland (55,6), Norge (27,8), Nederland (23,4) | |
3 | Japan | 105,5 | 105,5 | Australia (41), Malaysia (12.8), Qatar (11.9), Russland (8.7) | |
4 | forente stater | 73.3 | 1.5 | 79.4 | Canada (73,2) |
5 | Italia | 54.1 | 13.5 | 67.6 | Russland (20.7), Algerie (9.7), Qatar (6.4) |
6 | Mexico | 50.8 | 6.6 | 57,5 | USA (54,7) |
7 | Sør-Korea | 55.6 | 55.6 | Qatar (15.3), Australia (10.6), USA (7.2), Malaysia (6.6) | |
8 | Storbritannia | 33.2 | 18.0 | 51.2 | Norge (26.9), Qatar (8.8), Russland (7.8) |
9 | Frankrike | 36.8 | 22.9 | 49.9 | Norge (20.8), Russland (14.7), Nederland (4.4), Algerie (3.6), Nigeria (4.4) |
10 | Tyrkia | 31.3 | 12.9 | 44.2 | Russland (14,6), Aserbajdsjan (9,2), Iran (7,4), Algerie (5,8) |
11 | Nederland | 40,0 | 40,0 | Norge (25.3), Russland (8) | |
12 | Spania | 16.0 | 21.9 | 37.9 | Algerie (12.5), USA (4.5), Qatar (4.4), Nigeria (4.3) |
1. 3 | India | 32.9 | 32.9 | Qatar (13.2), Angola (3.7), Nigeria (3.6), UAE (3.6) | |
Verden totalt | 801,5 | 485.1 | 1286,6 |
NB: denne importen er grov, de eksisterer noen ganger sammen med eksporten (USA til Canada, Nederland til nabolandene, Storbritannia osv.).
Kina har satt i gang en reform slik at prisen på gass beregnes ut fra prisene på konkurrerende energier dannet av markedskreftene, snarere enn på produksjonskostnadene, som det var tilfelle før.
I 2017 er EU avhengig av 65% av importert gass, spesielt fra Russland. Opptil 90% av gassen som forbrukes i EU har passert minst én grense, noe som gjør den sårbar for en gasskrise.
I 2013 forbrukte Unionen 387 M tå naturgass (23,2% av sin primære energi ). Etter en nedgang på 5% i 2013 økte det totale volumet av gass som handles i europeiske knutepunkter med 25% i 2014, og nådde over 40 000 TWh , en ny rekord.
Den Slochteren gass ( L-gass ) ble det massivt brukt etter oppdagelsen i 1959. Da oppdagelsen og utnyttelse av innskudd engelsk og norsk og ankomst av leverandører utenfor EØS-området (hovedsakelig Russland), er LNG bruk og restriksjoner av på 1970-tallet på eksport av L-gass til Nederland reduserte betydningen av L-gass i Europa.
Under ledelse av Kommisjonen (EF) har et europeisk gassreguleringsforum (kjent som "Madrid-forumet") møtt to ganger i året siden 1999. Representanter for nasjonale reguleringsmyndigheter, regjeringer, EU-kommisjonen, gassoverføringssystemoperatører, gassselgere og handelsmenn, forbrukere og brukere av gassnettverket og gassutvekslingsmarkedene diskuterer etableringen av et internt gassmarked . I 2013 forhandlet de om prising av grenseoverskridende børser, styring av "lave samtrafikkapasiteter" og andre tekniske eller kommersielle hindringer som hindrer det indre gassmarkedet. I 2013 pålegger en forskrift utvikling av grenseoverskridende sammenkobling av energinettverk (gass, olje, elektrisitet).
Gassindustrilobbyen er spesielt representert i Madrid Forum av Eurogas- foreningen . Det forsvarer interessene til de viktigste produsentene og foreningene i den europeiske gassindustrien. Ledet av Jean-François Cirelli , visepresident for GDF Suez , er den også til stede i gasskoordineringsgruppen , Citizens Energy Forum og andre interessegrupper.
I 2013 estimerte Eurogas at andelen russisk gass i de 28 landene i EU nådde 27% (mot 23% i 2012); mens gassforbruket i EU falt for tredje år på rad og falt med 1,4% til 462 milliarder kubikkmeter, etter fall på 10% og 2% i 2011 og 2012; Den europeiske gassproduksjonen har gått ned (med 1% til 156 milliarder kubikkmeter), men er fortsatt den ledende kilden (33% av forbruket, som i 2012) for EU; Norge økte også andelen litt (23% mot 22% i 2012), mens den tredje leverandøren, Algerie, så sin andel fra 9 til 8%; Qatar, som sender gass i flytende form ( LNG ), representerte bare 4% i 2013 (mot 6% i 2012), mens LNG finner mer lønnsomme utsalgssteder i Asia; Russlands andel går tilbake til rundt 40% av EU-importen, mens trenden var snarere mot en nedgang i løpet av forrige tiår; Nedgangen i gassbehov i elektrisitetsblandingen tilskrives delvis konkurranse fra subsidierte fornybare energier , men også til lave kullpriser; i 2012 representerte gass 23,1% av primærenergiforbruket i EU.
Det europeiske gassforbruket falt med 11% i 2014; verken 2009-krisen eller det svarte året 2011 hadde forårsaket et slikt bråk: forbruket falt da med henholdsvis 7,2% og 9,5%, uten å komme seg etterpå: fallet var 3, 7% i 2012 og 1,3% i 2013. Det milde klimaet forklarer en del av denne nedgangen, fordi den veier på europeernes oppvarmingsbehov: i første halvår utgjorde reduksjonen 18%; denne klimaeffekten er lagt til nedgangen i industrielt forbruk knyttet til den økonomiske nedgangen og den reduserte bruken av gass til elektrisitetsproduksjon, der den møter konkurranse fra fornybar energi og billigere kull . I følge GDF Suez har europeiske energiselskaper stengt 70 gigawatt gasskraftverk de siste årene.
Gazprom , den viktigste gassleverandøren til EU, kunngjorde i januar 2015 til sine kunder at de må samle gassen på deres bekostning i Tyrkia, som vil erstatte Ukraina som en transitt sone etter at Russlands South Stream gassrør er forlatt. prosjekt . Imidlertid har GDF Suez , ENI , E.ON og andre europeiske gasselskaper langsiktige kontrakter som gir Gazprom mulighet til å levere gass til dem på bestemte punkter, og ikke ved den gresk-tyrkiske grensen. Gazprom måtte da betale enorme straffer. Europeiske land er forskjellig påvirket av dette oppgjøret: Storbritannia, Belgia og Nederland kjøper ikke russisk gass, Polen og Tyskland leveres via Hviterussland; men Østerrike, Slovakia, Tsjekkia, alle landene i Sør- og Sørøst-Europa, så vel som italienske eller franske kunder, er bekymret.
Prinsippet om solidaritet mellom medlemsstatene i tilfelle en gasskrise er validert av MEPs (iseptember 2017). Ny lovgivning tar sikte på "større åpenhet" og mindre energiavhengighet av EU; Stater vil måtte dele sine gassnettverk i tilfelle en krise (men som en "siste utvei") innenfor rammen av "regionalt samarbeid" som gir "regionale blokker" for "nødforsyningskorridorer" og "beskyttede kunder" av solidaritet ”(Målrettede kunder, husholdninger eller offentlige tjenester som sykehus). Kompensasjon gis til de som må hjelpe sine naboer. Hver medlemsstat må (med hjelp fra Kommisjonen) utarbeide en forebyggings- og beredskapsplan i tilfelle mangel. Gasselskaper må varsle de om deres langsiktige kontrakter som sies å være "relevante for forsyningssikkerheten" (dvs. representerer 28% av det årlige gassforbruket i en medlemsstat).
Miljøregelverket for 2020 (RE 2020) vil føre til at nye hjem oppvarmet av naturgass i Frankrike gradvis forsvinner, en bevegelse som allerede er i gang i Sverige, Nederland og Storbritannia som har vedtatt lignende forskrifter.
To typer gass leveres til det belgiske markedet: rik gass eller H-gass (gass fra Storbritannia, Norge og Russland samt LNG ), og L- gass ( Slochteren-gass ). H-gass har en PCS på 11,630 kWh / Nm 3 , L-gass har en PCS på 9,769 kWh / Nm 3 . Denne forskjellen i brennverdi krever at H-gass og L-gass ledes gjennom forskjellige rørledningsnett og deler belgiske brukere i L-gassforbrukere og H-gassforbrukere. Organiseringen av gassmarkedet er ansvaret for CREG , kommisjonens regulering av elektrisitet og gass . Innen 2030 vil Belgia bare forsyne seg med rik gass fordi Nederland planlegger å redusere og deretter stoppe sin produksjon av magert gass . En overgangsfase pågår for tiden for å endre tilbudet.
GassinfrastrukturOppbevaring i Brugge , Antwerpen (Wuustwezel) og Anderlues .
Kompressorstasjoner i Poppel , Winksele , Berneau og Sinsin .
TransportnettDen transmisjonssystemet operatøren er Fluxys ( GDF Suez ).
DistribusjonsnettverkDen fordeling nettverksoperatøren er Distrigas ( Ente Nazionale idrocarburi ).
Infrastrukturene inkluderer:
Det er fire LNG-terminaler: Fos-Tonkin , Fos-Cavaou , Montoir-de-Bretagne (nær Saint-Nazaire ) og Loon-Plage (nær Dunkerque). To andre prosjekter er under utvikling i havnen i Le Havre-Antifer og ved Fos-sur-Mer ( Fos-Faster- prosjektet ) .
De rørledninger internasjonale og LNG-terminaler er forbundet, ved grenser og-porter (Frankrike import 98% av naturgassen som den forbruker) til hovedtransportnettverk, som er oppdelt i et regionalt transportnettverk.
Mens kraftoverføringsnettet administreres i Frankrike av en enkelt operatør, RTE , er gassbørser organisert rundt tre balanseringssoner for overføringsnett. Transportører kan sirkulere gassen sin fritt innenfor en balanseringssone, og betaler bare ved inn- og utkjøring:
Distribusjonsnettet fører gass fra de viktigste infrastrukturene i overføringsnettet til forbrukerne. Tjuefem gassdistribusjonsselskaper tilbyr denne tjenesten. GrDF sørger for distribusjon av 96% av markedet. Det er også tjueto lokale distribusjonsselskaper og tre "nye aktører" .
Storengy , et datterselskap av Engie , samt Teréga (tidligere TIGF ), et datterselskap av Snam , GIC , EDF og Predica , har gasslagringsanlegg lokalisert i de forskjellige balanseringssonene.
GrossistmarkederOperatører kjøper bensin på grossistmarkedene:
Engrosprisen på gass er satt til prisen på petroleumsprodukter, vanligvis med tre til seks måneders forsinkelse.
Detaljmarkedet og prisen på bensinKunder i Frankrike kan velge mellom en regulert tariff eller en markedspris.
På 30. september 2014antall forbrukere som var igjen ved regulert tariff var 7,39 millioner mot 9,5 millioner i 2010; av de 3,2 millioner individer som har forlatt den regulerte tariffen, har nesten 90% valgt tilbud med fast pris, særlig tilbud fra EDF (1 million gasskunder), fra GDF Suez selv (1, 5 millioner) og Lampiris (109.000 kunder ) som vant ijanuar 2015anbudsutlysningene til UFC Hva skal man velge for et gruppekjøp som vil gjøre det mulig for abonnenter å dra nytte av et fast pris som tilsvarer den regulerte salgsprisen i ett årjanuar 2015diskontert med 13%; ENI og Direct Energie tilbyr også tariffer indeksert til den regulerte tariffen, med en rabatt mellom - 10 og - 1%, men fastprisformelen ble valgt av 80% av ENIs 400 000 kunder og 10% av de 300 000. Kundene til Direct Energie.
Av de omtrent 10,6 millioner private gassabonnentene på slutten av september 2014, den historiske leverandøren GDF Suez , den eneste som har tillatelse til å tilby den regulerte tariffen, fanger fremdeles 8,9 millioner (eller 84%), enten de er til den regulerte tariffen eller som et markedstilbud. EDF tar førsteplassen blant “alternative” leverandører, med 9,5% av markedsandelen av det totale antall nettsteder, og 60% av markedsandelen for alternative leverandører. I volum er EDFs markedsandel 8% (10 TWh av 125 TWh).
Regulerte gassalgstariffer må i prinsippet dekke forsyningskostnadene til operatører (lov av 3. januar 2003). Disse tariffene fastsettes av statsrådene som er ansvarlige for økonomi og energi, etter råd fra CRE.
Den regulerte tariffen, i likhet med markedsprisen for den enkelte, blir analysert som summen:
Den 04/18/2013 avga Konkurransetilsynet en uttalelse som anbefalte gradvis avskaffelse av regulerte gasstariffer, startende med industrielle forbrukere; den anser at disse tariffene utgjør hovedfaktoren for dysfunksjon i gassforsyningsmarkedet, at de fraråder alternative leverandører å komme inn i markedet for å konkurrere med GDF og EDF, selv om disse nye aktørene kan stimulere konkurransen ved å fremme billigere markedstilbud enn regulerte tariffer .
Formelen for beregning av regulerte tariffer ble endret av CRE sommeren 2014: indekseringsandelen på grossistmarkedspriser økte fra 45,8% til 60%.
På 1 st januar 2015, regulerte tariffer er avskaffet for profesjonelle gassabonnenter hvis årlige forbruk er større enn 200 MWh ; da må de ha abonnert på et markedstilbud; 40 000 nettsteder er bekymret: offentlige aktører (sykehus, skoler, aldershjem osv.), Men også tusenvis av små bedrifter eller store borettslag. Siden kunngjøringen av loven om forbruk av18. mars 2014, som satte denne viktige fristen for åpning av energimarkeder, har 20 000 nettsteder allerede byttet til markedstilbud. På1 st januar 2016, vil regulerte tariffer bli avskaffet for de 105 000 fagpersonene hvis forbruk overstiger 30 MWh per år. På23. desember 2014, 26.000 nettsteder hadde ikke abonnert på et markedstilbud; de byttet automatisk til et seks måneders overgangsmarkedstilbud fra den sittende, hvis priser i gjennomsnitt ville være 3% høyere enn de eksregulerte tariffene. Alternative gassleverandører har blitt overveldet av krav, spesielt offentlige forbrukeranbud; dessuten er de fleste tilbudene til faste priser, noe som er ulovlig for offentlige enheter.
Regulerte gasspriser faller med 3,5% i 1 st mars 2015 ; de er faktisk indeksert til 40% av oljeprisen, som falt med 60% mellom juni ogdesember 2014 ; formelen for beregning av gasspriser gjenspeiler utviklingen i råprisene seks til åtte måneder for sent; som et resultat, bør gassprisene falle med 8 til 9% mellomjanuar 2015 og juli 2015. I 2014, den regulerte prisen tapt rundt 7% til september, da tatt seg opp fra en st av oktober til slutten på 2,1% fra år til år; denne returen var knyttet til prisutviklingen på grossistgassmarkedet, som utgjør 60% i formelen for beregning av tariffer; imidlertid øker markedsprisene om vinteren på grunn av etterspørsel etter oppvarming. Tariffreduksjonen siden begynnelsen av 2014 har gjort det mulig for regjeringen å innføre karbonavgiften iapril 2014 og øke den til 1 st januar 2015 (+ 1,8% på totalprisen).
The Energy Regulatory Commission foreslått iMai 2015å øke andelen av markedsprisen i indekseringsformelen for regulerte tariffer til et nivå på mellom 70% og 80%, mot 59,8% for tiden, en modifikasjon som gjenspeiler utviklingen i Engies leveringsbetingelser. Videre utviklingen av infrastrukturen koster å ta hensyn til en st juli bør resultere i økt i gjennomsnitt med 2,3% i regulerte priser.
Flerårig energiprogrammeringDet flerårige energiprogrammet (PPE), i sin nesten endelige versjon publisert 20. januar 2020, sørger for en nedgang i volumet av gass som forbrukes med 22% innen 2028, fordi ”naturgass er et fossilt drivstoff som som sådan burde fjernes fra 2050-energimiksen ” . For dette regner regjeringen på energieffektiviseringstiltak, spesielt i bygninger. Målet med å øke fornybar gass er å gå fra 1,2 TWh biogass injisert i nettet i 2018 til 6 TWh i 2023; det ville utgjøre 6 til 8% av gassforbruket på ti år; feed-in tariffprognosen fra produsenter økes til € 75 / MWh i gjennomsnitt i 2023 i stedet for € 67 / MWh tidligere prognose.
Globalt øker bruken av naturgass overalt hvor den kan erstatte olje eller kull: verdensforbruket av naturgass økte med 33,6% mellom 2009 og 2019. Det har faktisk flere fordeler sammenlignet med sistnevnte: billigere generelt , mindre forurensende, tillater det også en diversifisering av energiforsyningen til de importerende landene ( geopolitisk ), selv om krisen mellom Ukraina og Russland i begynnelsen av 2006 viser at dette ikke er, er ikke rask løsning. I noen land, som Russland eller Argentina , har bruken av naturgass til og med overskredet oljen.
Naturgass har blitt en global industri, som står i kontrast til tiden (fram til 1950-tallet, mye senere i visse land), da den fremfor alt ble oppfattet som et voluminøst og farlig biprodukt (tilhørende gass) av petroleumsbrønner (se Flaring og utslipp av naturgass ).
Det er en energikilde som i økende grad brukes av industrien til å produsere varme (oppvarming, ovner osv.) Og elektrisitet , muligens i kraftvarmeproduksjon eller tregenerering. I 2018 ble 23,1% av elektrisiteten produsert fra naturgass (kull: 38,2%, petroleum: 2,9%, atomkraft: 10,2%, vannkraft: 15,8%, annen fornybar energi: 9,8%), mot 12,1% i 1973 og 41,8 % av varmen som ble produsert for å levere fjernvarmenettene ble hentet fra naturgass (kull: 42,8%, petroleum: 3, 7%, biomasse og avfall: 7,4%). Hos individer brukes naturgass til oppvarming, varmt vann og matlaging. Endelig har komprimert naturgass i sylindere de siste årene blitt brukt i mange land som drivstoff for kjøretøy ( NGV ).
Naturgass er et av de minst forurensende fossile drivstoffene. I teorien, hvis forbrenningen var perfekt og fullstendig, ville den bare avgi vann og karbondioksid i henhold til reaksjonen:CH 4 + 2O 2 → CO 2+ 2H 2 O.
Hvis han ikke produserer sot (partikler på 10 til 100 nm ), viser en studie som ble publisert i 2008 at en vanlig brennere med varmtvannsbereder eller komfyr produserer ultrafine partikler eller nanopartikler (fra 1 til 10 nanometer i diameter). I en kondenserende kjele er hastigheten lavere (0,1 mg Nm -3 eller milligram per normo-kubikkmeter) takket være en optimal forbrenning, men en normal gassovnbrenner genererer mye høyere partikkelhastigheter (5 mg Nm -3 ) samt en "betydelig mengde" polysykliske aromatiske hydrokarboner som kanskje kan samhandle med disse nanopartiklene.
Som alle fossile brensler frigjør forbrenningen karbondioksid: 56,9 kgCO 2eq per giga joule PCI produsert varme (mot 73,8 for innenlandsk fyringsolje og 96 for kull ); sammenlignet med kull og olje, er utslippene over hele syklusen "fra brønn til brenner" og ikke bare de som kommer fra sluttbruk av drivstoffet også lavere: 67,7 kgCO 2eq / GJ, mot 89,9 for innenlandsk fyringsolje og 105 for kull ; utvinning og prosessering av naturgass forbruker mindre energi enn for fyringsolje, men mer enn for kull: 10,8 kgCO 2eq / GJ mot 16,1 for innenlandsk fyringsolje og 8,85 for kull.
Men naturgass er ansvarlig, fra utvinning til forbrenning gjennom transport, for betydelige utslipp av metan , hovedbestanddelen av naturgass; men det globale oppvarmingspotensialet til metan er 25 ganger høyere enn CO 2.
Bruk av naturgass produserer ikke støv, nesten ingen nitrogenoksider (NOx) og etterlater ikke aske , og nesten ingen lokal forurensning av svoveloksider , idet avsvovlingen utføres oppstrøms, på nivået med naturgassprosesseringsanlegget. Dette har en direkte økonomisk konsekvens sammenlignet med andre fossile brensler: et anlegg ( kraftverk , fyrrom, sementanlegg eller annet) som brenner kull trenger forurensningskontrollanordninger for å trekke ut svovel , NOx og støv fra røykene. Med naturgass er disse enhetene unødvendige, noe som resulterer i betydelige besparelser.
Naturgass er i dag råmaterialet til en god del av den kjemiske og petrokjemiske industrien: til nesten all produksjon av hydrogen , metanol og ammoniakk , tre grunnleggende produkter, som i tårnet deres brukes i forskjellige bransjer:
Kjemien til metan i petrokjemisk industri er presentert nedenfor:
I 2015, 22,4 millioner av naturgassbiler rulle i verden, spesielt i Iran ( 4,1 millioner ), Kina ( 4.000.000 ), Pakistan ( 3,7 millioner ), Argentina ( 2,5 millioner ), Brasil ( 1,8 millioner ), India ( 1,8 millioner ) og Italia ( 0,89 millioner ).
Naturgass er et drivstoff for biler eller industribiler i komprimert form ved 200 bar (CNG) eller flytende ved −163 ° C (LNG). Biogass, som skyldes gjenvinning av organisk avfall ved metanisering, en gang renset til biometan og også brukt, komprimert eller flytende (tilsvarer naturgass). Forbrenningen av naturgass og biometan er kjemisk mye renere enn for konvensjonelle drivstoff (CO 2 : -25% mot bensin, ingen partikler, nitrogenoksider: -80%) og CNG-motorer er dobbelt så stille . I Europa finner vi altså kjøretøy og lette nyttekjøretøyer, spesial- og rengjøringsutstyr, lastebiler, busser og renovasjonsbiler som kjører på gass. Deres rekkevidde strekker seg fra 300 km for lette CNG-biler til 1000 km for LNG-tunge kjøretøy.
Naturgass er også en av de mulige kildene til hydrogen for brenselceller . Dette hydrogenet kan betraktes som " grønt ", hvis gassen som brukes til å produsere er av fornybar opprinnelse ( biometan ), kan det bidra til karbonneutralitet og til energiovergangen .
I Europa siden 2016 sørger PACE-programmet for installasjon av 2650 mikrogeneratorer i Unionen, og en produksjonskapasitet på minst 1000 maskiner / år i 2018 av fire store installatører.
Fra 2018 til 2020, i Frankrike, gikk Ademe sammen med GRDF for å teste i fem år rundt femti eksperimentelle naturgassceller som vil levere strøm og varme i kraftvarme i bygårder, hus eller bygninger. Små bedrifter. Slike batterier er allerede vanlige i Japan (ledende innen feltet) og dukker opp (inkludert innenlands bruk) i Tyskland, hvor batteriene ( Viessmann ) vil bli kjøpt. Deres energieffektivitet er 1,4 til 1,5 ganger den for en kondenserende kjele ).
I 2018 er kjøps- og vedlikeholdskostnadene deres over tre år fortsatt rundt € 25.000 / enhet (men Ademe og GRDF vil dekke € 20.000 for de 50 installasjonene ), og kjernen må endres etter ti år. Andelen biometan i nettene forventes å øke (målet på 10% i 2030 i Frankrike), mens prisene på solceller bør fortsette å synke, noe som gjør brenselcellen mer konkurransedyktig.
Den brennverdi av et brennstoff er den varmemengde uttrykt i kWh eller MJ, noe som vil bli frigjort ved den fullstendige forbrenning av en normal 1 m 3 (kubikk (n)) av tørr gass i luft ved konstant absolutt trykk og lik 1.013 25 bar, hvor gassen og luften har en innledende temperatur på 0 ° C (null grader Celsius), hvor alle forbrenningsproduktene er redusert til 0 ° C og et trykk på 1,013 25 bar.
Brennverdien til naturgass uttrykkes i MJ eller kWh per normo kubikkmeter ( Nm 3 ).
Det er to brennende krefter:
PCS = PCI + Latent varme av kondens (eller fordampning) av vann høyere brennverdi (PCS) Dette er mengden varme som vil frigjøres ved full forbrenning av en normal kubikkmeter gass. Vanndampen som dannes under forbrenningen, føres tilbake til flytende tilstand, og de andre forbrenningsproduktene er i gassform. lavere brennverdi (PCI) Den beregnes ved å trekke fra fordampningsvarmen (2511 kJ / kg ) fra vannet som dannes under forbrenningen og muligens av vannet i drivstoffet fra PCS . Latent kondensvarme (eller fordampning) Forbrenningen av et hydrokarbon genererer blant annet vann i damptilstand. For fordampning av 1 kg vann kreves 2.511 kJ varme. Denne energien går tapt når vanndampen i forbrenningsgassene slippes ut med dem gjennom skorsteinen, med mindre den gjenvinnes, som i kondenserende kjeler, ved å kondensere vanndampen i gassene. Forbrenning ved å avkjøle dem med en varmeveksler gjennom som det kalde vannet sirkulerer: det innkommende kalde vannet gjenvinner først kaloriene fra dampen som har kondensert før den blir oppvarmet "for godt" i brenneren, og det kondenserte forbrenningsvannet slippes ut gjennom et avløp.Kondensvarmegjenvinning er spesielt nyttig for naturgass, som hovedsakelig inneholder metan, CH 4, gass som har den høyeste andelen hydrogenatomer per molekyl (4 H for en C). Dette hydrogenet kombineres med oksygen under forbrenningen for å produsere varme og vann, fordampes umiddelbart og blandes med de andre forbrenningsproduktene (hovedsakelig CO 2). Dette høye hydrogeninnholdet i naturgass fører til at en ikke ubetydelig del (ca. 10%) av energien som frigjøres under forbrenningen, blir absorbert av fordampningen av vannet. Disse 10% absorberes returneres i stor grad til de kondenserende kjelene.
PCI / PCS-forhold for naturgass: omtrent 0,9028 (3,25 / 3,6)
For naturgass skiller vi mellom:
For de fleste husholdningsapparater er disse to typene gass utskiftbare, men noen apparater krever justering.
Naturgass, frem til 1970-tallet, var av liten interesse av praktiske årsaker: vanskelig å transportere, mindre energisk enn kull eller fyringsolje for samme volum, farlig å håndtere, den ble ofte brent med en fakkel .
Fra de to oljesjokkene økte handelen med naturgass, men verdsettelsen av naturgass for det samme energiinnholdet er fortsatt mye lavere enn oljen . Store nettsteder nær en havn er mer lønnsomme. Geopolitikken til naturgass begynner å ha felles punkter Med petroleumens geopolitikk , men alltid med viktige forskjeller ; spesielt er naturgass ofte gjenstand for langsiktige kontrakter for å finansiere gassrørledninger eller kondenseringsstasjoner som er nødvendige for denne handelen. Denne kommersielle driftsmåten gjør markedet tregt og gjelder et lite antall mange Skuespillere , Som ikke letter Dens utvikling.
Europas avhengighet av russisk gass har vært et strategisk problem siden de gjentatte ukrainske krisene. I 2013, ifølge en studie fra Eurogas , nådde andelen russisk gass i forbruket av de 28 landene i EU 27%, mot 23% i 2012; EUs gassforbruk falt imidlertid for tredje år på rad og falt med 1,4%, etter fall på 10% og 2% i 2011 og 2012; gassproduksjonen på EUs territorium har gått ned med 1%, men er fortsatt hovedkilden (33% av forbruket, som i 2012); Norge økte andelen litt (23% mot 22% i 2012); Russlands andel går tilbake til rundt 40% av EU-importen, mens trenden har vært snarere mot en nedgang det siste tiåret.
I oktober 2015, er en maritim terminal for flytende naturgass (LNG) bestilt i Świnoujście , nordvest i Polen, nær den tyske grensen. Det tillater nå Polen å skaffe forsyninger av LNG-tankskip fra mange land som Qatar og Nigeria. Idriftsettelsen av Świnoujście LNG-terminalen vil redusere risikoen for russisk press betydelig og fremfor alt tillate Polen å velge sine leverandører uavhengig og fritt forhandle priser. Terminalen vil ha en kapasitet på 5 milliarder m 3 per år, eller en tredjedel av gassen som forbrukes av Polen, hvorav rundt 40% kommer fra Russland. Det vil også gjøre det mulig å levere, via en gassrørledning, de baltiske statene, avhengig av Russland for 30% til 100% av gasskjøpet, i henhold til en protokoll som ble signert i starten.oktober 2015i Brussel; det EU vil finansiere halvparten av denne rørledningen.
Litauen mottok 21. august 2017sitt første LNG-selskap lastet med LNG fra USA. Avtalen om levering av LNG ble undertegnet i slutten avjuni 2017med den amerikanske gruppen Cheniere. Den leverte gassen vil betjene litauiske kunder, samt lettiske og estiske kunder. På mellomlang sikt ønsker Litauen å kjøpe opptil 50% av LNG, som hovedsakelig vil bli levert av den norske Statoil. Balansen leveres av en gassrørledning som forbinder den med Russland. Litauen avsluttet monopolet til russiske Gazprom i 2014, med åpningen av bensinstasjonen Klapeida. I 2015 ble det undertegnet en avtale i Brussel om å finansiere en gassforbindelse mellom Litauen og Polen, som skal bygges innen utgangen av 2019. EU fremmer en gassrørledning som forbinder Estland med Finland, et annet prosjekt som sørger for en samtrafikk mellom Estland og Latvia.
Forbrenningen av naturgass produserer mindre karbondioksidutslipp i atmosfæren enn ekvivalenten med kull eller tung fyringsolje, men utslippene av metan (hvis potensiale for global oppvarming er 25 ganger større enn CO 2) på hvert trinn av naturgass-syklusen delvis utlignet denne fordelen.
De viktigste direkte farene er eksplosjon og brann. Produktene av forbrenning av metan er helsefarlige (fare for kvelning i trange omgivelser eller i tilfelle dårlig forbrenning):
Det gjelder hovedsakelig oppstrøms sektoren (fra brønnen til sluttkunden) og store industrikunder.
De viktigste farene ved naturgass er knyttet til det faktum at den ekstraheres, transporteres og leveres under trykk, at den er brannfarlig og eksplosiv. Offshore eller landbasert utnyttelse av dype (mer enn 4 eller 5 km dype), varme ( 190 ° C til mer enn 200 ° C ), veldig etsende og meget høytrykksgasser er kilder til nye risikoer, som for eksempel 'viste Elgin-ulykken .
De kan uttrykkes gjennom hele kjeden (fra borulykken til naturgassens bidrag til drivhuseffekten, inkludert induserte jordskjelv ).
Ettersom de mest tilgjengelige avsetningene blir utmattet, må gassprodusenter bore dypere og utnytte “ukonvensjonelle” gasser som ofte er skitnere , det vil si mer sure , etsende og giftige . Produsenter har således for å behandle og styre en økende mengde av svovel (i form av H- 2- Shovedsakelig), hva de lærte å gjøre i Frankrike på 1950-tallet med Lacq- forekomsten sørvest i Frankrike (16% hydrogensulfid og 10% CO 2, To forsurende gasser som er meget giftig for H 2 S). De blir i økende grad konfrontert med tilstedeværelsen av kvikksølv og blysulfid og / eller sinksulfid , kilder til risiko for tilstopping av mineralskala i brønnen, sikkerhetsventilene eller brønnhodet. Vi snakker nå om "ultra-acid gas" ( sur og sur gass for engelsktalende), for eksempel for Elgin-Franklin-gass i Nordsjøen. 40% av gassen i verdensreservene som er kjent i 2005 og sannsynligvis vil bli utnyttet (over 2600 billioner kubikkfot) er sur eller ultra-sur og rik på H 2 S. I disse reserver, mer enn 350 milliarder kubikkfot inneholde mer enn 10% H 2 S. I tillegg til den forverrede korrosjonsrisikoen for utvinningsinfrastrukturen, er denne syre-toksiske karakteren på forhånd en kilde til en ekstra miljørisiko i tilfelle en ulykke eller kroniske lekkasjer.
Hydraulisk brudd bruker store mengder vann og bruker ofte giftige kjemiske tilsetningsstoffer. Flaring og lekkasjer har også direkte og indirekte effekter på klimaet og forsuring av miljøet (se nedenfor).
Det internasjonale energibyrået estimerer globale utslipp av CO 2på grunn av forbrenning av naturgass på 6 743 Mt (millioner tonn) i 2017, sammenlignet med 2044 Mt i 1971 og 3 677 Mt i 1990; økningen siden 1990 er 83,4%.
Naturgass var ansvarlig for 21,2% av CO 2 -utslippenepå grunn av energi i 2018, mot 44,0% for kull og 34,1% for olje; i 1973 var andelen gass bare 14,4%.
Tidsskriftet Science publiserer ijuni 2018en grundig undersøkelse som vurderer metanlekkasje i USAs olje- og naturgassforsyningskjede i 2015 til 2,3% av naturgassproduksjonen, 60% mer enn Environmental estimates Protection Agency .
Naturgass presenteres ofte som mindre forurensende enn petroleum og er å foretrekke fremfor kull, med CO 2 -utslipp40% lavere og praktisk talt ingen svoveldioksidutslipp hvis det er avsvovlet. Men metanlekkasjer truer med å oppheve fordelene, ifølge International Energy Agency (IEA), som anslår at olje- og gasselskaper hvert år slipper ut mer enn 75 millioner tonn metan i atmosfæren, og at den gjennomsnittlige lekkasjeraten er 1,7% for gasskjeden; avhengig av kildene, representerer dette 13% til 20% av metanutslippene. Tretten store selskaper gruppert i Oil & Gas Climate Initiative har kunngjort at de har til hensikt å gå mot nullutslipp.
Den fakling er en direkte og frivillig utslipp av drivhusgasser (i form av karbondioksid [CO 2] hovedsakelig).
Gassektoren genererer også metanutslipp (CH 4) og andre forurensende stoffer under boring, utnyttelse av feltet, lagring, kompresjon, transport og distribusjon av gass. Moderne hydrauliske frakturteknikker øker risikoen og nivået for lekkasjer eller tap under boringen, og det er usikkerhet med hensyn til påliteligheten på mellomlang eller lang sikt ved tilstopping av brønner ved slutten av produksjonen, spesielt i seismisk aktive områder .
Når det gjelder utslipp av forbrenning, virker "klassisk" naturgass interessant: 239 g CO 2e per kWh (sammenlign med kull som avgir 346 g CO 2e per kWh). Imidlertid, skifergass har mye høyere indirekte utslipp fordi den hydrauliske fragmentering teknikk som brukes for ekstraksjon fører til metanlekkasje på minst 4% av produksjonen av innskuddet; som gjør skifergass like emissiv som kull.
Naturgass har lenge vært spioneringen som et mindre klimaskadelig drivstoff enn kull og petroleumsprodukter. Dette stemmer delvis, ettersom det slipper ut mindre klimagasser per masseenhet enn andre fossile brensler når det brennes. Et gasskraftverk avgir ~ 57% mindre CO 2per kilowattime (kWh) enn et kullkraftverk , og er i gjennomsnitt 20% mer effektiv til å konvertere energi fra drivstoff til elektrisitet enn med kull, derfor ble erstatning av kull med gass opprinnelig presentert som en bro til et karbon -fri energisektor.
Denne påstanden har imidlertid en tendens til å være kvalifisert eller til og med motsagt, spesielt siden 1980-tallet, da studier begynte å ta hensyn til de indirekte og relaterte effektene av utnyttelsen av fossile metankilder, i det spesielle tilfellet (som har en tendens til å bli tilfelle generelt. ) av ukonvensjonelle gasser så vel som de indirekte effektene av en billigere pris på energigass, som har blitt midlertidig rikelig takket være hydraulisk brudd .
I 2019 er konsensusen relativt: Konvertering fra kull til gass er ønskelig, men bare som et trinn, og under gode miljøforhold.
Produserende land er ikke de eneste som blir berørt eller ansvarlig på grunn av gasseksport til utlandet.