Naturgas | |
Identifikation | |
---|---|
N o CAS | |
N o ECHA | 100.029.401 |
Termokemi | |
STK | 54,0 MJ · kg -1 (95% CH 4, 2,5% C 2 H 6, 2,5% inerte gasser) |
Enheder af SI og STP, medmindre andet er angivet. | |
Den naturgas eller fossil gas er en blanding gas af carbonhydrider bestående hovedsagelig af methan , men generelt omfatter en vis mængde af andre højere alkaner , og undertiden en lille procentdel af kuldioxid , af nitrogen , af sulfid hydrogen eller helium . Naturligt til stede i visse porøse klipper ekstraheres det ved boring og bruges som et fossilt brændsel eller ved kulstofkemi . Methan opgraderes generelt med syntesegas til methanol . Oxidativ dehydrogenering af ethan resulterer i ethylen , som kan omdannes til ethylenepoxid , ethylenglycol , acetaldehyd eller andre alkener . Den propan kan omdannes til propylen eller kan oxideres til acrylsyre og acrylonitril .
I 2018 var naturgas den tredje kilde til primær energi, der blev brugt i verden, svarende til 22,8% af forbruget efter olie (31,6%) og kul (26,9%); dets andel vokser hurtigt (kun 16% i 1973), ligesom dets verdensproduktion (+ 234% på 46 år , fra 1973 til 2019, styrket af udnyttelsen af ukonventionelle gasser ).
Tilsvarende globale CO 2 -emissionerpå grund af naturgas udgjorde 6.743 Mt (millioner ton) i 2017, en stigning på 83,4% siden 1990 ifølge Det Internationale Energiagentur . De repræsenterer 21,2% af emissionerne på grund af energi i 2017 mod 44,0% for kul og 34,1% for olie. Olie- og gassektoren genererer også mere end 20% af den globale methanemission, gas hvis potentiale for global opvarmning er 25 gange højere end CO 2.
Naturgas udviklede sig hurtigt i industrien, indenlandske anvendelser og derefter elproduktion siden 1970'erne for praktisk taget at overhale kul. Men stigningen i begyndelsen af det XXI th århundrede afvikling af forbruget i de udviklede lande, de udviklingslandenes behov og fremskridt i kul forarbejdning af kul har givet et boom. Efter et fald fra 2010 til 2014 har det globale naturgasforbrug genoptaget sin vækst siden 2015 drevet af Kina (+ 18% i 2017, dvs. dobbelt så meget som den gennemsnitlige vækst fra 2010 til 2016) og Europa, som erstatter kulkraftværker med gasanlæg .
De to hovedproducenter af naturgas i 2019 er USA (23,1%) og Rusland (17,0%) efterfulgt af Iran, Qatar, Kina og Canada. De største forbrugere er USA (21,5%), Rusland (11,3%), Kina (7,8%) og Iran (5,7%). Det globale forbrug steg med 35,9% mellem 2009 og 2019, men faldt med 14% i Storbritannien, 5% i Italien og 3% i Frankrig og voksede med 37% i USA, 66% i Iran, 17% i Japan og 241 % i Kina. I 2017 steg den russiske gasproduktion med + 8%, og De Forenede Stater, som var en nettoimportør, blev en nettoeksportør.
Reserverne forbliver dårligt kendt, men er blevet forøget med den seneste udnyttelse af ukonventionel gas ( skifergas , osv ). I 2019 svarede ifølge BP , påviste globale reserver, en stigning på 17% fra 2009 og 50% fra 1999, til 49,8 års produktion. 38% af dem er geografisk placeret i Mellemøsten og 32,3% i landene i det tidligere Sovjetunionen. Rusland, Iran, Qatar og Turkmenistan alene ejer 57,4% af verdens reserver.
Naturgas findes i mange former, der adskiller sig i deres oprindelse, sammensætning og typen af reservoirer, hvor de er placeret. Denne gas er stadig hovedsageligt sammensat af metan og kommer fra nedbrydningen af gamle levende organismer.
Ud over de forskellige typer naturgas, der er nævnt nedenfor, er der biogas (kaldet biomethan, når den er blevet renset), en vedvarende erstatning, der skyldes nedbrydning af biomasse , og derfor bestemt affald fra menneskelig aktivitet. Ideelt set vil (vedvarende) biogas blive brugt i fremtiden til at erstatte fossil naturgas ( netto-emitter af CO 2derfor deltager i global opvarmning ).
Navnet "naturgas" i energiverden dækker udelukkende den fossile form, der er genstand for denne artikel.
Konventionel ikke-tilknyttet gas er den mest udnyttede form for naturgas. "Ikke tilknyttet" betyder, at det ikke er forbundet med et oliefelt , selvom dets dannelsesproces er ret ens.
Man skelner mellem primær termogen gas (direkte fra den naturlige pyrolyse af kerogen ) og sekundær termogen gas (dannet ved pyrolyse af råolie). Termogen gas inkluderer, ud over methan , en variabel hastighed af tungere kulbrinter, op til heptan (C 7 H 16). Du kan også finde kuldioxid (CO 2), Hydrogensulfid (også kaldet "sur gas" (H 2 S) og undertiden dinitrogen (N 2) såvel som små mængder helium (He), kviksølv (Hg) og argon (Ar) eller andre forurenende stoffer, såsom bly, når gassen kommer fra en dyb "høj temperatur / højt tryk" aflejring.
Det internationale naturgasmarked og dets transportnetværk med gasrørledninger og LNG- luftfartsselskaber blev primært leveret af denne type ikke-tilknyttet konventionel gas (se afsnit " Gasindustri "), men i USA bliver skifergas stadig vigtigere, og biometan injiceres, stadig kommer frem, forventes, da en del af energiomgangen bliver stadig vigtigere.
Den tilknyttede gas er til stede i opløsning i olien, adskilt fra sidstnævnte under ekstraktion. Det har længe været betragtet affald og, som sådan, er ødelagt i en flare , hvilket er et spild af energi og unødvendig forurening, som i det mindste har den fordel afbøde den globale opvarmning som global opvarmning potentiale af CO 2er 25 gange mindre end methan. Det injiceres i stigende grad i den geologiske aflejring (som hjælper med at opretholde trykket der for at maksimere olieudvinding) eller bruges til energi . I 2016 blev næsten 150 km 3 stadig brændt i blusser om året, hvilket var en smule faldet med omkring 10% på 20 år på trods af den næsten 20% stigning i naturgasudvinding.
Det kommer fra gæringen af bakterier af organiske sedimenter .
Ligesom tørv er det et fossilt brændsel, men det cykler relativt hurtigt. Biogene aflejringer (ca. 20% af kendte reserver af konventionel gas) er generelt små, spredte og placeret i lav dybde. Den har mindre værdi (pr. Kubikmeter) end termogen gas, fordi den indeholder en betydelig del af ikke-brændbare gasser (især kuldioxid) og tilvejebringer ikke tungere kulbrinter end metan.
Den kul naturligt indeholder methan og kuldioxid i dens porer. Historisk set har denne gas været bedst kendt for den dødbringende trussel, den udgør for minearbejdernes sikkerhed - den er forblevet i kollektiv hukommelse som en fyrampe . Imidlertid blomstrer dens udnyttelse, især i USA. Minedrift involverer kulstrater, der er rige på gas og for dybe til at blive udvundet konventionelt. Der har også været test i Europa, men de fleste europæiske kul er ret fattige med metan . Kina er også i stigende grad interesseret i udnyttelsen af denne type naturgas .
Nogle skifer indeholder metan, der skyldes nedbrydning af kerogen, der er til stede i skifer, og fanget i dets lag og mikrorevner. Men som med sengegas er der to store forskelle i forhold til konventionelle gasreserver. Den første er, at skifer er både kildestenen til gassen og dens reservoir. Det andet er, at akkumuleringen ikke er diskret (meget gas samlet i et lille område) men kontinuerlig (gassen er til stede i lav koncentration i et enormt volumen af sten), hvilket kræver en specifik teknik.
Siden 2004 er den teknik, der hovedsagelig anvendes, hydrofrakturering forbundet med vandret retningsboring . Det gør det muligt at nå og fjerne en større mængde skifer med en enkelt boring. Skifer er forbrudt af eksplosionstog, hvorefter en injektion under meget højt tryk af en brækkende væske bestående af vand, sand og additiver (giftig for nogle) udvider denne frakturering. Hver brønd kan brækkes (stimuleres) flere dusin gange. Hver brud forbruger fra 7 til 28 millioner liter vand, hvoraf kun en del udvindes .
Denne praksis, især i USA, bestrides i stigende grad og fordømmes som at påvirke undergrunden, overfladeøkosystemerne og sundheden. Gaslækager synes hyppige og kan forurene brønde. Brug af giftige produkter risikerer forurenende grundvand. Fracking vand stiger med forurenende stoffer, der er uønskede for sundhed og økosystemer (salte, metaller og radionuklider) for alle, der bor i nærheden af en ekstraktionskilde. Udnyttelse i Frankrig er fortsat stærkt kritiseret. Jean-Louis Borloo godkendte som økologminister den første sonderende boring i det sydlige Frankrig, før regeringen annullerede disse tilladelser.
De methanhydrater (også kaldet clathrat methan) er faste strukturer indeholdende methan fange. De kommer fra akkumulering af is, der indeholder organisk affald, nedbrydningen er biogen. Disse hydrater findes i permafrost eller på havbunden . Skøn over metanressourcerne i hydrater varierer fra 13 til 24 × 10 15 m 3 eller 70 til 130 gange de dokumenterede reserver af konventionel naturgas. Andelen af ressourcer, der kan udnyttes under økonomisk rentable forhold, er imidlertid stadig vanskelig at kvantificere og er stadig genstand for kontroverser. Der er i øjeblikket ingen omkostningseffektiv teknologi til at udnytte disse ressourcer, men forsøg er undervejs i Japan, på trods af den potentielt betydelig indvirkning på udledningen af drivhusgasser fra denne eventuel udnyttelse.
Den kinesiske begyndte at bruge naturgas som brændsel og kilde til belysning i IV th århundrede f.Kr.. AD De boring systematiske brønde til udvinding af saltlage til jeg st århundrede f.Kr.. AD ( Han-dynastiet ) førte til opdagelsen af mange "ildkasser" i Sichuan , der producerede naturgas. Som rapporteret, dette skyldes den II th århundrede f.Kr.. AD en systematisk søgning efter naturgas. Den saltvand og naturgas blev udført sammen gennem bambus rør . Fra de små brønde kunne gassen ledes direkte til brænderne, hvor saltvand blev hældt i støbejernsfordampningstanke for at koge og producere salt . Men den tætte, skarpe gas trukket fra dybder på ca. 600 m måtte først blandes med luft , så der ikke kunne opstå en eksplosion . For at afhjælpe dette førte kineserne først gassen ind i en stor konisk formet trætank , placeret 3 m under jordoverfladen, hvor en anden kanal bragte luften . Hvilket forvandlede tanken til en stor karburator . For at forhindre brande fra pludselige gasspændinger blev der anvendt et ekstra "sky-pushing pipe" som udstødningssystem.
I EuropaI 1776 opdagede fysikeren Alessandro Volta metan ved at interessere sig for "sumpgas", det gamle navn for gas.
De første brændselsgasser, der blev brugt i Europa , fra 1785, datoen for deres opfindelse, vil være producerede gasser , det vil sige gasser, der produceres i gasfabrikker og koksværker , hovedsageligt fra kul . De bruges først som belysningsgas , derefter som brændstof til turbiner og motorer til opvarmning såvel som madlavning . Navnet bygas vises ved denne lejlighed. Den fremstillede gas vil hovedsagelig være kulgas, men også oliegas og petroleumgas osv. De fleste fremstillede gasser indeholder primært brint , methan og kulilte .
Den historie af forarbejdet gas er knyttet til historien om vores byer og de store moderne energikoncerner , netop dem, der senere skulle levere naturgas.
Den bygas bliver blandet, når efterspørgslen vil være størst i gaslaget og gas eksplosion - som har en højere brændværdi, skal "fortyndes", før det sprøjtes ind i netværket - og gas flaskegas .
De første moderne anvendelser af naturgas dukkede op i USA omkring 1820 til gadebelysning .
Hvis olie var genstand for omfattende udnyttelse og industriel anvendelse fra 1850'erne , ville naturgas skulle vente til 1950'erne for at vække verdensomspændende interesse. Dets reserver og ressourcer, selv produktionen, var ikke kendt uden for USA før slutningen af 1960'erne. Naturgas syntes længe at være en energikilde, der var vanskelig at bruge. Dens handel i flydende form ( LNG ) startede først i 1964 i meget beskedne mængder.
Fra slutningen af 2. verdenskrig, men især fra 1960'erne, spredte brugen af naturgas sig over hele verden og fortrængte efterhånden fremstillet gas . Naturgas har mange kvaliteter, herunder fravær af toksicitet. Den brændværdi af naturgas er det dobbelte af kulgas (9.000 cal / m 3 mod 4.250).
Naturgas vil kræve specielle tilpasninger af hele dets distributionsnet, opvarmningsenheder og andre, lagrings- og transportmetode: rørledninger , gasledninger , skibe og LNG- havne .
Frankrig I 1946, den Nationalforsamlingen vedtog den lov at nationalisere energisektorerne. Gaz de France (GDF) oprettes. Gaz de France's første aktivitet i de tidlige år bestod af produktion og distribution af kulgas . Opdagelsen og idriftsættelsen af Lacq-naturgasfeltet i slutningen af 1950'erne gjorde det muligt for Gaz de France at omlægge sin aktivitet over for det og gradvist at opgive kulgas . Parisere modtager metan kun ti år senere. Holland Slochteren- depositum i den hollandske provins Groningen (29. maj 1959) ( Slochteren gasfelter (nl) ) transporteres hurtigt til Holland og til Belgien (1966). Norge I 1969blev Ekofisk-forekomsten opdaget i norske farvande, hvilket udløste efterforskning i Nordsøen , idet dens reserver faktisk anslås til mere end 150 milliarder kubikmeter gas og mere end 500 milliarder kubikmeter gas. olie. I Belgien I 1971 blev hele distributionsnet omdannet til naturgas. Distrigas leveres til Holland (1965), Norge (1973), Algeriet (1975), Tyskland og Abu Dhabi .Det er hovedsageligt naturgas kendt som ”ikke tilknyttet konventionel” (se forrige afsnit), der forsyner det europæiske marked for naturgasproduktion og dets transmissionsnet via gasrørledninger og LNG- luftfartsselskaber og derefter distribution.
Forarbejdet naturgas med henblik på at blive markedsført er farveløs, lugtfri og smagløs. Den indeholder mellem 81% og 97% methan , resten er hovedsageligt kvælstof. Det er mindre tæt end luft: dens densitet er 0,6 sammenlignet med luft, og dens densitet er ca. 0,8 kg m -3 . Det forekommer i sin gasform over ca. -161 ° C ved atmosfærisk tryk, men det kan adsorberes i "stenreservoiret" (i kul undertiden taler man så om lag af lag) i flydende form (ved højt tryk og i dybden).
Dens overlegne brændværdi (PCS) er ca. 11,5 kWh m −3 (52 MJ / kg ) i Frankrig for den mest forbrugte gas, kaldet “H” (for “høj brændværdi”) eller 9, 7 kWh m −3 for gas “B” (for “lav brændværdi”). Leveringstrykket (normalt 20 mbar for “H-gas” og 25 mbar for “ L- gas” eller 300 mbar for mindre industrianvendelser eller kollektive kedelrum) samt højden påvirker værdien af PCS.
Siden ulykken i 1937 i New London (in) i Texas , der forårsagede 295 menneskers død i en skole, giver et kemisk lugtstof, baseret tetrahydrothiophen (THT) eller mercaptan (svovlforbindelse), siden ulykken i 1937 det en særlig lugt for at muliggøre dens olfaktoriske detektion under en lækage.
Udnyttelsen af naturgas går gennem fem faser:
Naturgas og råolie kombineres ofte og ekstraheres samtidigt fra de samme felter eller endda fra de samme produktionsområder. Flydende kulbrinter kommer fra råolie til en gennemsnitlig andel på omkring 80%; de resterende 20% blandt de letteste fraktioner er propan og butan næsten altid flydende for at lette transporten.
Efterforskning (søgning efter aflejringer) og udvinding af naturgas anvender teknikker, der er omtrent identiske med dem inden for olieindustrien . En stor del af de gasforekomster, der er kendt over hele verden, er desuden fundet under efterforskningskampagner med det formål at finde olie.
Ved ekstraktion af en tryksat gas, dens afkøling og ekspansion ved brøndhovedet forårsager kondensering af kulbrinter (C 5til C 8at det kan indeholde) og vand . Gendannede lette flydende kulbrinter, kaldet “ naturgaskondensater ” eller “ naturgasbrøndvæske ” svarer til ekstremt let olie med meget høj værdi (giver benzin og naphtha ). Alt andet (carbonhydrider C 1 -C 4 , carbondioxid, hydrogensulfid og helium) er gasformige ved stuetemperatur og transporteres af rørledning til et gasbehandlingsanlæg. Du har derfor brug for to opsamlingsnetværk, et til gas og et til kondensat.
I dette anlæg (som kan være tæt på markerne eller tæt på forbrugsstederne) gennemgår gassen dehydrering ved dugpunkt , hvorefter de forskellige komponenter adskilles. C 2 til C 4 carbonhydrider sælges under navnet LPG (LPG og ikke LNG ). Kuldioxid frigives oftest simpelthen i atmosfæren, medmindre der er en nærliggende bruger. Nogle gange genindsprøjtes den i en underjordisk formation ( CO 2 -binding)) For at reducere drivhusgasser emissioner . Den sure gas sælges til den kemiske industri eller sekvestreres. Den helium adskilles og sælges, hvis stede i tilstrækkelig mængde - i nogle tilfælde, er det en meget vigtig tilføjelse til indtægterne fra deponering.
Kondensater og LPG har en sådan markedsværdi, at visse forekomster kun udnyttes til dem, idet den "magre gas" (metan) genindsprøjtes, når og når, i mangel af lokale afsætningsmuligheder. Selv når det meste af magert gas sælges, injiceres noget af det ofte i marken for at bremse trykfaldet og i sidste ende genvinde en større del af kondensatet og LPG.
Den anden del (den største) transporteres med gasrørledning eller med LNG-tankskib til forbrugssteder.
Downstream: gasformig eller flydende transportTransporten af behandlet gas (magert gas, næsten udelukkende metan) er af natur meget vanskeligere end for olie. Dette forklarer, hvorfor gasfelter i lang tid kun var af interesse for virksomheder, hvis de var relativt tæt på forbrugssteder, mens felter, der findes på isolerede steder, kun blev udviklet, hvis deres størrelse berettigede den nødvendige infrastruktur. Ved at vide, at rentabiliteten af gasfelter er forbedret betydeligt i løbet af de sidste mange år, er flere felter, der blev betragtet som "underkommercielle", nu rentable.
For at transportere naturgas fra felter til forbrugssteder er gasrørledninger det mest almindelige middel. Imidlertid transporteres en stigende del af den forbrugte gas i flydende form ved -162 ° C og ved atmosfærisk tryk, det vil sige i form af flydende naturgas (LNG), i LNG- bærere . I denne flydende form tilbyder naturgas en brændværdi svarende til mere end halvdelen af husholdningsbrændselsolie ved samme volumen.
Denne løsning, der gør det muligt at kondensere gasformig energi i et reduceret volumen, kræver meget tunge investeringer, både til kondensering og til transport. Som en indikation er omkostningerne ved et flydende anlæg af minimumsstørrelse i størrelsesordenen 45 gthermier om året ( 3,5 millioner tons flydende naturgas) i størrelsesordenen 400 til 500 millioner USD, og hvis vi vil fordoble dette kapacitet, skal vi tilføje 85% mere til disse omkostninger.
Transport skibe, der er udstyret med kryogene tanke, også meget dyrt: i 2006, mere end 200 millioner af euro til en kapacitet på 100 000 tons, prisen på olie på omkring 300 000 tons.
I betragtning af de stadigt stigende energibehov af alle slags og skyhøje oliepriser siden begyndelsen af det XXI th århundrede, alle disse investeringer er rigeligt berettiget. Den flydende naturgassektor kræver imidlertid en betydelig størrelse for at være økonomisk levedygtig, så der kræves eksport af høj produktion for at retfærdiggøre opførelsen af et flydende anlæg og omvendt betydelige importkrav for at opføre en terminal. I 2006 er der ikke noget projekt, der er mindre end to til tre millioner ton om året til eksport, og kun et til import .
Under dens flydende fraktionering af naturgas om nødvendigt for at adskille den fra ethan , propan og butan . Ved ankomsten nær forbrugsstederne opbevares LNG muligvis i flydende form og fordampes derefter i LNG-terminaler. Derefter udstedes det på et konventionelt transportnetværk. Også her kræves der betydelige investeringer i modtagelse, opbevaring og fordampning. Disse investeringer er dog mindre end for flydende eller transport med LNG-luftfartsselskab.
Til behandlingen, og hvis vi ønsker at adskille den flydende petroleumsgas (LPG) inden transport, fra gas- og kondensatfelterne (hvis disse er tætte), installerer vi to opsamlingsnetværk, et til naturgas og et andet til kondensater. Gassen og kondensaterne sendes til behandlings- og afsvovlingsfaciliteter.
I gasimportlande købes dette brændstof fra:
Afhængig af udbuddet på disse to markeder kan prisen afhænge af spotprisen , terminsprisen og forskellige olie- eller gasindekser.
I 2019 nåede ifølge BP de påviste globale reserver (estimerede reserver, der kan genvindes med rimelig sikkerhed under de eksisterende tekniske og økonomiske forhold) af naturgas 198800 Gm 3 ( bcm ), en stigning på 0,9% i 2018, 16,6% sammenlignet med 2009 og 49,7 % i forhold til 1999. Mellemøsten tegner sig for 38,0% af verdensreserverne og landene i det tidligere USSR 32,3%.
Rang 2019 | Land | 1999 (Tm 3 ) | 2009 (Tm 3 ) | 2019 (Tm 3 ) | % 2019 | var. 10 år | var. 20 år | R / P-forhold |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
1 | Rusland | 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 | Forenede 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 Arabien | 5.8 | 7.4 | 6.0 | 3,0% | -19% | + 3% | 53 |
8 | Forenede 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 | Algeriet | 4.4 | 4.3 | 4.3 | 2,2% | 0% | -2% | 50 |
12 | Irak | 3.1 | 3.0 | 3.5 | 1,8% | + 17% | + 13% | 329 |
13 | Kasakhstan | 2.0 | 2.0 | 2.7 | 1,3% | + 35% | + 35% | 113 |
14 | Australien | 1.6 | 2.8 | 2.4 | 1,2% | -14% | + 50% | 16 |
15 | Egypten | 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% | 13 |
18 | Kuwait | 1.4 | 1.7 | 1.7 | 0,9% | + 0% | + 21% | 92 |
19 | Indonesien | 2.7 | 3.1 | 1.4 | 0,7% | -55% | -48% | 21 |
20 | Libyen | 1.2 | 1.5 | 1.4 | 0,7% | -7% | + 17% | 151 |
21 | Indien | 0,6 | 1.1 | 1.3 | 0,7% | + 18% | + 117% | 49 |
Verden i alt | 132,8 | 170,5 | 198,8 | 100% | + 17% | + 50% | 49,8 | |
Kilde: BP . Tm 3 = tusinder af milliarder kubikmeter; var. 10 år = variation mellem 2009 og 2019 var. 20 år = variation mellem 1999 og 2019 R / P = Reserver / Produktion 2019. |
De første fire lande på listen tegner sig for 57,4% af verdensreserverne.
Der er opdaget betydelige reserver af naturgas i det østlige Middelhav; dette område kaldet "Levant-bassinet" ville ifølge estimaterne fra US Geological Survey skjule 3400 Gm 3 (milliarder kubikmeter) naturgas "på plads". Ikke alle vil kunne inddrives, men sådanne reserver kan i det mindste sikre forbruget af et land som Frankrig i mere end halvtreds år. De første opdagelser går tilbage til 2009 i israelske farvande: Tamar, derefter Leviathan i 2010, Afrodite i Cyperns farvande i 2011 og Zohr i 2015 i egyptiske farvande, hvor ENI, forbundet med russisk Rosneft (30%) og BP (10%) , forudser produktionsstart i slutningen af 2017; opstarten af Léviathan er planlagt til slutningen af 2019-begyndelsen af 2020. Total og ENI lanceret ijuli 2017udforskning af Onisiforos-feltet ud for Cyperns kyst Egypten har lanceret store projekter ud for Nildeltaet, og Libanon vil tildele tilladelser i efteråret 2017.
Et kæmpe gasprojekt er under udvikling ud for Mozambiques kyst, oprindeligt piloteret af Anadarko, derefter af Total i 2019. Gassen, der pumpes fra bunden af Det Indiske Ocean og derefter transporteres med rørledning til kysten, vil blive omdannet til flydende natur gas (LNG) derefter eksporteret af LNG-luftfartsselskab. Et andet stort projekt lanceres også af den amerikanske Exxon. Ifølge Wood Mackenzie, vil Mozambique producere 6% af verdens LNG når Anadarko og Exxon projekterne når marchhastighed i 2027. De indskud opdaget i det nordlige Mozambique siden begyndelsen af 2010'erne i alt næsten 5.000 milliarder. M 3 . Total bygger to kondensationstog med en kapacitet på 13 Mt / år ; produktionen skulle begynde i 2024. Men siden 2017 har en jihadistgruppe sået terror i denne region.
Produktion af naturgas fra de seks hovedproducenter
Kilde: BP
I 2019 nåede den globale naturgasproduktion ifølge BP til 3989 Gm 3 (bcm), en stigning på 3,4% i forhold til 2018 og 35,9% siden 2009. Produktionen i De Forenede Stater voksede med 10,2%; deres markedsandel steg til 23,1%, langt foran Rusland (17%).
Statistik for gasproduktion varierer afhængigt af kilden, da beregningsmetoderne måske eller ikke inkluderer den tilknyttede gas, der er brændt i en bluss eller giver volumener af gas før eller efter tørring og ekstraktion af forurenende stoffer osv Data fra Det Internationale Energiagentur er noget højere end BP's, med en global produktion 4089 Gm 3 2019 mod 3868 Gm 3 ifølge BP. Produktionen, som var i 1973 2224 Gm 3 , steg med 234% på 46 år. Andelen af naturgas i primærenergiforsyningen var 22,8% i 2018 mod 26,9% for kul og 31,6% for olie; denne andel er steget kraftigt: den var kun 16,0% i 1973.
I 2017 sprang den russiske gasproduktion med 8%, og USA, fra en nettoimportør, blev eksportør takket være skifergas .
År | Produktion (Mtep) | Øge | Del prod. primær energi |
---|---|---|---|
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 | Produktion (Gm 3 ) | Produktion ( Exajoules ) | % af det samlede antal | var. 10 år | R / P | Bemærkninger |
---|---|---|---|---|---|---|---|
1 | Forenede Stater | 920,9 | 33.15 | 23,1% | + 65% | 14 | |
2 | Rusland | 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 | Australien | 153,5 | 5.52 | 3,8% | + 229% | 15.6 | |
8 | Norge | 114.4 | 4.12 | 2,9% | + 10% | 13.4 | |
9 | Saudi Arabien | 113,6 | 4.09 | 2,8% | + 52% | 53 | |
10 | Algeriet | 86.2 | 3.10 | 2,2% | + 13% | 50 | |
11 | Malaysia | 78,8 | 2.84 | 2,0% | + 19% | 12 | |
12 | Indonesien | 67,5 | 2,43 | 1,7% | -13% | 21 | |
13 | Egypten | 64.9 | 2.34 | 1,6% | + 8% | 33 | |
14 | Turkmenistan | 63.2 | 2.27 | 1,6% | + 90% | 308 | |
15 | Forenede 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 | UK | 39.6 | 1,43 | 1,0% | -35% | 4.7 | |
20 | Oman | 36.3 | 1.31 | 0,9% | + 52% | 18 | |
VERDEN I ALT | 3 989,3 | 143,62 | 100% | + 36% | 49,8 | ||
Kilde: BP (ekskl. Gas blusset eller reinjiceret; inklusive gas produceret til kondensering). Gm 3 = mia. Kubikmeter; var. 10 år = variation mellem 2009 og 2019 R / P = reserver / produktionsforhold (antal resterende produktionsår med satsen for 2019). |
For mere information om produktionen efter land, henvises til olie regioner serien eller til artikler om energi i det pågældende land ( f.eks: Energi i USA , Energi i Rusland , osv ).
De fire største forbrugers forbrug af naturgas
Kilde: BP
I 2019 forbrugte ifølge BP 3.929,2 Gm 3 (mia. Kubikmeter) naturgas eller 141,45 EJ , en stigning på 2% fra året før og en stigning på 33,6% sammenlignet med 2009.
Naturgas var i 2018 den tredje mest anvendte energikilde i verden med 22,8% af verdens primære energiforsyning efter olie (31,6%) og kul (26,9%); dens andel steg kraftigt: den var kun 16,0% i 1973. Naturgas blev hovedsagelig brugt i 2018 til produktion af elektricitet og varme: 39,9% (kraftværker: 27,9%, kraftvarmeværker: 10,2%, fjernvarmeanlægs kedelrum: 1,8 %), derefter i den industrielle sektor : 18,3%, boligsektoren : 14,8%, den tertiære sektor : 6,4%, energiindustriens specifikke behov: 9,3%, ikke-energiforbrug (kemikalier, gødning): 5,9% og transportsektoren: 3,6%.
Land | Forbrug (Gm 3 ) |
Forbrug ( Exajoules ) |
% af det samlede antal | var. 10 år | |
---|---|---|---|---|---|
1 | Forenede Stater | 846,6 | 30.48 | 21,5% | + 37% |
2 | Rusland | 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 Arabien | 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 | UK | 78,8 | 2.84 | 2,0% | -14% |
11 | Forenede Arabiske Emirater | 76,0 | 2,74 | 1,9% | + 32% |
12 | Italien | 70,8 | 2,55 | 1,8% | -5% |
13 | Indien | 59,7 | 2.15 | 1,5% | + 22% |
14 | Egypten | 58,9 | 2.12 | 1,5% | + 44% |
15 | Sydkorea | 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 | Algeriet | 45.2 | 1,63 | 1,2% | + 72% |
20 | Frankrig | 43.4 | 1.56 | 1,1% | -3% |
VERDEN I ALT | 3 929,2 | 141,45 | 100% | + 33,9% | |
Kilde: BP Gm 3 = mia. Kubikmeter; var. 10 år = variation mellem 2009 og 2019. |
Ifølge BP er de vigtigste eksportlande :
Rang 2019 | Land | ved rørledning | ad søvejen ( LNG ) | Total | Hovedklienter |
---|---|---|---|---|---|
1 | Rusland | 217.2 | 39.4 | 256,6 | Europa (194), Tyrkiet, Hviderusland , Japan |
2 | Qatar | 21.5 | 107.1 | 128,6 | Asien (72), Europa (32), De Forenede Arabiske Emirater (19.5) |
3 | Forenede Stater | 75.4 | 47,5 | 122,9 | Mexico (54,7), Canada (24,6), Asien (17,8), Europa (18,3) |
4 | Norge | 109.1 | 6.6 | 115,7 | Europa (Tyskland 27.8, UK 26.9, Holland 25.3, Frankrig 20.8 osv.) |
5 | Australien | 104,7 | 104,7 | Japan (41), Kina (40), Sydkorea (11) | |
6 | Canada | 73.2 | 73.2 | Forenede Stater | |
7 | Algeriet | 26.7 | 16.6 | 42.3 | Europa (30.8), Tyrkiet (5.8), Afrika |
8 | Holland | 38.2 | 38.2 | Tyskland (23.4), Belgien, Frankrig | |
9 | Malaysia | 35.1 | 35.1 | Japan (12.8), Kina (10), Sydkorea (6.6), Taiwan | |
10 | Turkmenistan | 31.6 | 31.6 | Kina (31,6) | |
11 | Nigeria | 28.8 | 28.8 | Europa (15.8), Asien (10.5) | |
12 | Kasakhstan | 27.5 | 27.5 | Rusland (20,6), Kina (6,5) | |
13 | Indonesien | 7.4 | 16.5 | 23.9 | Singapore (6,8), Kina (6,2), Japan (5,7), Sydkorea (3,2) |
Verden i alt | 801,5 | 485.1 | 1286,6 |
NB: dette er bruttoeksport, dvs. importmængden fratrækkes ikke. For eksempel eksporterede Canada 73,2 Gm 3 i USA, men importerede også 24,6 Gm 3 fra dette land. Ligeledes mellem Det Forenede Kongerige og Holland.
Ifølge BP er de vigtigste importlande :
Rang 2019 | Land | ved rørledning | ad søvejen ( LNG ) | Total | Hovedleverandører |
---|---|---|---|---|---|
1 | Kina | 47,7 | 84.8 | 132,5 | Australien (39.8), Turkmenistan (31.6), Qatar (11.4), Indonesien (10) |
2 | Tyskland | 109,6 | 109,6 | Rusland (55,6), Norge (27,8), Holland (23,4) | |
3 | Japan | 105,5 | 105,5 | Australien (41), Malaysia (12.8), Qatar (11.9), Rusland (8.7) | |
4 | Forenede Stater | 73.3 | 1.5 | 79.4 | Canada (73,2) |
5 | Italien | 54.1 | 13.5 | 67,6 | Rusland (20.7), Algeriet (9.7), Qatar (6.4) |
6 | Mexico | 50,8 | 6.6 | 57,5 | Forenede Stater (54.7) |
7 | Sydkorea | 55.6 | 55.6 | Qatar (15.3), Australien (10.6), USA (7.2), Malaysia (6.6) | |
8 | UK | 33.2 | 18.0 | 51.2 | Norge (26.9), Qatar (8.8), Rusland (7.8) |
9 | Frankrig | 36,8 | 22.9 | 49.9 | Norge (20.8), Rusland (14.7), Holland (4.4), Algeriet (3.6), Nigeria (4.4) |
10 | Kalkun | 31.3 | 12.9 | 44.2 | Rusland (14,6), Aserbajdsjan (9,2), Iran (7,4), Algeriet (5,8) |
11 | Holland | 40,0 | 40,0 | Norge (25.3), Rusland (8) | |
12 | Spanien | 16.0 | 21.9 | 37.9 | Algeriet (12.5), USA (4.5), Qatar (4.4), Nigeria (4.3) |
13 | Indien | 32.9 | 32.9 | Qatar (13.2), Angola (3.7), Nigeria (3.6), UAE (3.6) | |
Verden i alt | 801,5 | 485.1 | 1286,6 |
NB: denne import er grov, de eksisterer undertiden sammen med eksporten (USA til Canada, Holland til nabolande, Storbritannien osv.).
Kina har iværksat en reform, så prisen på gas beregnes ud fra priserne på konkurrerende energier dannet af markedskræfter snarere end på produktionsomkostninger, som det var tilfældet før.
I 2017 afhænger EU 65% af importeret gas, især fra Rusland. Op til 90% af den forbrugte gas i EU har krydset mindst en grænse, hvilket gør den sårbar over for en gaskrise.
I 2013 forbrugte Unionen 387 M tå naturgas (23,2% af sin primære energi ). Efter et fald på 5% i 2013 steg den samlede mængde gas, der handles i europæiske knudepunkter, med 25% i 2014 og nåede op på over 40.000 TWh , en ny rekord.
Den Slochteren gas ( L-gas ) der blev massivt anvendes efter dens opdagelse i 1959. Så opdagelsen og udnyttelsen af indskud engelsk og norsk og ankomsten af leverandører uden for Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde (primært Rusland), brug af LNG og begrænsningerne i 1970'erne på eksport af L-gas til Holland mindskede betydningen af L-gas i Europa.
Under ledelse af Kommissionen (EF) har et europæisk gasreguleringsforum (kendt som "Madrid-forumet") mødtes to gange om året siden 1999. Repræsentanter for nationale tilsynsmyndigheder, regeringer, Kommissionen Den Europæiske Union, gastransmissionssystemoperatører, gasforhandlere og -handlere, forbrugere og brugere af gasnetværket og gasudvekslingsmarkederne diskuterer etableringen af et internt gasmarked . I 2013 forhandlede de om prisfastsættelse af grænseoverskridende børser, styring af "lave samtrafik kapaciteter" og andre tekniske eller kommercielle hindringer, der hindrer det indre gasmarked. I 2013 en forordning pålægger som en prioritet at udvikle grænseoverskridende sammenkobling af energinet netværk (gas, olie, elektricitet).
Gasindustrielobbyen er især repræsenteret i Madrid Forum af Eurogas- foreningen . Det forsvarer interesserne hos de største producenter og sammenslutninger af den europæiske gasindustri. Formand for Jean-François Cirelli , næstformand for GDF Suez , er den også til stede i gaskoordinationsgruppen , Citizens Energy Forum og andre interessegrupper.
I 2013 estimerede Eurogas , at andelen af russisk gas i de 28 lande i Den Europæiske Union nåede 27% (mod 23% i 2012); da EU's gasforbrug faldt for tredje år i træk og faldt med 1,4% til 462 milliarder kubikmeter efter fald på 10% og 2% i 2011 og 2012; Den europæiske gasproduktion er faldet (med 1% til 156 milliarder kubikmeter), men er fortsat den førende kilde (33% af forbruget, som i 2012) for EU; Norge øgede også sin andel lidt (23% mod 22% i 2012), mens den tredje leverandør, Algeriet, så sin andel falde fra 9 til 8%; Qatar, der sender gas i flydende form ( LNG ), repræsenterede kun 4% i 2013 (mod 6% i 2012), mens LNG finder mere rentable afsætningsmuligheder i Asien; Ruslands andel går tilbage til omkring 40% af EU-importen, hvorimod tendensen snarere var mod et fald i det foregående årti; faldet i gasefterspørgsel i elmixet tilskrives delvist konkurrence fra subsidieret vedvarende energi , men også til lave kulpriser; i 2012 udgjorde gas 23,1% af primærenergiforbruget i EU.
Det europæiske gasforbrug faldt med 11% i 2014; hverken krisen i 2009 eller det sorte år 2011 havde forårsaget en sådan debakel: forbruget faldt derefter med henholdsvis 7,2% og 9,5% uden dog at komme sig bagefter: faldet var 3, 7% i 2012 og 1,3% i 2013. Det milde klima forklarer en del af dette fald, fordi det afvejer europæernes opvarmningsbehov: i første halvdel af året udgjorde faldet 18%; denne klimaeffekt er blevet føjet til faldet i industrielt forbrug knyttet til den økonomiske afmatning og den reducerede brug af gas til elproduktion, hvor den står over for konkurrence fra vedvarende energi og billigere kul . Ifølge GDF Suez har europæiske energiselskaber lukket 70 gigawatt kapacitet til gaskraftværker de seneste år.
Gazprom , den største gasleverandør til Den Europæiske Union, meddelte i januar 2015 sine kunder, at de bliver nødt til at samle deres gas på deres bekostning i Tyrkiet, som vil erstatte Ukraine som en transitzone, efter at den russiske South Stream- gasrør er opgivet. projekt . Men GDF Suez , ENI , E.ON og andre europæiske gasselskaber har langtidskontrakter der sikrer Gazprom til at levere gas til dem på bestemte punkter, og ikke ved den græsk-tyrkiske grænse. Gazprom skulle derefter betale enorme sanktioner. Europæiske lande er forskelligt berørt af dette opgør: Det Forenede Kongerige, Belgien og Holland køber ikke russisk gas, Polen og Tyskland leveres via Hviderusland; men Østrig, Slovakiet, Tjekkiet, alle landene i det sydlige og sydøstlige Europa samt italienske eller franske kunder er bekymrede.
Princippet om solidaritet mellem medlemsstaterne i tilfælde af en gaskrise er blevet valideret af MEP'er (iseptember 2017). Ny lovgivning sigter mod "større gennemsigtighed" og mindre energiafhængighed af EU; Stater bliver nødt til at dele deres gasnet i tilfælde af krise (men som en "sidste udvej") inden for rammerne af "regionalt samarbejde", der leverer "regionale blokke" til "nødforsyningskorridorer" og "beskyttede kunder" ud af solidaritet ”(Målrettede kunder, husstande eller offentlige tjenester såsom hospitaler). Der ydes kompensation til dem, der bliver nødt til at hjælpe deres naboer. Hver medlemsstat skal udarbejde (med hjælp fra Kommissionen) en forebyggelses- og beredskabsplan i tilfælde af mangel. Gasselskaber bliver nødt til at meddele dem om deres langsigtede kontrakter, der siges at være "relevante for forsyningssikkerheden" (dvs. repræsenterer 28% af en medlemsstats årlige gasforbrug).
Miljøbestemmelserne for 2020 (RE 2020) vil føre til en gradvis forsvinden af nye hjem opvarmet af naturgas i Frankrig, en bevægelse, der allerede er i gang i Sverige, Holland og Det Forenede Kongerige, som har vedtaget lignende regler.
To typer gas leveres til det belgiske marked: rig gas eller H-gas (gas fra Det Forenede Kongerige, Norge og Rusland samt LNG ) og L- gas ( Slochteren-gas ). H-gas har en PCS på 11,630 kWh / Nm 3 , L-gas har en PCS på 9,769 kWh / Nm 3 . Denne forskel i brændværdi kræver, at H-gas og L-gas føres gennem forskellige rørledningsnet og opdeler belgiske brugere i L-gasforbrugere og H-gasforbrugere. Organiseringen af gasmarkedet er ansvaret for CREG , Kommissionens regulering af elektricitet og gas . I 2030 vil Belgien kun forsyne sig med rig gas, fordi Holland planlægger at falde og derefter stoppe sin produktion af magert gas . En overgangsfase er i øjeblikket i gang for at ændre udbuddet.
GasinfrastrukturOpbevaring i Brugge , Antwerpen (Wuustwezel) og Anderlues .
Kompressorstationer i Poppel , Winksele , Berneau og Sinsin .
TransportnetværkDen Transmissionssystemoperatøren er Fluxys ( GDF Suez ).
DistributionsnetværkDen distributionsnetoperatør er Distrigas ( Ente Nazionale Idrocarburi ).
Infrastrukturerne inkluderer:
Der er fire LNG-terminaler: Fos-Tonkin , Fos-Cavaou , Montoir-de-Bretagne (nær Saint-Nazaire ) og Loon-Plage (nær Dunkerque). To andre projekter er under udvikling i havnen i Le Havre-Antifer og i Fos-sur-Mer ( Fos-Faster- projektet ) .
De rørledninger internationale og LNG-terminaler er forbundet, ved grænserne og havne (Frankrig import 98% af den naturgas, det forbruger) til de vigtigste transportmidler, der er opdelt i et regionalt transportnet.
Mens eltransmissionsnetværket administreres i Frankrig af en enkelt operatør, RTE , er gasudvekslinger organiseret omkring tre transmissionsnetbalanceringszoner. Transportkunder kan cirkulere deres gas frit inden for en balanceringszone og kun betale ved ind- og udrejse:
Distributionsnetværket transporterer gas fra transmissionsnettets store infrastrukturer til forbrugerne. Femogtyve gasdistributionsselskaber leverer denne service. GrDF sikrer distribution af 96% af markedet. Der er også 22 lokale distributionsselskaber og tre "nye deltagere" .
Storengy , et datterselskab af Engie samt Teréga (tidligere TIGF ), et datterselskab af Snam , GIC , EDF og Predica , har gaslager i de forskellige afbalanceringszoner.
EngrosmarkederOperatører køber gas på engrosmarkederne:
Engrosprisen for gas fastsættes til prisen på olieprodukter, generelt med et forsinkelsesperiode på tre til seks måneder.
Detailmarkedet og prisen på gasKunder i Frankrig kan vælge mellem en reguleret takst eller en markedspris.
På 30. september 2014antallet af forbrugere, der var tilbage til den regulerede takst, var 7,39 millioner mod 9,5 millioner i 2010 af de 3,2 millioner individer, der har opgivet den regulerede takst, har næsten 90% valgt tilbud til fast pris, især tilbud fra EDF (1 million gaskunder), fra GDF Suez selv (1, 5 millioner) og Lampiris (109.000 kunder) ), der vandt ijanuar 2015UFC's udbud Hvad skal man vælge ved et gruppekøb, der giver abonnenter mulighed for i et år at drage fordel af en fast pris svarende til den regulerede salgspris påjanuar 2015diskonteret med 13% ENI og Direct Energie tilbyder også takster indekseret til den regulerede takst med en rabat på mellem - 10 og - 1%, men den faste prisformel blev valgt af 80% af ENIs 400.000 kunder og 10% af de 300.000. kunder hos Direct Energie.
Af de ca. 10,6 millioner private gasabonnenter ved udgangen af september 2014, den historiske leverandør GDF Suez , den eneste, der har tilladelse til at tilbyde den regulerede takst, optager stadig 8,9 millioner (eller 84%), uanset om de er til den regulerede takst eller som et markedstilbud. EDF indtager førstepladsen blandt “alternative” leverandører med 9,5% af markedsandelen af det samlede antal websteder og 60% af alternative markedsleverandørers andel. EDFs markedsandel er i volumen 8% (10 TWh ud af 125 TWh).
Regulerede takster for gassalg skal principielt dække operatørers leveringsomkostninger (lov af 3. januar 2003). Disse takster fastsættes af ministrene med ansvar for økonomi og energi efter råd fra CRE.
Den regulerede takst, ligesom markedsprisen for den enkelte, analyseres som summen:
Den 04/18/2013 afgav Konkurrencestyrelsen en udtalelse, der anbefalede gradvis afskaffelse af regulerede gastariffer startende med industrielle forbrugere; den finder, at disse takster udgør den vigtigste faktor for dysfunktion på gasforsyningsmarkedet, at de afskrækker alternative leverandører fra at komme ind på markedet for at konkurrere med GDF og EDF, selv om disse nye aktører kunne stimulere konkurrencen ved at fremme billigere markedstilbud end regulerede takster .
Formlen til beregning af regulerede takster blev ændret af CRE i løbet af sommeren 2014: indekseringsandelen på engrosmarkedspriser steg fra 45,8% til 60%.
På 1 st januar 2015, Regulerede tariffer er blevet afskaffet for professionelle gas abonnenter, hvis årlige forbrug er større end 200 MWh ; inden da skal de have abonneret på et markedstilbud; 40.000 lokaliteter er bekymrede: offentlige aktører (hospitaler, skoler, plejehjem osv.), Men også tusindvis af små virksomheder eller store ejerlejligheder. Siden bekendtgørelsen af loven om forbrug af18. marts 2014, der satte denne afgørende frist for åbning af energimarkeder, har 20.000 websteder allerede skiftet til markedstilbud. På1 st januar 2016, vil regulerede takster blive afskaffet for de 105.000 fagfolk, hvis forbrug overstiger 30 MWh om året. På23. december 2014, Havde 26.000 sider ikke abonneret på et markedstilbud; de skiftede automatisk til et seks måneders overgangs markedstilbud fra den etablerede operatør, hvis priser i gennemsnit ville være 3% højere end de ex-regulerede takster. Alternative gasleverandører er blevet overvældet af krav, især offentlige forbrugerudbud; desuden er de fleste af tilbudene til faste priser, hvilket er ulovligt for offentlige enheder.
Regulerede gaspriser falder med 3,5% i 2005 1 st marts 2015 ; de er faktisk indekseret til 40% til oliepriserne, der faldt med 60% mellem juni ogdecember 2014 ; formlen for beregning af gastariffen afspejler udviklingen i råpriserne seks til otte måneder forsinket som følge heraf, skal gaspriserne falde med 8 til 9% imellemjanuar 2015 og juli 2015. I 2014, den regulerede pris tabt omkring 7% til september, så steg fra 1 m af oktober til slutningen på 2,1% fra år til år; dette rebound var knyttet til udviklingen i priserne på engrogasmarkedet, der tegner sig for 60% i formlen til beregning af takster; markedspriserne stiger dog om vinteren på grund af efterspørgslen efter opvarmning. Nedsættelsen af taksterne siden begyndelsen af 2014 har gjort det muligt for regeringen at indføre kulstofafgiften iapril 2014 og øg det til 1 st januar 2015 (+ 1,8% af den samlede pris).
Den energiregulerende kommission foreslog iMaj 2015at øge markedsandelen i indekseringsformlen for regulerede takster til et niveau på mellem 70% og 80% mod 59,8% i øjeblikket, en ændring, der afspejler ændringer i Engies leveringsbetingelser. Desuden er udviklingen af infrastrukturen koster at tage højde for en st juli, har resultere i øget i gennemsnit med 2,3% i regulerede priser.
Flerårig energiprogrammeringDet flerårige energiprogram (PPE) giver i sin kvasi-endelige version, der blev offentliggjort den 20. januar 2020, et fald i mængderne af forbrugt gas med 22% inden 2028, fordi ”naturgas er et fossilt brændsel, som som sådan skal fjernes fra energimixet fra 2050 ” . Til dette regner regeringen med energieffektivitetsforanstaltninger, især i bygninger. Målet med at styrke vedvarende gas er at gå fra 1,2 TWh biogas injiceret i netværket i 2018 til 6 TWh i 2023; det ville repræsentere 6 til 8% af gasforbruget på ti år; feed-in-tarifprognosen fra producenterne hæves til € 75 / MWh i gennemsnit i 2023 i stedet for € 67 / MWh tidligere forventet.
Globalt vokser brugen af naturgas overalt, hvor den kan erstatte olie eller kul: verdensforbruget af naturgas steg med 33,6% mellem 2009 og 2019. Det har faktisk flere fordele i sammenligning med sidstnævnte: billigere generelt mindre forurenende tillader det også en diversificering af de importerende landes energiforsyning ( geopolitik ), selvom krisen mellem Ukraine og Rusland i begyndelsen af 2006 viser, at dette ikke er, er det ikke den hurtige løsning. I nogle lande, såsom Rusland eller Argentina , har brugen af naturgas endda overskredet olien.
Naturgas er blevet en global industri, der står i kontrast til tiden (indtil 1950'erne, meget senere i visse lande), hvor den frem for alt blev opfattet som et voluminøst og farligt biprodukt (tilhørende gas) af oliebrønde (se Flaring og udledning af naturgas ).
Det er en energikilde , der i stigende grad anvendes af industrien til at producere varme (opvarmning, ovne osv.) Og elektricitet , muligvis i kraftvarmeproduktion eller tre-generation. I 2018 blev verdensomspændende 23,1% af elektriciteten produceret fra naturgas (kul: 38,2%, råolie: 2,9%, nuklear: 10,2%, vandkraft: 15,8%, anden vedvarende energi: 9,8%) mod 12,1% i 1973 og 41,8 % af varmen, der produceres til at levere fjernvarmenettet, blev hentet fra naturgas (kul: 42,8%, råolie: 3, 7%, biomasse og affald: 7,4%). Hos individer bruges naturgas til opvarmning, varmt vand og madlavning. Endelig er komprimeret naturgas i cylindre i de senere år blevet brugt i mange lande som brændstof til køretøjer ( NGV ).
Naturgas er et af de mindst forurenende fossile brændstoffer. I teorien, hvis dens forbrænding var perfekt og fuldstændig, ville den kun udsende vand og kuldioxid ifølge reaktionen:CH 4 + 2O 2 → CO 2+ 2H 2 O.
Hvis han ikke producerer sod (partikler på 10 til 100 nm ), viser en undersøgelse, der blev offentliggjort i 2008, at en brænder normal vandvarmergas eller komfur producerer ultrafine partikler eller nanopartikler (fra 1 til 10 nanometer i diameter). I en kondenserende kedel er deres hastighed lavere (0,1 mg Nm -3 eller milligram pr. Normo-kubikmeter) takket være en optimeret forbrænding, men en normal gaskomfur brænder genererer meget højere partikelhastigheder (5 mg Nm -3 ) samt en "betydelig mængde" polycykliske aromatiske carbonhydrider, som måske kunne interagere med disse nanopartikler.
Som alle fossile brændstoffer frigiver dens forbrænding kuldioxid: 56,9 kgCO 2eq pr. giga joule PCI produceret varme (mod 73,8 for indenlandsk fyringsolie og 96 for kul ) sammenlignet med kul og olie er emissionerne i hele cyklussen "fra brønd til brænder" og ikke kun de, der skyldes slutbrugen af brændstoffet, også lavere: 67,7 kgCO 2eq / GJ, mod 89,9 for brændselsolie og 105 for kul ; udvinding og forarbejdning af naturgas bruger mindre energi end til brændselsolie, men mere end til kul: 10,8 kgCO 2eq / GJ mod 16,1 for indenlandsk fyringsolie og 8,85 for kul.
Men naturgas er ansvarlig for betydelige emissioner af metan , den vigtigste bestanddel af naturgas , fra udvinding til forbrænding gennem transport . men det globale opvarmningspotentiale for metan er 25 gange højere end CO 2.
Anvendelsen af naturgas producerer ikke støv, næsten ingen nitrogenoxider (NOx) og efterlader ikke aske og næsten ingen lokal forurening med svovloxider , idet afsvovlingen udføres opstrøms på niveauet med naturgasbehandlingsanlægget. Dette har en direkte økonomisk konsekvens sammenlignet med andre fossile brændstoffer: et anlæg ( kraftværk , fyrrum, cementfabrik eller andet), der brænder kul, har brug for forureningsbekæmpelsesanordninger for at udvinde svovl , NOx og støv fra dampene. Med naturgas er disse enheder unødvendige, hvilket resulterer i betydelige besparelser.
Naturgas er i dag råmaterialet for en god del af den kemiske og petrokemiske industri: til næsten al produktion af brint , methanol og ammoniak er tre basisprodukter, der i deres tårn anvendes i forskellige industrier:
Metanens kemi i den petrokemiske industri er vist nedenfor:
I 2015 ruller 22,4 millioner af naturgaskøretøjer i verden, især i Iran ( 4,1 millioner ), Kina ( 4 millioner ), Pakistan ( 3,7 millioner ), Argentina ( 2,5 millioner ), Brasilien ( 1,8 millioner ), Indien ( 1,8 millioner) ) og Italien ( 0,89 millioner ).
Naturgas er et brændstof til vej- eller industrikøretøjer i komprimeret form ved 200 bar (CNG) eller flydende ved -163 ° C (LNG). Biogas, der stammer fra nyttiggørelse af organisk affald ved metanisering, en gang renset til biomethan og også anvendt, komprimeret eller flydende (svarende til naturgas). Forbrændingen af naturgas og biomethan er kemisk meget renere end for konventionelle brændstoffer (CO 2 : -25% versus benzin, ingen partikler, nitrogenoxider: -80%) og CNG-motorer er dobbelt så støjsvage . Således finder vi i Europa køretøjer og lette erhvervskøretøjer, specialudstyr og rengøringsudstyr, lastbiler, busser og renovationsbiler, der kører på gas. Deres rækkevidde strækker sig fra 300 km for lette CNG-køretøjer til 1.000 km for LNG-tunge køretøjer.
Naturgas er også en af de mulige brintkilder til brændselsceller . Dette brint kan betragtes som " grønt ", hvis gassen, der bruges til at producere, er af vedvarende oprindelse ( biomethan ), kan det bidrage til kulstofneutralitet og til energiomstillingen .
I Europa siden 2016 indeholder PACE-programmet mulighed for installation af 2.650 mikrogeneratorer i Unionen og en produktionskapacitet på mindst 1.000 maskiner / år i 2018 af fire store installatører.
Fra 2018 til 2020, i Frankrig, gik Ademe sammen med GRDF for i tre år at teste omkring halvtreds eksperimentelle naturgasceller, der vil levere elektricitet og varme i kraftvarmeproduktion i højhuse, huse eller bygninger. Små virksomheder. Sådanne batterier er allerede almindelige i Japan (førende inden for dette område) og nye (inklusive indenlandsk brug) i Tyskland, hvor batterierne ( Viessmann ) vil blive købt. Deres energieffektivitet er 1,4 til 1,5 gange den for en kondenserende kedel ).
I 2018 er deres indkøbs- og vedligeholdelsesomkostninger over tre år stadig omkring € 25.000 / enhed (men Ademe og GRDF dækker € 20.000 for de 50 installationer ), og deres kerne skal ændres efter ti år. Andelen af biomethan i netene forventes at stige (mål på 10% i 2030 i Frankrig), mens priserne på solcelleanlæg fortsat vil falde, hvilket gør brændselscellen mere konkurrencedygtig.
Den brændværdi af et brændstof er den mængde varme udtrykt i kWh eller MJ, som frigives ved fuldstændig forbrænding af en normal 1 m 3 (m³ (n)) af tør gas i luft ved konstant absolut tryk og lig med 1,013 25 bar, hvor gassen og luften har en indledende temperatur på 0 ° C (nul grader Celsius), hvor alle forbrændingsprodukter reduceres til 0 ° C og et tryk på 1,013 25 bar.
Brændværdien af naturgas udtrykkes i MJ eller kWh pr. Normo kubikmeter ( Nm 3 ).
Der er to brændkræfter:
PCS = PCI + latent kondensvand (eller fordampning) af vand højere brændværdi (PCS) Dette er den mængde varme, der frigøres ved fuldstændig forbrænding af en normal kubikmeter gas. Vanddampen, der dannes under forbrændingen, returneres til flydende tilstand, og de andre forbrændingsprodukter er i gasform. lavere brændværdi (PCI) Det beregnes ved at fratrække fordampningsvarmen (2511 kJ / kg ) af vandet, der dannes under forbrændingen, og eventuelt af vandet i brændstoffet fra PCS . Latent varme af kondens (eller fordampning) Forbrændingen af et kulbrinte genererer blandt andet vand i damptilstand. Til fordampning af 1 kg vand kræves 2.511 kJ varme. Denne energi går tabt, når vanddampen indeholdt i forbrændingsgasserne ledes ud gennem skorstenen, medmindre den genvindes, som i kondenserende kedler, ved at kondensere vanddampen indeholdt i gasserne. Forbrænding ved at afkøle dem med en varmeveksler gennem som det kolde vand cirkulerer: det indkommende koldt vand genvinder først kalorierne fra den damp, der er kondenseret, inden det opvarmes "for godt" i brænderen, og det kondenserede forbrændingsvand udledes gennem et afløb.Kondensvarmegenvinding er især nyttig til naturgas, som hovedsageligt indeholder metan, CH 4, gas, der har den højeste andel hydrogenatomer pr. molekyle (4 H for en C). Dette brint kombineres med ilt under forbrændingen for at producere varme og vand, fordampes straks og blandes med de andre forbrændingsprodukter (hovedsageligt CO 2). Dette høje brintindhold i naturgas fører til, at en ikke ubetydelig del (ca. 10%) af den energi, der frigives under forbrændingen, absorberes af fordampningen af vandet. Disse absorberede 10% returneres stort set til de kondenserende kedler.
PCI / PCS-forhold for naturgas: ca. 0,9028 (3,25 / 3,6)
For naturgas skelner vi mellem:
For de fleste husholdningsapparater er disse to typer gas udskiftelige, men nogle apparater kræver justering.
Naturgas var indtil 1970'erne af ringe interesse af praktiske årsager: vanskeligt at transportere, mindre energisk end kul eller brændselsolie til samme volumen, farligt at håndtere, det blev ofte brændt med en fakkel .
Fra de to oliechok steg handelen med naturgas, men værdiansættelsen af naturgas for det samme energiindhold er stadig meget lavere end olie . Store steder nær en havn er mere rentable. Geopolitikken for naturgas begynder at have punkter til fælles Med geopolitikken for olie , men altid med vigtige forskelle ; især er naturgas ofte genstand for langsigtede kontrakter om finansiering af de gasrørledninger eller kondensationsstationer, der er nødvendige for denne handel. Denne kommercielle driftsform gør markedet trægt og vedrører et lille antal mange Skuespillere , Der ikke letter Dens udvikling.
Europas afhængighed af russisk gas har været et strategisk problem siden de gentagne ukrainske kriser. I henhold til en undersøgelse foretaget af Eurogas nåede andelen af russisk gas i forbruget af de 28 lande i Den Europæiske Union op på 27% mod 23% i 2012; EU's gasforbrug faldt imidlertid for tredje år i træk og faldt med 1,4% efter fald på 10% og 2% i 2011 og 2012 gasproduktion på Den Europæiske Unions område er faldet med 1%, men er fortsat den vigtigste kilde (33% af forbruget, som i 2012) Norge øgede sin andel let (23% mod 22% i 2012) Ruslands andel går tilbage til omkring 40% af EU-importen, hvorimod tendensen har været snarere mod et fald i det sidste årti.
I oktober 2015, er en maritim terminal til flydende naturgas (LNG) bestilt i Świnoujście , i det nordvestlige Polen, nær den tyske grænse. Det giver nu Polen mulighed for at få forsyninger fra LNG-tankskibe fra mange lande som Qatar og Nigeria. Idriftsættelse af Świnoujście LNG-terminalen reducerer risikoen for russisk pres betydeligt og frem for alt giver Polen mulighed for at vælge sine leverandører uafhængigt og frit forhandle priser. Terminalen vil have en kapacitet på 5 milliarder m 3 om året eller en tredjedel af den gas, der forbruges af Polen, hvoraf ca. 40% kommer fra Rusland. Det vil også gøre det muligt via en gasrørledning at levere de baltiske stater, der er afhængige af Rusland for 30% til 100% af deres gasindkøb, ifølge en protokol, der blev underskrevet i starten.oktober 2015i Bruxelles; Den Europæiske Union vil finansiere halvdelen af denne pipeline.
Litauen modtog 21. august 2017dets første LNG-luftfartsselskab fyldt med LNG fra USA. Aftalen om levering af LNG blev underskrevet i slutningen afjuni 2017med den amerikanske gruppe Cheniere. Den leverede gas vil betjene litauiske kunder såvel som lettiske og estiske kunder. På mellemlang sigt ønsker Litauen at indkøbe op til 50% af LNG, som primært vil blive leveret af den norske Statoil. Balancen leveres af en gasrørledning, der forbinder den med Rusland. Litauen sluttede monopolet på det russiske Gazprom i 2014 med åbningen af Klapeida-gasterminalen. I 2015 blev der underskrevet en aftale i Bruxelles om at finansiere en gasforbindelse mellem Litauen og Polen, hvis opførelse skulle være afsluttet inden udgangen af 2019. Den Europæiske Union fremmer en gasrørledning, der forbinder Estland med Finland, et andet projekt, der giver mulighed for en samtrafik mellem Estland og Letland.
Forbrændingen af naturgas producerer mindre kuldioxidemissioner i atmosfæren end ækvivalenten med kul eller tung fyringsolie, men emissionerne af metan (hvis potentiale for global opvarmning er 25 gange større end CO 2) i hvert trin af naturgascyklussen opvejet delvist denne fordel.
De største direkte farer er eksplosion og brand. Produkterne af metanforbrænding er sundhedsfarlige (risiko for kvælning i en lukket atmosfære eller i tilfælde af dårlig forbrænding):
Det vedrører hovedsageligt opstrøms af sektoren (fra brønden til slutkunden) og store industrielle kunder.
De største farer ved naturgas hænger sammen med, at den ekstraheres, transporteres og leveres under tryk, at den er brandfarlig og eksplosiv. Offshore eller onshore-udnyttelse af dybe (mere end 4 eller 5 km dybe), varme ( 190 ° C til mere end 200 ° C ), meget ætsende og meget højtryksgasser er kilder til nye risici, såsom 'viste Elgin-ulykken .
De kan udtrykkes i hele kæden (fra borulykken til bidraget fra naturgas til drivhuseffekten inklusive inducerede jordskælv ).
Da de mest tilgængelige aflejringer er ved at blive opbrugt, er gasproducenter nødt til at bore dybere og udnytte "ukonventionelle" gasser, der ofte er mere snavsede , det vil sige mere sure , ætsende og giftige . Producenter har således til behandler og styre en stigende mængde svovl (i form af H 2 Shovedsageligt), hvad de lærte at gøre i Frankrig i 1950'erne med Lacq- aflejringen i det sydvestlige Frankrig (16% brint og 10% CO 2, To forsurende gasser, som er meget giftige for H 2 S). De konfronteres i stigende grad med tilstedeværelsen af kviksølv og blysulfid og / eller zinksulfid , kilder til risiko for tilstopning af mineralskala i brønden, sikkerhedsventiler eller brøndhovedet. Vi taler nu om "ultra-sur gas" ( sur og sur gas for engelsktalende), for eksempel for Elgin-Franklin-gas i Nordsøen. 40% af gassen i verdens reserver kendt i 2005 og forventes at blive udnyttet (over 2.600 billioner kubikfod) er sur eller ultra-sur og rig på H 2 S. I disse reserver, mere end 350 milliarder kubikfod indeholde mere end 10% H 2 S. Ud over de forværrede korrosionsrisici for den ekstraherende infrastruktur er denne syretoksiske karakter på forhånd en kilde til en yderligere miljørisiko i tilfælde af en ulykke eller kronisk lækage.
Hydraulisk brud forbruger store mængder vand og bruger ofte giftige kemiske tilsætningsstoffer. Flaring og lækager har også direkte og indirekte virkninger på klimaet og forsuring af miljøet (se nedenfor).
Det Internationale Energiagentur estimerer den globale emission af CO 2på grund af forbrændingen af naturgas til 6.743 Mt (millioner tons) i 2017 sammenlignet med 2.044 Mt i 1971 og 3.677 Mt i 1990 stigningen siden 1990 er 83,4%.
Naturgas var ansvarlig for 21,2% af CO 2 -emissionernepå grund af energi i 2018 mod 44,0% for kul og 34,1% for olie i 1973 var andelen af gas kun 14,4%.
Tidsskriftet Science offentliggøres ijuni 2018en dybdegående undersøgelse, der vurderer metanlækage i USAs olie- og naturgasforsyningskæde i 2015 til 2,3% af naturgasproduktionen, 60% mere end Environmental Assessment Agency .
Naturgas præsenteres ofte som mindre forurenende end olie og foretrækkes frem for kul med CO 2 -emissioner40% lavere og næsten ingen svovldioxidemissioner, hvis det er svovlfrit . Men lækager af metan truer med at ophæve disse fordele, ifølge Det Internationale Energiagentur (IEA), der anslår, at olie- og gasselskaberne hvert år frigiver mere end 75 millioner ton metan i atmosfæren, og at den gennemsnitlige lækagehastighed er 1,7% for gaskæden; dette repræsenterer, afhængigt af kilderne, 13 til 20% af metanemissionerne. Tretten store virksomheder grupperet i Oil & Gas Climate Initiative har meddelt, at de agter at bevæge sig hen imod nulemissioner.
Den afbrænding er en direkte og frivillig emission af drivhusgasser (i form af kuldioxid [CO 2] hovedsageligt).
Gassektoren genererer også metanemissioner (CH 4) og andre forurenende stoffer under boring, udnyttelse af marken, opbevaring, kompression, transport og distribution af gas. Moderne hydrauliske fraktureringsteknikker øger risikoen og niveauet for lækager eller tab under boringen, og der er usikkerhed med hensyn til mellem- eller langvarig pålidelighed af tilstopning af brønde i slutningen af produktionen, især i seismisk aktive områder .
Med hensyn til forbrændingsemissioner synes "klassisk" naturgas interessant: 239 g CO 2e pr. kWh (sammenlign med kul, der afgiver 346 g CO 2e pr. kWh). Imidlertid skifergas har meget højere indirekte emissioner fordi den hydrauliske fragmentering teknik anvendes til dets udvinding fører til methan lækager af mindst 4% af produktionen af deponeringen; hvilket gør skifergas lige så emissiv som kul.
Naturgas er længe blevet udråbt som et mindre klimaskadeligt brændstof end kul og olieprodukter. Dette er delvist sandt, da det udsender mindre drivhusgasser pr. Masseenhed end andre fossile brændstoffer, når det brændes. Et gasfyret kraftværk udsender ~ 57% mindre CO 2pr. kilowattime (kWh) end et kulfyret kraftværk og er i gennemsnit 20% mere effektiv til at omdanne energi fra brændstof til elektricitet end med kul, derfor blev udskiftning af kul med gas oprindeligt præsenteret som en bro til et kulstof -fri energisektor.
Denne påstand har imidlertid tendens til at være kvalificeret eller endog modsagt, især siden 1980'erne, hvor undersøgelser begyndte at tage højde for de indirekte og relaterede virkninger af udnyttelsen af fossile metankilder, i det særlige tilfælde (hvilket har tendens til at blive tilfældet generelt ) af ukonventionelle gasser samt de indirekte virkninger af en billigere pris på energigas, som er blevet midlertidigt rigelig takket være hydraulisk frakturering .
I 2019 er konsensus relativt: At konvertere kul til gas er ønskeligt, men kun som et trin og under gode miljøforhold.
Producerende lande er ikke de eneste, der er berørt eller ansvarlige på grund af gaseksport til udlandet.