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Mode d’emploi Signalétique des pôles d’information : Pour faciliter la navigation dans ce mémento, et la rendre plus ludique, nous avons choisi d’identifier chaque pôle d’information par un pictogramme et une couleur :

Environnement Infrastructures

Marchés Usages

Approvisionnement

Page type : Pôle d’information lié à l’indicateur Titre de l’indicateur

Représentation graphique de l’indicateur

Source des données de l’indicateur Description : que représente cet indicateur ? Analyse : que montre l’indicateur ?


Avant-propos

Plus que jamais, l’énergie est au cœur des débats. Au-delà des enjeux économiques et environnementaux, les politiques énergétiques nationales, autrefois domaine réservé de quelques experts, sont devenues de véritables choix de société.

Nous devons passer d’un monde de profusion à la sobriété énergétique mais, dans ce contexte, le gaz naturel joue un rôle crucial méconnu du grand public. Gas in Focus a pour ambition de mettre en lumière la place du gaz naturel dans cette période de transition, en donnant à tous l’accès à une information consolidée, pédagogique et fiable. Fort de l’expertise de ses fondateurs, GRTgaz et Sia Conseil, cet observatoire du gaz naturel se positionne comme le guide de référence du secteur. Il s’articule autour de cinq pôles d’information : Infrastructures, Usages, Environnement, Marchés et Approvisionnement. Retrouvez tout le contenu de ce mémento avec des données mises à jour régulièrement, ainsi que des focus sur chacun des pôles d’information, des notes de conjoncture et des analyses ponctuelles de l’actualité sur www.gasinfocus.com.

1


Sommaire Infrastructures  Les grandes infrastructures gazières en France

4

 Les gestionnaires de réseau de distribution de gaz naturel en France

5

 Les transporteurs gaziers en Europe

6

 Programmes d’investissement des GRT en France

7

 Les stockages souterrains de gaz naturel en Europe

8

 Les terminaux méthaniers existants et en projet en Europe

9

 Evolution de la flotte mondiale des méthaniers

10

Usages

2

 Répartition de la consommation d’énergie primaire en France

11

 Part du gaz naturel dans la consommation finale d’énergie en Europe

12

 Consommation énergétique finale par secteur en France

13

 Production centralisée d’électricité à partir du gaz naturel

14

 Répartition de la consommation de gaz naturel en France

15

 Energies utilisées pour le chauffage par type de logement

16

 Taux de placement du gaz et de l’électricité dans le logement neuf

17

 Saisonnalité de la consommation de gaz naturel en France

18

 Prévisions d’évolution de la consommation annuelle de gaz naturel

19

 Prévisions d’évolution de la pointe de consommation de gaz naturel

20


Sommaire Environnement  Filières de production de biogaz en Europe

21

 Evolution de la production de biogaz en Europe

22

 Emission de CO2 par type de combustible

23

 Contenu carbone des combustibles courants

24

 Composition du gaz naturel consommé en Europe

25

 Emissions de GES sur la chaîne de valeur du gaz naturel

26

Marchés  Comparaison des prix du gaz pour les consommateurs européens

27

 Evolution des prix domestique du gaz et de l’électricité

28

 Evolution des prix du gaz naturel sur les principales zones de marché

29

 Corrélation entre les cours du gaz et les cours des produits pétroliers

30

 Ouverture des marchés du gaz et de l’électricité en France

31

 Taux d’ouverture du marché du gaz en Europe

32

 Volumes échangés sur les places de marchés européennes

33

 Evolution de l’activité aux Points d’Echange de Gaz sur le réseau de GRTgaz

34

Approvisionnement  Importations nettes en gaz naturel en Europe

35

 Indépendance énergétique en gaz naturel en Europe

36

 Origine du gaz naturel consommé en France

37

 Importations de gaz naturel de l’Union Européenne

38

 Evolution de l’origine du gaz fourni à l’UE27 2010 vs. 2009

39

 Prévision des capacités d’approvisionnement de l’Europe à horizon 2020

40

 Evolution des réserves de gaz naturel conventionnel

41

 Réserves mondiales de gaz naturel

42

 Historique de la production mondiale de gaz naturel

43

3


Infrastructures Les grandes infrastructures gazières en France Dunkerque

Capacité d’entrée aux Points d’Interconnexion Frontaliers (GWh/j)

250

500

Taisnières Germigny Obergaibach

750

Capacité d’émission des Terminaux Méthaniers (milliard de m3 par an)

Veurne

Gournay Saint Clair Saint Illier Beynes

Cerville Trois-Fontaines

Soings Ceré Montoir

Oltingue

Chémery Etrez

5

10

Tersanne

15 Lussagnet Biriatou Larrau

Point d’Interconnexion Frontaliers existant

Izaute

Manosque Fos

Terminal méthanier existant

Point d’Interconnexion Frontaliers en projet

Terminal méthanier en construction

Site de stockage

Terminal méthanier en projet

Source : GRTgaz, TIGF (2011)

Description : Cette carte situe les grandes infrastructures gazières en France (transport, stockages et terminaux méthaniers), ainsi que les principaux points d’interconnexion avec les pays frontaliers. Analyse : La France ne dispose plus de ressource significative en gaz naturel sur son territoire. Le gaz naturel consommé est importé pour les 2/3 par gazoducs via les points d’interconnexion (Norvège, Russie, Pays-Bas…) et pour 1/3 par bateau via les terminaux méthaniers (Algérie, Qatar…). Une quinzaine de sites de stockage souterrain permettent d’assurer l’équilibre entre les approvisionnements, relativement constants sur toute l’année, et les niveaux de consommation qui varient suivant les saisons.

4


Infrastructures Les gestionnaires de réseau de distribution de gaz naturel en France Gazelec de Péronne

Longueur de réseau (km) 500

SICAE de la Somme et du Cambraisis

1 000

Gaz de Barr Energis

Gedia

2 000

Réseau GDS

REG.I.E.S Soregies

CALEO GrDF

VIALIS Huningue (Veolia) Régie de Bonneville

Gaz de Bordeaux

Régie de Seyssel GEG

Energies Services de la Réole

Gascogne Energies Services

Régie de Villard-Bonnot

ENE’O

Régie du gaz de Bazas

Régie de Sallanches

Energies Services Lavaur Energies Services Lannemezan

Antargaz* * Gestionnaire de réseau de distribution implanté de manière diffuse sur le territoire

Source : SPEGNN, gtg2007 (2011)

Description : Cette carte localise les principaux Gestionnaires de Réseau de Distribution (GRD) de gaz naturel en France, avec pour chacun la longueur du réseau concédé. Pour des considérations de lisibilité, la taille du disque de GrDF n’est pas proportionnelle à la longueur de son réseau (192 100 km pour environ 9 400 communes desservies). Analyse : La loi du 8 avril 1946 qui a organisé la nationalisation du secteur de l'énergie a maintenu les droits des communes en matière de distribution publique de l’électricité et du gaz. Ainsi, si les sociétés privées ont été nationalisées, certaines entreprises publiques locales ont pu poursuivre leur activité. On compte aujourd’hui environ 600 communes en France qui confient la gestion de leur réseau de distribution de gaz naturel à une entreprise locale, dans le cadre d’une délégation de service public. Les GRD sont des entreprises régulées.

5


Infrastructures Les transporteurs gaziers en Europe Longueur de réseau (km) GRTgaz Snam Rete Gas Transgaz Open Grid Europe Gas Transport Services

32 200 31 531 13 000 11 551 11 500

Source : ENTSOG (2011)

Description : Cette carte positionne les Gestionnaires de Réseau de Transport (GRT) européens. Analyse : L’Europe des 27 compte aujourd’hui une quarantaine de GRT, qui gèrent un peu moins de 200 000 kilomètres de réseau. Ces entreprises sont essentiellement implantées sur leur périmètre géographique historique. Les tailles des réseaux sont très variables car elles sont directement corrélées à la taille des pays dans lesquels les GRT exercent leur activité. Les GRT sont des entreprises régulées qui construisent et exploitent les gazoducs, et commercialisent les capacités de transport sur leur réseau.

6


Infrastructures Les programmes d’investissement des gestionnaires de réseau de transport en France 1000 M€ 900 M€ 800 M€ 700 M€ 600 M€ 764

500 M€

600 658

400 M€ 300 M€ 200 M€

532

77

91

84

2009

2010

2011

245

100 M€ M€

554

372

154

176

2007

2008

52 2006

GRTgaz

164 2012

TIGF

Source : CRE (2011)

Description : Ce graphique présente l’évolution des investissements des deux transporteurs de gaz naturel en France. Analyse : A partir de 2006, les investissements sur les réseaux de transport de gaz ont fortement augmenté pour permettre l’émergence d’une place de marché liquide interconnecté avec le marché européen et pour mettre en conformité les ouvrages avec la réglementation, notamment en matière de sécurité. En 2012, les montants investis sont principalement alloués au développement du réseau principal (raccordement de terminaux méthaniers, développement des points d’interconnexion, renforcement et modernisation du réseau). Tous ces investissements sont soumis à validation de la Commission de Régulation de l’Energie. Les GRT publient annuellement leur plan d’investissement décennal.

7


Infrastructures Les stockages souterrains de gaz naturel en Europe

1 2

6

6

7

47 8 5

15

6 5 8

10 2

Volume utile en million de m3 20 000 5 000

Nombre de sites

Source : GSE, MEDDTL (2011)

Description : Cette carte présente les volumes utiles des stockages souterrains en million de m3 et le nombre de site de stockages dans chaque pays d’Europe. Analyse : Le volume utile total en Europe est aujourd’hui de l’ordre de 110 milliards de m3, dont 80 milliards de m3 dans l’UE27. Les capacités mondiales de stockage sont actuellement estimées à un peu plus de 300 milliards de m3. La France, l’Allemagne et l’Italie détiennent environ 22 % de leur demande annuelle sous forme de stocks. Ces pays font du stockage du gaz naturel un maillon logistique incontournable pour assurer l’équilibre offre/demande.

8


Infrastructures Les terminaux méthaniers existants et en projet en Europe

Terminal existant Projet d’extension

Milford Haven South Hook

Teesside

Terminal en construction

Isle of Grain Rotterdam

Świnoujście

Zeebruges Milford Haven Dragon

Capacité annuelle de regazéification en milliard de m3 30 15 5

Dunkerque

Montoir-de-Bretagne Fos Panigaglia Tonkin Bilbao

Gijón El Ferrol

Fos Cavaou Sines

Barcelone

Porto Levante Marmara Ereğli

Toscana offshore

Sagonte Huelva

Carthagène

Revithoussa

Aliaga

Source : GLE, AIE (2011)

Description : Cette carte situe les installations de regazéification de gaz naturel en fonctionnement et en projet en Europe. Les terminaux méthaniers indiqués ici en projet sont ceux pour lesquels la décision d’investissement a été réalisée. Analyse : Les capacités de regazéification de GNL en Europe représentent environ 20% des capacités mondiales, derrière le Japon (32%) et à égalité avec les Etats-Unis (19%). La mise en service de 25 milliards de m3 de capacité annuelle d’émission supplémentaire est prévue d’ici 2015. Ceci permettra de compenser la baisse de la production domestique (ex : Terminal de Gates aux Pays-Bas) et de diversifier les sources d’approvisionnement.

9


Infrastructures Evolution de la flotte mondiale des méthaniers

45

300

Total de la flotte mondiale 30

200

15

100

0

Total de la flotte

400 Nombre de nouveaux méthaniers

0 1964 1966 1968 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Nombre de nouveaux méthaniers par an

60

150

Capacité moyenne des méthaniers (milliers de m3)

130 110 90 70 2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

50

Source : IGU - WORLD LNG REPORT (2010)

Description : Ces graphiques montrent l’évolution de la flotte mondiale des méthaniers : nombre de mises en service annuelles, nombre total de méthaniers en service et capacité moyenne par bateau depuis 1964. Analyse : La capacité totale de la flotte mondiale des méthaniers a presque doublé entre 1970 et 2010, passant de 75 millions de m3 à 150 millions de m3. Cette augmentation moyenne totale s’accompagne d’une augmentation de la capacité moyenne par méthanier, notamment depuis la mise en service récente d’une cinquantaine de méthaniers appartenant à la « Q-series » (Q-flex : 210 000 m3, Q-max : 260 000 m3). Ainsi, début 2011, la taille moyenne des méthaniers atteignait environ 150 000 m3.

10


Usages Répartition de la consommation d’énergie primaire en France 300

Mtep Bois-énergie

250 41%

9,4

200

Hydraulique renouvelable* Biocarburants

150

9%

5,4

100

15%

2,6 1,2

50

31%

3,5

Déchets urbains renouvelables Autres

* Hydraulique hors pompage

0

Charbon

Pétrole

Gaz

Renouvelable

Electricité

Source : SOeS - Bilan énergétique de la France pour 2010, Europa.eu (2011)

Description : Ce graphique représente l’évolution de la répartition des différentes sources d’énergie dans la consommation totale d’énergie primaire en France. L’énergie primaire exprime le contenu énergétique de la ressource prélevée dans la nature (le minerai fissile pour l’électricité nucléaire, le gaz naturel, le charbon, etc.). Analyse : Le mix des sources d’énergies primaires a relativement peu évolué lors des 20 dernières années, si ce n’est une diminution notable de la contribution du charbon. On peut également noter le renforcement des énergies renouvelables qui vient compléter la ressource hydraulique traditionnellement utilisée.

11


Usages Part du gaz naturel dans la consommation finale d’énergie en Europe 40% 35% 30%

Moyenne européenne (UE27)

25% 20% 15% 10% 5%

Chypre Malte

Royaume-Uni Italie Belgique Roumanie Allemagne Rép. Tchèque EU 27 France Autriche Luxembourg Espagne Pologne Irlande Slovénie Lituanie Lettonie Bulgarie Danemark Portugal Estonie Grèce Finlande Hongrie Suède

Pays-Bas

Slovaquie

0%

Source : Eurostat (2009)

Description : La part du gaz naturel dans la consommation finale d’énergie correspond au rapport entre la consommation totale de gaz naturel (industrielle, résidentieltertiaire, production d’électricité) et la consommation finale totale d’énergie.

Analyse : La part du gaz naturel dans la consommation finale d’énergie pour l’UE27 est de 23% en 2009. La France se situe à 20% , soit légèrement en dessous de la moyenne européenne en raison d’un usage important de l’électricité pour le chauffage des logements. Cette situation est particulière à la France qui est dotée d’un important parc de production nucléaire. Les pays producteurs ou proches de pays producteurs ont logiquement une part de gaz dans la consommation finale d’énergie plus élevée.

12


Usages Consommation énergétique finale par secteur en France 1 Transports

3

46

Charbon Pétrole

5 Industrie

8

11

Electricité

2

12

Gaz Renouvelables 1 RésidentielTertiaire

Total

11

26

6

0

22

10

66

20

40

38

60

80

34

100

120

14

140

160 Mtep

Source : SOeS - Bilan énergétique de la France pour 2010 (2011)

Description : Ce graphique représente la répartition en 2010 des différentes sources d’énergie dans la consommation d’énergie finale en France, globalement et pour chacun des secteurs des Transports, de l’Industrie et du RésidentielTertiaire. Analyse : L’usage du gaz naturel est prépondérant devant l’électricité dans l’industrie et le résidentiel, à l’exception du secteur tertiaire où il figure en seconde position après l’électricité (en raison des usages spécifiques dont la climatisation). Dans l’industrie, le gaz est principalement utilisé pour produire de la chaleur de process. Il est également utilisé en matière première pour l’industrie chimique (engrais, raffinage).

13


Usages Production centralisée d’électricité à partir du gaz naturel DK6 - Dunkerque (790 MWe)

Hornaing (430 MWe) Pont sur Sambre (412 MWe)

Genevilliers (210 MWe)

Saint -Avold (860 MWe)

Montereau (370 MWe)

Hambach (880 MWe)

Landivisiau (422 MWe)

SPEM – Montoir (435 MWe)

Blénod (430 MWe) Toul (413 MWe)

3CB – Bayet (410 MWe)

Lucy (430 MWe) Combigolfe – Fos-sur-Mer (425 MWe)

Cycofos – Fos-sur-Mer (480 MWe) Martigues 1 (465 MWe)

Centrales en service au 1er janvier 2012

Martigues 2 (465 MWe) Centrales en essai ou en projet

Source : GRTgaz (2012)

Description : Cette carte localise les sites de production d’électricité centralisée à partir de gaz naturel en fonctionnement et en projet, en France au 1er janvier 2012. Les centrales indiquées en projet sont celles pour lesquelles un contrat de raccordement a été signé avec un GRT. Analyse : On observe une croissance soutenue de la production d’électricité centralisée à partir du gaz naturel. 12 centrales électriques sont connectées au réseau de transport pour une capacité installée de 5,3 GWe. D’autres projets sont actuellement au stade d’étude pour un éventuel raccordement. L’essor de la production d’électricité centralisée à partir de gaz naturel, et particulièrement des centrales à cycle combiné gaz est lié à leur souplesse d’utilisation et à leur rendement performant.

14


Usages Répartition de la consommation de gaz naturel en France

500

TWh/an 14,5 8,3 12,7

450 400

20,8

350 300 250

57,8

200 150 100 50 0

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Production d'électricité centralisée

Verre - Matériaux non métalliques Papier Métallurgie Industries AgroAlimentaires Electricité Chauffage urbain Chimie - Pétrole

57,9

Autres

4,3

Automobile Pneumatique

TWh/an

Clients industriels transport Distributions Publiques Source : GRTgaz - données extrapolées (2011)

Description : Ce graphique représente la répartition de la consommation de gaz naturel par typologie de clients. Pour l’année 2011, la consommation des clients industriels est répartie suivant leur secteur d’activité économique. Analyse : Les distributions publiques, qui alimentent les particuliers, des PME et des industriels de taille moyenne, représentent environ 2/3 de la consommation de gaz naturel. Certains industriels, gros consommateurs de gaz naturel, sont raccordés directement aux réseau de transport. Il existe en France près de 1 000 sites de ce type, qui représentent 1/3 de la consommation totale. NB : Le transport du gaz naturel en France est opéré par deux transporteurs distincts ayant chacun leurs zones : GRTgaz et TIGF. En 2010, 92 % des consommations se sont situées sur le réseau GRTgaz, 8% sur celui de TIGF.

15


Usages Energies utilisées pour le chauffage par type de logement 16 000

Maisons individuelles

14 000 12 000

Electricité

10 000

GPL

8 000

Gaz

6 000 4 000

Fuel

2 000

Charbon-bois

0

14 000

Logements collectifs

12 000 10 000

Parts de marchés en milliers de foyers

8 000 6 000 4 000 2 000 0

Source : INSEE, SOeS (2010)

Description : Ces graphiques présentent la répartition des énergies de chauffage par type de logement en France. Analyse : Les parts du gaz et de l’électricité sont progressivement de plus en plus importantes, alors que l’usage du fuel et du charbon-bois est en repli régulier. Le gaz naturel est prépondérant pour le chauffage des logements collectifs. Dans la plupart des logements, le gaz naturel est également utilisé pour la production d’eau chaude sanitaire et pour la cuisson.

16


Usages Taux de placement du gaz et de l’électricité dans le logement neuf 70%

60%

gaz

50%

électricité 40%

30%

20% 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Source : BatiEtude (2011)

Description : Ces courbes représentent les parts relatives du gaz et de l’électricité dans le logement neuf en zones desservies en gaz.

Analyse : Partant d’une position dominante, le gaz naturel avait cédé du terrain à l’électricité dans le logement individuel neuf et se maintenait dans le collectif neuf depuis le début de année 2000 . Avec l’arrivée de la Réglementation Thermique 2012 (RT 2012), dont la mise en œuvre est progressive depuis fin 2010, le gaz naturel renforce ses positions dans les constructions neuves. En effet, la RT 2012 impose des consommations unitaires très contraignantes évaluées sur la base de l’énergie primaire, dispositif qui est favorable au gaz naturel par rapport à l’électricité.

17


Usages Saisonnalité de la consommation de gaz naturel en France Clients industriels transport (TWh) 70

Distributions Publiques (TWh) température moyenne de référence (°C)

60 50 40 30 20 10 0

Source : GRTgaz (2011)

Description : Ces graphiques représentent d’une part l’évolution de la température moyenne pondérée par les consommations (observées sur la zone GRTgaz), et d’autre part l’évolution de la consommation des distributions publiques et des clients industriels directement raccordés au réseau de transport de GRTgaz. Analyse : La confrontation des graphiques de températures et des ceux des consommations indique un effet climatique direct et prépondérant dans les fluctuations saisonnières des consommations de gaz naturel. Il faut également noter les effets du ralentissement de l’activité industrielle pendant la période estivale.

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Usages Prévisions d’évolution de la consommation annuelle de gaz naturel TWh 600 500

Total des consommations Périmètre GRTgaz

400

Réalisé 2000 à 2010 300

Prévisions GRTgaz 2011

Secteur résidentiel et tertiaire

200 Secteur industrie 100

Production d'électricité centralisée et cogénérations

0

Source : Plan décennal de développement du réseau de GRTgaz 2011 – 2020 (2011)

Description : Ce graphique présente les prévisions de la consommation annuelle de gaz naturel établie par GRTgaz, avec leur répartition par secteur d’activité.

Analyse : Avec le renforcement des politiques environnementales concernant les bâtiments, la consommation du résidentiel-tertiaire devrait baisser d’ici à 2020. Cependant, la sortie progressive du chauffage électrique direct (par convecteur) pourrait introduire à terme une hausse de la demande de gaz naturel par substitution. La consommation de gaz par les centrales à cycles combinés est un des principaux relais de croissance de la demande de gaz.

19


Usages Prévisions d’évolution de la pointe de consommation de gaz naturel

5000 4500

GWh/j Total - périmètre GRTgaz

4000 3500

Distributions publiques

3000 2500 2000

Valeurs historiques

Prévisions GRTgaz 2011

1500 1000

Clients transport

500 0

Source : Plan décennal de développement du réseau de GRTgaz 2011 – 2020 (2011)

Description : Ce graphique représente les prévisions de la demande de gaz naturel à la pointe établie par GRTgaz, avec leur répartitions entre distributions publiques et clients industriels directement raccordés au réseau de transport.

Analyse : La consommation à la pointe est un critère de dimensionnement des réseaux de transport d’énergie. La pointe permet d’évaluer la capacité maximale à laquelle un réseau doit faire face dans des conditions d’usage d’extrême intensité. Dans le cas des consommations climatiquement sensibles (distributions publiques et résidentiel-tertiaire), les conditions les plus rigoureuses sont établies lorsque la température est celle la plus froide qui puisse être observée tous les 50 ans (risque 2%, d’où le nom de pointe P2). Pour les consommations industrielles, sauf cas particulier, on se base sur la puissance nominale maximale appelée par le site industriel. Par hypothèse, la prévision de la pointe de consommation évolue comme celle des volumes consommées. L’augmentation globale de la pointe est donc principalement imputable aux centrales électriques.

20


Environnement Filières de production de biogaz en Europe

Autriche Installation de stockage des déchets Espagne

Stations d'épuration Autres biogaz

Pays-Bas

Italie

France

Royaume-Uni

Allemagne

53 0

5

10

15

20

TWh

Source : Eurobserv’ER, INSEE (2010)

Description : Le biogaz est produit par les matières organiques en l'absence d'oxygène. Il peut être produit dans les installations de stockage des déchets, dans les stations d’épuration, ou à partir des résidus organique de l’agriculture et de l’industrie agro-alimentaire (ici : « Autres »). Analyse : Grâce à une politique volontariste, l'Allemagne est le principal producteur de biogaz en Europe avec 53 TWh produit en 2009 (la moitié de la production européenne). Cette production est essentiellement réalisée à partir des résidus d’agriculture et de l’industrie agro-alimentaire. Le Royaume-Uni, quant à lui, produit une proportion importante de biogaz à partir des installations de stockage des déchets. Ces deux exemples montrent qu’il existe un potentiel important de production de biogaz en Europe, encore inexploité. Le principal mode de valorisation du biogaz est l’électricité : 25 TWh produits en 2009.

21


Environnement Evolution de la production de biogaz en Europe TWh 120 100 80 60 40 20 0 2007

2008 Allemagne

2009

Royaume Uni

2010

France

Autres

Europe

2007

2008

2009

2010

Production d'ENR

+10%

+7%

+2%

+2%

Production de biogaz

+20%

+36%

+4%

+4%

Source : Eurobserv’ER, INSEE

Description : Cet indicateur montre la progression de la production de biogaz en Europe depuis 2007. Le tableau compare cette progression à l’augmentation de la production de l’ensemble des énergies renouvelables en Europe. Analyse : L’Allemagne, leader en Europe dans la production de biogaz, est le seul pays à avoir fortement augmenté sa production entre 2007 et 2010 (+84%). Les autres pays connaissent une croissance de leur production de biogaz plus modérée. De plus, le tableau montre que sur les dernières années la production de biogaz en Europe augmente plus rapidement que la moyenne des énergies renouvelables, grâce l’évolution rapide du cadre réglementaire. Cependant, l’objectif du « Livre blanc » de la Commission Européenne (environ 180 TWh en 2010) est loin d’être atteint.

22


Environnement Emission de CO2 par type de combustible

40 35

Milliards de tonnes de CO2

30 000

Charbon Pétrole

30

TWh

25 000

Gaz Production d'énergie à partir de ces combustibles

20 000

25 20

15 000

15 10 000 10 5 000 5 -

-

Source : AIE - CO2 Emissions from fuel combustion highlights (2010)

Description : Ces graphiques montrent l'évolution des émissions de C02 mondiales en distinguant l'origine de ces émissions. Ces émissions sont mises en parallèles avec l’énergie produite à partir des combustibles concernés. Analyse : Les émissions de CO2 augmentent moins vite que la production d’énergie à partir de ressources fossiles. Ceci est dû aux efforts fournis par les pays développés en ce sens, et au progrès des technologies. Les 2/3 des émissions sont générés par 10 pays, les Etats-Unis et la Chine produisant environ 40% des émissions mondiales de CO2. On peut noter que les émissions imputables au gaz naturel ne représentent qu’environ 1/5 des émissions totales.

23


Environnement Contenu carbone des combustibles courants gCO2eq/kWh 450 Emissions directes 400

Emissions ACV

350 300 250 200 150 100 50 0 Charbon

Fioul lourd

Fioul domestique/ Gazole

Essence

GPL

Gaz naturel

Source : ADEME (2010)

Description : Ce graphique montre les émissions de CO2 des différents combustibles couramment utilisés. Le contenu hors Analyse du Cycle de Vie (ACV) ne prend en compte que les émissions directes de CO2 générées lors de la réaction de combustion. Le contenu avec ACV valorise les émissions de CO2 générées tout au long de la chaîne d’approvisionnement (extraction, transport, distribution). Analyse : Le gaz naturel est le combustible courant qui a la plus faible émission de carbone et rejette 40% de CO2 en moins que le charbon. De plus, la chaîne d’approvisionnement du gaz naturel est l’une des moins émettrices de CO2 parmi celles des combustibles courants. Cela permet au gaz naturel de présenter un des meilleurs taux d’émission ACV parmi l’ensemble des énergies fossiles.

24


Environnement Composition du gaz naturel consommé en Europe PCS kWh/m3

Mer du Nord 11,6

Algérie

11,3

Russie

10,8

Pays Bas

9,2

4

96

84

17

98

2

81

0%

20%

Source : Société Chimique de France

40% Méthane

19

60%

80%

100%

Autres

Description : Ce graphique présente la composition du gaz naturel à l’extraction issu des principaux gisements alimentant le marché européen. La qualité du gaz est en effet différente en fonction de son origine.

Analyse : La composition du gaz naturel est soumise à des variations en fonction de son origine géographique. Il est composé essentiellement d’un mélange d’alcanes (méthane, éthane, propane), et de gaz inertes (dioxyde de carbone, azote), avec une teneur en méthane d’au moins 80% quelle que soit la provenance du gaz. La composition du gaz détermine son pouvoir calorifique : plus la proportion d’alcanes est élevée, et plus le pouvoir calorifique du gaz est haut. Ainsi, le gaz néerlandais est de moins bonne qualité que le gaz russe. Le cas du gaz algérien est particulier, car la partie « Autres » est composée de beaucoup d’alcanes, ce qui explique son pouvoir calorifique relativement élevé.

25


Environnement Emissions de GES sur la chaîne de valeur du gaz naturel

Distribution (26%)

Transport (6%)

14,4 kgeqCO2/MWh

Exploration et production (49%)

Stockage (8%) Terminaux méthaniers (11%) Source : Rapport de développement durable de GDFSUEZ (2010)

Description : Cet indicateur indique les émissions de Gaz à Effet de Serre (GES) générées à chaque étape de la chaîne de valeur du gaz consommé en France. La valeur totale représente donc la différence entre les émissions ACV et les émissions hors ACV.

Analyse : Les étapes de regazéification (terminaux méthaniers), de transport et de stockage ont des émissions de GES faibles par rapport à la distribution mais surtout par rapport à la production qui représente à elle seule la moitié des émissions. Il faut noter de plus que la regazéification et le stockage ne sont pas des étapes obligatoires du cycle de vie du gaz naturel.

26


Marchés Comparaison des prix du gaz pour les consommateurs européens Prix du gaz domestique 2ème semestre 2010 (€/MWh) Roumanie Turquie Croatie Estonie Lettonie Royaume-Uni Bulgarie Slovaquie Bosnie-Herz. Lituanie Luxembourg Pologne Rép. tchèque Irlande Espagne Hongrie Allemagne France Autriche Belgique Portugal Slovénie Pays-Bas Italie Danemark Suède

Prix du gaz industriel 2ème semestre 2010 (€/MWh) Royaume-Uni Roumanie Turquie Italie Estonie Espagne Irlande Portugal Belgique Bulgarie Lettonie Pays-Bas Pologne Finlande Lituanie France Rép. tchèque Slovaquie Hongrie Luxembourg Croatie Slovénie Allemagne Bosnie-Herz. Danemark Suède

Moyenne UE : 39,7 €/MWh TTC

Moyenne UE : 57,1 €/MWh TTC

Prix HT Taxes

0

20

40

60

80

100

80

60

40

20

0

Source : Eurostat (2011)

Description : Ce benchmark compare les prix sur les segments domestiques et industriels pour les différents pays de l’Union Européenne. Il s’agit des moyennes de prix réellement facturés à fin 2010, en distinguant les taxes pour chaque pays. La moyenne européenne est pondérée par les volumes consommés par chaque pays. Analyse : En moyenne, le prix du gaz en Union Européenne s’est établit à 39,7 €/MWh pour les industriels et 57,1 €/MWh pour le domestique au terme de l’année 2010. Principalement pour des raisons de fiscalité et de distance au pays producteurs, les prix peuvent varier du simple au double selon les pays, taxes comprises pour les industriels comme pour les particuliers.

27


Marchés Evolution des prix domestiques du gaz et de l’électricité

180

€/MWh TTC

160 140 120 100

U.E. – Gaz Naturel France – Gaz Naturel U.E. – Electricité France – Electricité

80 60 40 20 0

U.E. 15 pays

U.E. 25 pays

U.E. 27 pays

Source : Eurostat (2011)

Description : Ces courbes représentent l’évolution des prix sur le segment domestique pour la France et la moyenne de l’UE27 en offrant un comparatif entre l’électricité et le gaz.

Analyse : Contrairement à l’électricité, le prix du gaz naturel pour le consommateur final particulier en France suit la tendance européenne. Le prix domestique de l’électricité en France est un des plus faible constaté en Europe, du fait de sa stratégie historique en matière de nucléaire. Le prix domestique du MWh gaz est plus faible que celui du MWh électrique, l’écart s’expliquant principalement par la différence des rendements des chaînes de valeur.

28


Marchés Evolution des prix du gaz naturel sur les principales zones de marché Prix de gros du gaz (€/MWh) 45 40 35 30

Europe (NBP) Japon (GNL) Etats-Unis (Henry Hub) Pic HenryHub : Pénurie d’électricité en Californie

Ouragan dans le golfe du Mexique, extraction de pétrole touchée Retombée de Fukushima sur les prix asiatiques

25 20 15 10 5

Chute des prix due à l’abondance du GNC

0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Source : SOeS, World Data Bank (2011)

Description : Ce graphe représente l’évolution des prix de gros sur les trois zones de marché principales : l’Europe occidentale, l’Amérique du nord et l’Asie du sudest (assimilée au Japon).

Analyse : Si les tendances globales sur les 3 zones sont plutôt en phase, on observe cependant une réelle divergence à partir de 2009 qui semble se confirmer. D’une part le prix du gaz en Asie s’est envolé principalement suite aux conséquences de la catastrophe de Fukushima, d’autre part l’essor de l’exploitation du gaz naturel non conventionnel aux Etats-Unis explique la baisse durable des prix sur le continent américain depuis 2008. Le prix européen peut dans ces conditions être considéré comme un prix moyen sur le marché mondial.

29


Marchés Corrélation entre les cours du gaz et les cours des produits pétroliers 50 45

€/MWh

€/baril

100 90

40

Europe, prix à l'importation (en €/MWh)

35

Cours moyen spot du gaz NBP ( en €/MWh)

70

30

Cours du brent (en €/bl)

60

80

25

50

20

40

15

30

10

20

5

10

0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

0

Source : SOeS, World Data Bank (2011)

Description : Ce graphique trace l’évolution du cours représentatif des contrats long terme d’approvisionnement en gaz naturel en Europe (BAFA : prix à l’importation en Allemagne), du prix de marché du gaz naturel à la bourse de Londres (Spot NBP) et du cours des produits pétroliers représenté par l’indice du Brent (€/baril). Analyse : Cet indicateur met en évidence une forte corrélation entre les cours du gaz et des produits pétroliers. Les prix des contrats long terme d’approvisionnement en gaz naturel sont en effet indexés sur le cours du Brent. Un décalage de 3 à 6 mois des prix de contrat long terme sur celui du Brent est dû à un lissage des formules d’indexation. La pression à la baisse sur les prix spot depuis 2008 s’explique par l’apparition d’une bulle gazière résultant de la conjugaison de différents facteurs, entre autres la baisse de la demande avec la crise économique et l’exploitation du gaz non conventionnel aux Etats-Unis.

30


Marchés Ouverture des marchés du gaz et de l’électricité en France Gaz Naturel 8%

Résidentiel

5%

Electricité

Taille de marché (millions de sites)

6%

30 20

87%

10

30,3

94%

10,7

0

Non résidentiel

Gaz

Elec

5

19% 22%

7%

4 3

59%

4,9

2

7%

86%

1 0

0,7 Gaz

Elec

Tarif réglementé Prix marché – fournisseur historique Prix marché – fournisseur alternatif Source : CRE (2011)

Description : Les tailles et parts de marchés figurées ici illustrent les taux d’ouverture des marchés du gaz et de l’électricité à la fin du 1er semestre 2011, en termes de nombre de sites livrés. Analyse : Les marchés de l’électricité et du gaz ont été libéralisés en 2004 pour les professionnels et en 2007 pour les particuliers. Le taux d’ouverture modéré de ces marchés, notamment sur le segment résidentiel, s’explique en particulier par le faible niveau de connaissance des consommateurs : 4 ans après l’ouverture à la concurrence, environ 40% des consommateurs savent qu’ils peuvent changer de fournisseur d’énergie. La différence entre les taux d’ouverture des marchés du gaz et de l’électricité s’accentue lorsque l’on s’intéresse à l’énergie consommée plutôt qu’au nombre de sites.

31


Marchés Taux d’ouverture du marché du gaz en Europe 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

100 100 98 95 95 93 92 87 83 83 81 75 70 65 52 49 49 38 36 32 27 26 19 13

Part de marché du fournisseur principal Parts de marché cumulées des principaux fournisseurs alternatifs (part > 5%) Parts de marché des fournisseurs alternatifs à moins de 5% Source : Eurostat (2009)

Description : Ce graphique présente les parts de marché des fournisseurs historiques et alternatifs, pour différents pays de l’UE27, en volume de gaz naturel consommé. Analyse : On constate une forte disparité de l’ouverture du marché du gaz suivant les pays européens. Certains pays comme l’Allemagne voient les parts de marché du fournisseur historique (13%) diminuer au profit des fournisseurs alternatifs de plus en plus nombreux (plus de 700 en Allemagne). En France, les clients restent en majorité fidèles au fournisseur historique avec plus de 80% des volumes, et ce malgré la présence de fournisseurs alternatifs de plus en plus concurrentiels.

32


Marchés Evolution des volumes échangés sur les places de marchés européennes

300

milliards de m3/an NCG

250

CEGH GASPOOL

200

PEGs PSV

150

ZBH TTF

100

50

0 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Source : AIE (2010)

Description : Ce graphe représente les volumes échangés sur les principales places de marché en Europe. Ces places de marché permettent la construction de bourses de l’énergie, à partir desquelles émergent des prix.

Analyse : Les marchés organisés du gaz naturel (bourses du gaz) correspondent à un faible pourcentage des volumes de gaz échangés sur le marché de gros en Europe : le marché de gré à gré, ou Over The Counter (OTC), regroupe encore la majorité des échanges européens. En France, la place de marché est organisée autour des Points d’Echange de Gaz (PEG) et la bourse de l’énergie est opérée par Powernext. Le PEG Nord concentre la majorité des volumes échangés.

33


Marchés Evolution de l’activité aux Points d’Echange de Gaz sur le réseau de GRTgaz 2006

2007

2008

2009

Nombre d'acteurs aux PEG

2010

2011

87 acteurs Actifs aux PEG en février 2012

Quantités échangées (TWh)

49,3 TWh Sur les 2 PEG en février 2012

Source : GRTgaz (2012)

Description : Cet indicateur restitue l’évolution sur les 6 dernières années des volumes de gaz naturel échangés sur les Points d’Echange de Gaz de GRTgaz (PEG Nord et PEG Sud) et du nombre d’acteurs ayant accès à ces places de marché. Analyse : En France, les acteurs du marché peuvent s’appuyer sur trois points virtuels d’échange de gaz: les PEG Nord, Sud et TIGF qui enregistrent les échanges entre acteurs du marché gazier (consommateurs, fournisseurs, producteurs, traders…). Le PEG Nord concentre la majorité des échanges gaziers en France. Depuis la mise à disposition de ces points virtuels d’échange de gaz, les PEG enregistrent une progression constante des échanges, fortement corrélée à la progression du nombre d’acteurs.

34


Approvisionnement Importations nettes en gaz naturel en Europe

1200

TWh Importations par Gazoduc

1000

Importations de GNL

800 600 400 200

Italie

Allemagne

France

Royaume Uni

Espagne

Pays-Bas

Belgique

Rep Tchèque

Hongrie

Pologne

Autriche

Irlande

Slovaquie

Portugal

Grèce

Finlande

Lituanie

Bulgarie

Suède

Roumanie

Slovenie

Luxembourg

Estonie

Lettonie

Danemark

0

Source : BP Statistical Review, données 2010 (2011)

Description : Ce graphique présente les importations nettes de gaz naturel dans les différents pays de l’Union Européenne, en fonction de leur mode d’approvisionnement. Analyse : Le GNL compte pour 10% des importations européennes. L’AIE prévoit l’augmentation de cette proportion à 35% d’ici 2030. L’Allemagne est le deuxième plus gros importateur de gaz naturel au monde, juste après les Etats Unis (88% de sa consommation). La sortie du nucléaire pourrait amener l’Allemagne à importer plus de gaz naturel. L’Espagne est le pays européen qui a le plus développé sa filière GNL (75% de ses importations), notamment en raison de sa situation géographique. La France est un pays très impliqué dans le développement du GNL avec 28% de ses importations nettes. Les projets de terminaux méthaniers devraient renforcer cette position.

35


Approvisionnement Indépendance énergétique en gaz naturel en Europe 180% 160% 140% 120% 100% 80% 60%

Moyenne européenne

40%

Pays-Bas

Danemark

Royaume…

Roumanie

Hongrie

Pologne

Autriche

Italie

Allemagne

Irlande

Bulgarie

Républiq…

France

Slovaquie

Slovénie

Grèce

Espagne

Suède

Portugal

Finlande

Lituanie

Estonie

Lettonie

Belgique

0%

Luxembo…

20%

Source : Eurostat (2010)

Description : L’indépendance énergétique est définie comme le ratio entre la production primaire de gaz naturel et la consommation intérieure brute d’un pays. Elle exprime la capacité d’un pays à subvenir à ses propres besoins en gaz naturel. Un pays dont le ratio est supérieur à 100% est un pays exportateur, comme le Danemark et les Pays-Bas dont la production nationale excède les besoins bruts des consommateurs. Analyse : L’UE dont le taux de d’indépendance énergétique pourrait passer de 35% en 2010 à moins de 30% en 2030, place sa stratégie d’approvisionnement au cœur de sa politique énergétique. Cet indicateur montre l’importance d’une stratégie d’approvisionnement diversifiée en Europe afin de minimiser les risques liés à des situations telles que la crise Russo-Ukrainienne de janvier 2009. En France particulièrement, la production de gaz était limitée à 8 TWh en 2010, avec principalement le gisement de Lacq : une quantité minime comparée à une consommation nationale brute d’environ 520 TWh en 2010.

36


Approvisionnement Origine du gaz naturel consommé en France TWh 600

Autres

500 18,6% 1,6%

400

Égypte

16% Pays-Bas

300

15% 14%

200

Russie

Algérie (GNL) 34%

100

Norvège 0 1990

1995

2000

2005

2010

Source : Eurostat (2010)

Description : En France, l’approvisionnement en gaz naturel est diversifié. La Norvège est le plus gros fournisseur avec 34% des importations. NB : La catégorie « Autres » inclut notamment le Qatar, Trinité & Tobago, la Lybie et du gaz naturel provenant de la Mer du Nord. Analyse : La France a un des portefeuilles les plus diversifiés, ce qui lui permet de minimiser les risques et notamment les risques géopolitiques. La diversification des approvisionnements s’est faite au profit du GNL, les terminaux méthaniers ayant permis l’augmentation des quantités importées. La part du gaz norvégien a augmenté significativement, pour compenser la baisse des importations en provenance de Russie et d’Algérie.

37


Approvisionnement Principales importations de gaz naturel de l’Union Européenne

Norvège 1076 TWh

Russie 1276 TWh Trinité & Tobago 45 TWh

Nigéria 122 TWh Algérie 548 TWh

Libye 106 TWh

Qatar 199 TWh Egypte 39 TWh

Source : Eurostat (2010)

Description : Cette carte représente les principales importations de gaz naturel de l’UE27, en fonction des pays d’origine. Les flèches bleues représentent les importations qui sont réalisées sous forme de GNL (pour l’Algérie, majoritairement réalisées sous forme de GNL). Analyse : L’Union Européenne place au cœur de ses priorités une stratégie d’approvisionnement diversifiée afin de réduire sa dépendance aux pays exportateurs. Cependant, la Russie et la Norvège restent les deux principaux fournisseurs du gaz naturel importé par l’Europe, représentant respectivement 37% et 32% des importations.

38


Approvisionnement Evolution de l’origine du gaz fourni à l’UE27 2010 vs. 2009 +41%

50%

+ 35 TWh 40% 30%

+18% Norvège

20% 10%

+6% +1%

+2%

+ 31 TWh

+ 30 TWh

+ 0,6 TWh + 20 TWh

-30% -40% -50% -60%

-49%

-47%

-37 TWh

-37 TWh

Nigéria

Qatar

Algérie

Libye

-4% - 49 TWh

Russie

-20%

Trinité & Tobago

-10%

Egypte

0%

Source : Eurostat (2010)

Description : Ce graphique présente l’évolution de l’origine du gaz naturel fourni à l’UE27 entre 2009 et 2010, pour les principaux pays producteurs. Analyse : La politique européenne de diversification des approvisionnements a mené l’UE27 à chercher de nouvelles sources de gaz naturel. Le Qatar est devenu le principal relais de cette diversification, suite à une baisse notable de ses prévisions d’exportation vers les Etats-Unis. La chute importante de la part de l’Egypte s’explique par un déficit d’approvisionnement en gaz de ses centrales de production d’électricité et à une volonté de limiter ses exportations. On peut également noter la baisse de la contribution de la Norvège, due à la baisse des réserves de gaz naturel en mer du Nord.

39


Approvisionnement Prévision des capacités d’approvisionnement de l’Europe à horizon 2020

8000

TWh/an

7000 Azerbaidjan

6000

Lybie 5000

Algérie

4000

GNL Norvège

3000

Russie Production européenne

2000 1000 0 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Source : ENTSOG (2010)

Description : Ce graphe présente les prévisions de l’ENTSOG relativement aux capacités d’approvisionnement européen de gaz naturel, à horizon 2020. Les approvisionnements sous forme de GNL ne tiennent pas compte des pays d’origine. Analyse : La baisse de la production européenne (baisse d’environ 25% entre 2010 et 2020) et l’augmentation prévue de consommation devraient être compensées par la hausse des capacités à l’importation. Le GNL devrait avoir une part de plus en plus importante dans la stratégie d’approvisionnement européenne ; l’Europe s’appuie pour cela sur de nouveaux projets de terminaux méthaniers. De même, des investissements dans les infrastructures de transport permettraient de traiter avec de nouveaux pays fournisseurs comme l’Azerbaïdjan.

40


Approvisionnement Evolution des réserves de gaz naturel conventionnel 200

Tm3

180 160

Asie Pacifique

Afrique

Moyen Orient

Europe-Eurasie

Amérique du Sud

Amérique du Nord

9% 8%

140 40%

120 100 80 60

34%

40 20

4% 5% 2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

0

Source : BP Statistical review (2011)

Description : Les réserves prouvées sont les quantités de gaz naturel conventionnel (voir Glossaire) de gisements connus qui, selon les informations géologiques et les avancées technologiques actuelles, ont une forte probabilité d'être exploitables dans le futur, dans les conditions technico-économiques existantes. Analyse : Les réserves en gaz naturel conventionnel sont importantes et les estimations concernant leur taille continuent d’évoluer à mesure que de nouvelles techniques d'exploration ou d'extraction sont découvertes. Les ressources sont relativement bien réparties à travers le monde. A l’heure actuelle, la Russie, le Qatar et l’Iran se partagent près de 55% des réserves prouvées ; le Moyen Orient ayant connu la progression la plus nette ces dernières années. Plusieurs analystes estiment qu'une majeure partie du gaz naturel conventionnel reste encore à découvrir. Les réserves mondiales prouvées ont doublé en 20 ans pour atteindre 187 100 milliards de mètres cube.

41


Approvisionnement Réserves mondiales de gaz naturel (conventionnel et non conventionnel) EuropeTm3 Eurasie 300

Moyen Orient

Asie pacifique

Amérique du Nord

250 Gaz non conventionnel 200

Gaz conventionnel

Amérique du Sud

Afrique

R/P avec les ressources estimées : 250 ans

150 100 50

Réserves prouvées Ressources estimées

Réserves prouvées Ressources estimées

Réserves prouvées Ressources estimées

Réserves prouvées Ressources estimées

Réserves prouvées Ressources estimées

Réserves prouvées Ressources estimées

0

Source : BP Statistical Review, AIE (2011)

Description : Le ratio Réserves sur Production (R/P) représente, en années, la disponibilité d’une ressource non renouvelable dans les conditions technico-économiques actuelles. Les réserves estimées englobent les gisements de gaz naturel non conventionnel (voir Glossaire), mais également des gisements de gaz naturel conventionnel inexploitables aujourd’hui avec les technologies existantes. Analyse : Le gaz non conventionnel représente plus de la moitié des ressources estimées, notamment aux Etat-Unis, où la filière a permis au pays de réduire son taux de dépendance énergétique. On peut également noter l’importance des réserves estimées en Asie Pacifique, du même ordre de grandeur que celles d’Amérique du Nord. Le ratio R/P est d’environ 60 ans en ne prenant en compte que les ressources prouvées, il s’élève à 250 ans en incluant les ressources estimées.

42


Approvisionnement Historique de la production mondiale de gaz naturel 3,5

Tm3 Asie Pacifique Afrique Moyen Orient Europe - Eurasie Amérique du Sud et Amérique Centrale Amérique du Nord

3,0 2,5

18% 6% 14%

2,0 32%

1,5 1,0

5%

0,5

25%

2010

2008

2006

2004

2002

2000

1998

1996

1994

1992

1990

1988

1986

1984

1982

1980

1978

1976

1974

1972

1970

0,0

Source : BP Statistical Review (2010)

Description : Cette courbe présente la production de gaz naturel, exprimée en milliers de milliards de mètres cubes, qui comprend le gaz naturel conventionnel et non conventionnel. Analyse : La production mondiale de gaz naturel augmente de manière constante depuis 40 ans. Elle a triplé entre 1970 et 2010. En 2010 les plus gros producteurs mondiaux sont les Etats Unis avec 20% de la production mondiale (incluant le gaz naturel non conventionnel), la Russie (18%), le Canada (5%) et l’Iran (4%). Les 2/3 de la production mondiale sont assurés par 10 pays. Il est important de noter que si le Moyen Orient représente près de 40% des réserves mondiales prouvées, il ne représente que 14% de la production mondiale.

43


Glossaire Consommation Annuelle de Référence (CAR) : Consommation annuelle de référence communiquée par le Gestionnaire de Réseau de Transport ou le Gestionnaire de Réseau de Distribution. Contenu énergétique : La quantité d'énergie, exprimée en MWh, contenue dans une quantité de Gaz donnée, et déterminée sur la base du Pouvoir Calorifique Supérieur du Gaz. Gaz B : Gaz dont le Pouvoir Calorifique Supérieur est compris entre 9,5 et 10,5 kWh PCS/m3 (n) et l'indice de Wobbe entre 11,8 et 13,0 kWh PCS/m3 (n) soit 42,5 et 46,8 MJ/m3 (n).

Gaz H : Gaz dont le Pouvoir Calorifique Supérieur est compris entre 10,7 et 12,8 kWh PCS/m3 (n) et l'indice de Wobbe entre 13,4 et 15,7 kWh PCS/m3 (n) soit 48,25 et 56,5 MJ/m3 (n). Gaz Conventionnel : Le gaz dit « conventionnel » a migré à partir de la rochemère pour aller s’accumuler dans une zone où la roche est assez poreuse et perméable, et recouverte par une couche de roche étanche empêchant le gaz de continuer sa migration vers la surface. Gaz Non Conventionnel : Le gaz non conventionnel est un gaz naturel piégé dans des roches de faible perméabilité et difficiles d'accès. Il nécessite pour son extraction des méthodes spécifiques. Kilowattheure (kWh) : L'unité dans laquelle sont exprimées les quantités d'énergie, définie dans la norme ISO 6976. Option Tarifaire de Distribution : Le tarif d’acheminement sur Réseau de Distribution tel qu’il est fixé par voie réglementaire. Pour information, il comprend trois options sans souscription (T1, T2 et T3) et deux options à souscription (T4 et TP dit ‘tarif de proximité’). Point de Consommation (PDC) : Point d’un Réseau de Transport ou Distribution où le Gestionnaire du Réseau de Transport ou Distribution livre au Client le Gaz. Il porte un numéro attribué par le Gestionnaire du réseau de Transport ou Distribution.

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Glossaire Point d’Echange de Gaz (PEG) : Point virtuel, rattaché à une Zone d’Equilibrage d’un Réseau de Transport, où des quantités de Gaz peuvent être échangées entre fournisseurs ayant conclu un Contrat d'Acheminement avec le Gestionnaire de Réseau de Transport. Point d’Interface Transport Distribution (PITD) : Point depuis lequel un Gestionnaire de Réseau de Distribution achemine le gaz en exécution du Contrat d’Acheminement Distribution. Il s’agit, sauf mention expresse contraire, de la bride aval du Poste de Livraison entre le Réseau de Transport et le Réseau de Distribution. Pouvoir Calorifique Supérieur (PCS) : La quantité de chaleur en kWh produite par la combustion complète d’un (1) Nm3 de Gaz à 0 degré Celsius et à une pression absolue de 1,01325 bar, avec un excès d’air à la même température et même pression que le Gaz, après que les produits de la combustion ont été refroidis à 0 degré Celsius et que l’eau fournie par la combustion a été condensée à l’état liquide, les produits de la combustion contenant la même masse totale de vapeur d’eau que le Gaz et l’air avant combustion. Réseau de Distribution : Ensemble d’ouvrages, d’installations et de systèmes exploités par ou sous la responsabilité d’un Gestionnaire de Réseau de Distribution à l’aide duquel ledit Gestionnaire de Réseau de Distribution réalise la prestation, objet du Contrat d’Acheminement Distribution. Réseau de Transport : Ensemble d’ouvrages, d’installations et de systèmes exploités par ou sous la responsabilité d’un Gestionnaire de Réseau de Transport à l’aide duquel ledit Gestionnaire de Réseau de Transport réalise la prestation, objet du Contrat d’Acheminement Transport. Saison : Période d’Eté correspondant aux Mois suivants : avril, mai, juin, juillet, août, septembre, octobre ; Période d’Hiver correspondant aux Mois suivants : novembre, décembre, janvier, février, mars. Zone d’Equilibrage : Ensemble de points d’entrée et de points de sortie d’un Réseau de Transport au sein duquel un fournisseur, ayant conclu un Contrat d'Acheminement avec le Gestionnaire de Réseau de Transport, doit assurer un équilibrage tel que défini par les règles du Gestionnaire de Réseau concerné.

45


Sources ADEME : Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Energie AIE : Agence Internationale de l'Energie BatiEtude : Institut de Sondage du Bâtiment BP : British Petroleum CRE : Commission de Régulation de l'Energie ENTSOG : Association des transporteurs de gaz européens EurObserv'ER : Observatoire des Energies Renouvelables Eurostat : Service de statistiques de la Commission Européenne GDF Suez : Groupe énergétique français à dimension internationale GRTgaz : Gestionnaire du réseau de transport de gaz naturel en France GSE : Groupement du Stockage Européen GTG2007 : Groupe de Travail Gaz 2007

IGU : Syndicat International du Gaz INSEE : Institut National de le Statistique et de Etudes Economiques MEDDTL : Ministère du Développement Durable SCF : Société Chimique de France SOeS : Service de l'Observation et des Statistiques SPEGNN : Syndicat Professionnel des Entreprises Gazières Non Nationalisées TIGF : TOTAL Infrastructures Gaz France

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Conversion des unités gazières

1 GJ

1

0,0036

0,0341

0,0034

0,0949

277,8

1

9,48

0,948

26,35

0,1634

0,0239

29,3

0,10551

1

0,1

2,78

0,0172

0,0025

1 Million de BTU (MBTU)

293,1

1,06

10

1

27,81

0,1724

0,0252

1 m3 de gaz naturel

10,54

0,038

0,36

0,036

1

0,0062

0,0009

1 baril équivalent pétrole (bep)

1700,0

6,12

58,01

5,80

161,29

1

0,15

1 tonne équivalent pétrole (tep)

11630

41,87

397

39,7

1103

6,8

1

1 Kwh

1 GJ

1 Therm

1 Therm 1 MBTU

1 m3 de gaz naturel

1 Kwh

1 bep

1 tep

0,00059 0,000086

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Gas in Focus : le partenariat

Sia Conseil est un cabinet indépendant de conseil en Management et en Stratégie Opérationnelle. Présent dans six pays en Europe, en Afrique et au Moyen-Orient, Sia Conseil dispose de 350 consultants pour un chiffre d’affaires de 47 M€ en 2011. En France, son portefeuille de clients est composé de 40% du CAC40 et de grandes entreprises publiques non cotées de premier plan. Ses missions consistent à accompagner la transformation des entreprises dans tous ses volets : stratégie, marketing, ressources humaines, gouvernance des systèmes d’information. Ses services sont déclinés dans cinq secteurs privilégiés : Banques & Assurance, Energie & Environnement, Télécoms & Medias, Transport & Logistique, Fonction Publique. Pour en savoir plus : www.sia-conseil.com

GRTgaz construit, exploite et développe le réseau de transport de gaz naturel en France à haute pression sur la majeure partie du territoire national. GRTgaz livre le gaz naturel que lui confient ses clients, à destination des points de consommation directement raccordés au réseau de transport : les réseaux de distribution publique pour l’alimentation des ménages, des collectivités et des entreprises, les grands consommateurs industriels et les centrales qui utilisent le gaz naturel pour la production d’électricité. Avec plus de 32 000 km de gazoducs et 25 stations de compression, GRTgaz investit chaque jour pour transporter le gaz naturel dans les meilleures conditions de sécurité et de fluidité, et renforcer la sécurité d’approvisionnement en donnant accès à des sources toujours plus diversifiées. Pour en savoir plus : www.grtgaz.com

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Memo Gasinfocus Version Française  

Fort de l’expertise de ses fondateurs, GRTgaz et Sia Conseil, cet observatoire du gaz naturel se positionne comme le guide de référence du s...

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