Gaz naturel : énergie en transition ou énergie de la transition ?

Armelle Lecarpentier et Guy Maisonnier

Armelle Lecarpentier, CEDIGAZ

Guy Maisonnier, IFPEN

La réunion du G7 du 16 avril 2023 à Sapporo, au Japon, a mis en évidence le rôle particulier du gaz naturel. En effet, les ministres de l’Énergie, du Climat et de l’Environnement des pays membres se sont engagés à « accélérer » la « sortie » des énergies fossiles dans tous les secteurs d’activité, sauf si le captage et stockage du CO2 (CCS) est mis en œuvre. Pour autant, le communiqué final est plus nuancé concernant le gaz naturel. Le G7 estime en effet que des investissements dans ce secteur « peuvent être appropriés » pour éviter d’éventuelles pénuries d’énergie provoquées notamment par la guerre en Ukraine.

Le GIEC a pourtant rappelé dans son 6e rapport datant de mars 2023 la nécessité de réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) alors que la vulnérabilité des écosystèmes et des populations s’accroît en raison du changement climatique. Les pays du G7 ont bien intégré ce message en rappelant que la transition énergétique doit être « propre », et en soulignant le besoin de réduire la demande d’énergies fossiles sans CCS.

Cet exemple est emblématique de la complexité des systèmes énergétiques qui sont parfois traités sans prendre en compte tous les enjeux. Dans son rapport de synthèse pour les politiques, le GIEC indique par exemple que des options d'atténuation et d'adaptation, efficaces et peu coûteuses sont déjà disponibles. C’est en partie vrai, mais il faudrait aussi mentionner les contraintes diverses qui expliquent le long chemin de la transition écologique : contraintes techniques (intégration des énergies renouvelables intermittentes notamment), financières, économiques, industrielles mais aussi environnementales, géopolitiques (métaux, dépendances nouvelles…) et sociétales (comportements).

L’histoire récente du gaz naturel est exemplaire de ce point de vue. Au-delà des progrès technico-économiques observés dans les années 1980 (baisse des coûts de production et de transport par gazoducs et par GNL, hausse des rendements des centrales à cycles combinés, convergence et restructuration des secteurs gaz-électricité), des bouleversements majeurs ont influencé plus récemment la trajectoire de la demande et de l’offre de gaz naturel : dérèglementation, gaz de schiste, incertitudes sur le nucléaire, géopolitique, compétition avec le charbon, niveau du prix du CO2, baisse du coût des énergies renouvelables (EnR), respect des objectifs environnementaux et climatiques.

L’évolution de la demande mondiale de gaz naturel depuis les années 2000 est par ailleurs de plus en plus impactée par la politique énergétique chinoise et plus généralement par les politiques énergétiques des marchés émergents du Sud alors que la croissance sur les marchés matures de l’OCDE a commencé à ralentir. L’essor du gaz naturel après 2015 est en partie lié à la substitution du charbon par le gaz en Chine (secteur industriel et résidentiel-commercial).

Cette brève histoire du gaz naturel, dont le destin entre « énergie de la transition » ou « énergie en transition » ne semble pas scellé, permet de rappeler quelques étapes clefs.

La dérégulation des marchés a modifié le mode de formation des prix du gaz

Le marché gazier a connu un premier mouvement de « dérégulation » (ou de déréglementation, en fait une libéralisation avec de nouvelles règles) dans les années 1980 aux États-Unis sous la présidence Carter et au Royaume-Uni lorsque Margaret Thatcher était Première ministre. L’Union européenne a suivi le mouvement en 1998 avec l’adoption d’une Directive qui instaurait :

  • l’ouverture du transport du gaz à la concurrence via l’accès des tiers au réseau ; 
     
  • la séparation, au moins comptable, des opérateurs intégrés verticalement ;
     
  •  la concurrence pour la vente de gaz à destination des grands consommateurs. Le paradigme à l’origine de la « dérégulation » était de considérer la concurrence comme plus efficiente que les monopoles. Une baisse des coûts de transport et de distribution devait en résulter. Les prix pour le consommateur final dépendent de ces coûts, mais aussi des conditions d’accès aux prix de fourniture de la matière première. Ce prix de fourniture évolue en fonction de l’équilibre offre-demande, mais est indépendant de la dérégulation ce qui est parfois mal compris. Ainsi, un monopole n’aurait pas pu empêcher la flambée actuelle des prix de marché.

Afin de fluidifier les échanges, des prix de marché au jour le jour dits « spots » se sont rapidement développés aux États-Unis (prix de marché « Henry hub ») et au Royaume-Uni (« NBP ») à côté de prix à terme (« futures »). Le même mouvement s’est produit avec les marchés de Zeebrugge en Belgique et le TTF aux Pays-Bas qui ont pris une part croissante pour coter les approvisionnements au milieu des années 2000. L’UIG indique, dans son rapport annuel sur les prix, que les contrats d’approvisionnements liés aux prix de marché représentaient en Europe environ 15% en 2005, 35% en 2010 et se situent désormais à 80% du total (56% au niveau mondial, mais seulement 33% en Asie). Il faut préciser que cela n’empêche pas l’existence de contrats de moyen terme qui peuvent être indexés sur des prix moyens définis à partir des prix de marché. Ce n’est donc pas le règne de l’immédiateté absolue comme certains l’affirment.

La dérégulation a ainsi permis, en renforçant le nombre d’acteurs et le besoin de souplesse dans les échanges, cette évolution vers la prédominance des prix de marché aux États-Unis ou en Europe en particulier. Cependant, ce n’est pas la seule raison. Il fallait une incitation pour opérer ce basculement. Cette incitation est venue de la différence de prix entre les prix du gaz indexés sur les produits pétroliers, référence historique pour la formation des prix du gaz, et les prix spots. Jusqu’en 2009, les prix spots oscillaient en Europe autour des prix indexés.

Après cette date, et sous l’effet de la hausse des prix du pétrole, puis de l’abondance des gaz de schiste aux États-Unis, la différence en faveur des prix spots est devenue structurelle (jusqu’en 2021), ce qui a favorisé le recours massif à ces prix de marché pour les approvisionnements gaziers. Gazprom, qui privilégiait les prix indexés, a accepté d’intégrer une indexation spot dans ses ventes en raison de la pression concurrentielle lors de la « bulle gazière » (2009-2010). La forte hausse des prix spot du gaz depuis 2021 a inversé la tendance, ce qui aurait pu conduire à réfléchir à de nouvelles options contractuelles si cette situation avait perduré. Pour autant, au deuxième trimestre 2023, la situation s’était retournée avec à nouveau un avantage pour les prix spots par rapport aux prix indexés sur le pétrole.

La révolution des gaz de schiste aux Etats-Unis : indépendance gazière et compétitivité économique

Au début de l’exploitation des gaz de schiste aux États-Unis, certains avaient prédit que la bulle gazière éclaterait rapidement ou que le nombre de puits à forer atteindrait des niveaux inaccessibles pour parvenir à l’indépendance gazière. Ce ne fut pas le cas, bien au contraire, ce qui souligne la difficulté d’anticiper les évolutions technologiques dans le secteur énergétique. Si, à l’évidence, cette arrivée massive de gaz naturel a eu des impacts financiers négatifs ponctuellement pour les producteurs américains en raison de la baisse des prix, elle a en revanche permis aux opérateurs d’innover en matière de production en développant des architectures de puits plus complexes, plus productives, comportant de multiples branches horizontales et, ainsi, de réduire le nombre de puits et donc les coûts de production.

Pour bien comprendre l’ampleur de cette révolution qui a débuté aux États-Unis en 2007 pour le gaz, il convient de rappeler quelques chiffres. Alors qu’elle devait atteindre 620 Gm3 en 2020 d’après des projections de l’AIE datant de 2011 qui se voulaient optimistes, la production américaine a atteint 950 Gm3, c’est-à-dire 50% en plus, l'équivalent d'environ 8% de la consommation mondiale. Les États-Unis devaient importer 150 Gm3 de GNL en 2020 d’après des anticipations datant de 2005. Ils ont en fait exporté 66 Gm3 et devraient livrer près de 140 Gm3 cette année. C’est l’équivalent des ventes russes à l’Europe en 2021. Cette révolution a eu bien évidemment des conséquences au niveau mondial sur les disponibilités et la formation des prix du gaz.

Pour différentes raisons, d’ordre géologique et sociétale, cette révolution gazière est restée cantonnée aux États-Unis avec quelques succès néanmoins en Argentine ou en Chine...

Ce nouveau paradigme gazier a aussi réduit considérablement le prix du gaz dans ce pays et permis de relancer certains secteurs industriels, en particulier celui de la pétrochimie. Le prix de marché de référence américain (Henry Hub) a été divisé par deux, passant de 6 $/MBtu en moyenne annuelle entre 2000 et 2008 à 3 $/MBtu entre 2009 et 2020. Sur cette même période, le prix européen a évolué autour de 6,9 $/MBtu (19 €/MWh) offrant aux États-Unis un avantage compétitif réel.

La révolution des gaz de schiste a aussi permis aux États-Unis d’atteindre l’indépendance gazière et même de devenir exportateurs significatifs de GNL, placés au troisième rang mondial en 2022 et vraisemblablement en tête en 2023. Ceci a d’ailleurs largement bénéficié à l’Europe pendant la crise gazière de 2022. Pour différentes raisons, d’ordre géologique et sociétale, cette révolution gazière est restée cantonnée dans ce pays avec quelques succès néanmoins en Argentine ou en Chine par exemple.

La guerre en Ukraine renforce le rôle de l’Asie comme partenaire privilégié pour le gaz russe

Chose impensable, une guerre d’ampleur a été une nouvelle fois déclenchée au cœur de l’Europe en 2022. Elle met en jeu la Russie dont le rôle est essentiel pour l’approvisionnement mondial en pétrole et en gaz. Elle met aussi en jeu l’Ukraine, pays historique de transit du gaz russe vers l’Europe, que la Russie a progressivement contourné pour des raisons politiques grâce à différents gazoducs, en particulier le Nord Stream et le TurkStream.

Des signaux « faibles » avaient été envoyés aux Européens entre 2005 et 2009 avec les « guerres des prix » engagées en particulier avec l’Ukraine, entrainant des réductions, toutefois modérées, des livraisons vers l’Occident. Les crises de 2013 et 2014 sur fond de dettes ukrainiennes non payées et de tensions géopolitiques croissantes (annexion de la Crimée) ont aussi fait peser des menaces de rupture des livraisons russes vers les pays européens. Pourtant, le pire n’était pas envisagé considérant que la dépendance et les intérêts mutuels seraient suffisants pour l’éviter.

Pourtant, le pire est arrivé en février 2022. Les conséquences ont été nombreuses depuis le déclenchement du conflit avec la flambée des prix du gaz et une réduction significative des importations par l’Europe, zone qui dépendait encore en 2021 à 40% du gaz russe pour ses importations. Le gaz naturel a été exploité comme arme de guerre, avec les destructions des gazoducs Nord Stream 1 (en service) et 2 (non opérationnel), qui transportaient ou devaient transporter du gaz naturel de la Russie vers l'Allemagne : ils ont été frappés par des explosions sous-marines le 26 septembre 2022. La Commission européenne a présenté en mai 2022 un plan, baptisé REPowerEU, dont l’objectif est de supprimer la dépendance au gaz russe d’ici à 2027 en actionnant trois leviers : la diversification des approvisionnements en gaz (notamment un recours accru au GNL), l’accélération du déploiement des énergies renouvelables et les économies d’énergie. Cette politique a en partie permis de compenser une chute d’environ 50% des exportations de gaz russe par gazoduc vers l’Europe en 2022.

Ce contexte a renforcé, aux yeux des Russes, le rôle majeur de l’Asie comme débouché d’avenir, zone qui était déjà perçue par le passé comme stratégique du fait de la transition écologique engagée en Europe qui se traduit par une baisse de la consommation de gaz naturel dans la région. Cette stratégie s’inscrit ainsi dans un mouvement de fond appelé à durer et qui a été rappelé lors de la rencontre entre le président Vladimir Poutine et le président de la République populaire de Chine Xi Jinping en mars 2023. À cette occasion, le président russe Vladimir Poutine a souligné que « la Russie [était] un fournisseur stratégique de pétrole, de gaz naturel, y compris de GNL pour la Chine ». Avec le renforcement du gazoduc « Force de Sibérie 1 » et grâce à la future infrastructure « Force de Sibérie 2 », Moscou devrait pouvoir « livrer environ 100 Gm3 » de gaz russe à la Chine, a assuré le directeur général de Gazprom, Alexeï Miller. La Chine semble en position de force dans ce face-à-face gazier avec la Russie.

L’Europe diversifie ses approvisionnements et fait appel aux États-Unis

La baisse des livraisons russes vers l’Europe a abouti à une réorientation du marché du GNL. Le plus marquant a été le redéploiement des exportations américaines de GNL vers l’Europe qui ont largement contribué au désengagement de l’Europe vis-à-vis de la Russie. Les achats de GNL américain en Europe ont en effet progressé de près de 150% entre 2021 et 2022, représentant l’an passé 70% des ventes américaines de GNL contre 31% en 2021. Le gaz a été vendu au prix de marché observé sur le continent européen, un impératif pour ne pas voir ce gaz dirigé vers d’autres zones. Ce gaz a permis de réduire la pression sur le marché européen, évitant des envolées encore plus fortes des prix pratiqués sur le continent.

Par ailleurs, L’Europe se tourne vers d’autres sources d’approvisionnement, comme des pays de la Mer Caspienne (Azerbaïdjan) l’Afrique (Mozambique, Mauritanie…) et la Méditerranée orientale qui sont susceptibles de devenir des partenaires privilégiés de l’Europe pour participer à la réduction de la dépendance au gaz russe. La création en 2019 d’un Forum du Gaz de la Méditerranée orientale basé au Caire, intégrant l’Égypte, Israël, la Jordanie, les Territoires palestiniens, la Grèce, Chypre, l’Italie et désormais la France, souligne le rôle potentiellement stratégique des ressources gazières de la zone. Cette position résulte des découvertes gazières réalisées en mer d’abord en Israël (Leviathan, Tamar) entre 2009 et 2010, suivies de la mise en évidence de gisements à Chypre (Aphrodite en 2011) et en Égypte (Zhor en 2015, Al Narguess en 2022). Cependant, la guerre actuelle entre Israël et le Hamas est de nature à retarder le développement des projets gaziers de la région.

La stratégie européenne de diversification gazière se heurte toutefois à la volonté de long terme de l’UE de sortir du gaz naturel. Compte tenu de cet objectif à long terme, est-il pertinent d’investir massivement dans des projets gaziers ? Les unités de liquéfaction du gaz pourraient être la solution à ce dilemme grâce à la flexibilité qu’elles apportent, flexibilité qui permettrait aux pays exportateurs de ne pas dépendre uniquement du débouché européen.

De nouvelles références pour les prix du gaz : jusqu’à quand et quels impacts sur la transition écologique ?

La reprise économique de 2021 et la guerre en Ukraine en 2022 ont abouti à des prix jamais vus sur les marchés mondiaux. Ainsi, en Europe, le prix TTF a atteint 47 €/MWh (16 $/MBtu) en moyenne annuelle en 2021 et plus de 120 €/MWh (37 $/MBtu) l’année suivante contre une moyenne de 19 €/MWh (6,8 $/MBtu) entre 2012 et 2020. Aux États-Unis, les hausses ont été moins prononcées, mais le prix Henry Hub a quand même fortement progressé : 3,9 $/MBtu en moyenne annuelle en 2021 et 6,4 $/MBtu l’année suivante, contre une moyenne de 3,0 $/MBtu entre 2012 et 2020.

Autrement dit, estimer les prix pour les prochaines années relève de la gageure.

Les tendances futures dépendront de nombreux facteurs : niveau de baisse de la consommation mondiale en raison de l’effet prix et de la mise en œuvre de la transition écologique (exemple du du plan européen REPowerEU), niveau de compétitivité du charbon, taxe carbone, contexte économique en particulier en Chine, niveau de compétitivité sur le marché du GNL entre l’Europe et l’Asie, disponibilité du gaz américain, mise en service de nouveaux projets d’exportations de GNL, évolutions des exportations gazières russes font partie des paramètres qui vont influencer les prix. Autrement dit, estimer les prix pour les prochaines années relève de la gageure. Il conviendrait aussi d’intégrer le niveau d’investissement en exploration/production qui va déterminer l’offre mondiale et la mise en œuvre des terminaux d’exportation et d’importation. L’équilibre sera-t-il assuré alors que ces investissements semblent insuffisants et sont sous le feu des critiques ?

Sur la base des anticipations de novembre, les marchés anticipent une forte baisse des prix du gaz aux États-Unis en 2023 (2,6 $/MBtu ; 8 €/MWh) suivie d’une progression régulière au-delà 4 $/MBtu (13 €/MWh) en 2026 sous l’effet de la hausse probable des exportations de GNL. En Europe, les prix du gaz sont largement en recul cette année mettant un terme aux excès de 2022 qui semblent appartenir au passé. La tendance envisagée actuellement par les marchés table toutefois sur un équilibre autour d’un prix relativement élevé de l’ordre de 40 €/MWh (12,6 environ) avec un espoir de baisse en 2026 (35 €/MWh, soit 11 $/MBtu) lié à l’arrivée prévue sur le marché d’une offre significative de GNL (États-Unis, Qatar, Afrique). Les fondamentaux économiques baissiers actuels (faible demande, stocks records) l’emportent aujourd’hui sur les facteurs de risques géopolitiques (conflit Israël-Hamas, guerre russo-ukrainienne) et pèsent sur les prix. Mais des tensions futures restent possibles dans le cas d’une escalade du conflit.

Les prix futurs du gaz auront de nombreuses implications. Ils vont définir le niveau de compétitivité de cette énergie par rapport au charbon, avec le risque, si le prix du gaz est trop élevé, de privilégier l’option la plus polluante, le charbon, en particulier pour la Chine et l’Inde, comme on l’a vu en 2022. Ils vont aussi orienter le prix de marché de l’électricité qui, en Europe, devrait probablement rester encore indexé sur le prix du gaz d’ici la fin de la décennie. Ils influenceront in fine le coût de production de l’hydrogène produit par vaporeformage à partir de gaz ou par électrolyse à partir d’électricité pour les unités raccordées au réseau.

Ils conditionneront aussi le niveau de compétitivité de solutions alternatives déployées dans le cadre de la transition écologique, solutions qui devraient rester plus couteuses, sur la base des anticipations actuelles des prix. Les perspectives proposées par l’AIE pour le biogaz et le biométhane sont assez impressionnantes. Elles prévoient une multiplication par 7 à 12 de la production au niveau mondial d’ici 2050, la portant de 10 à 15 % de la consommation mondiale suivant les scénarios. La méthanation ou l’hydrogène bas carbone produit en particulier par vaporeformage du gaz avec captage du CO2 pourraient aussi participer au bilan gazier de façon croissante, avec une part estimée entre 5 à 15% de la demande mondiale dans 30 ans. Le niveau du prix du gaz (et du prix du CO2) sera un facteur clef pour orienter ces perspectives dans un sens ou un autre.

La réduction indispensable du torchage et des émissions de méthane

La prise de conscience écologique implique aussi de prendre des mesures plus drastiques pour réduire le torchage du gaz naturel et les émissions de méthane en général et celles du secteur des énergies fossiles en particulier. Le méthane est le deuxième contributeur au réchauffement climatique juste derrière les émissions de CO2 du secteur énergétique. Au total, l’AIE estime à 140 Gm3 les quantités de gaz qui sont torchées et à 120 Gm3 les quantités rejetées dans l’atmosphère, soit 260 Gm3 au total. Sur ce total, 210 Gm3 pourraient être commercialisés(1), volumes supérieurs aux exportations russes vers l’Europe en 2021.

Des initiatives sont prises pour réduire ces deux sources de gaz à effet de serre. Le « Partenariat mondial pour la réduction des gaz torchés (GGFR) » aide les gouvernements à mettre en place les politiques et réglementations les mieux adaptées pour mettre fin à la pratique systématique du torchage et à retenir ou valoriser les gaz résiduels à des fins productives. Le dernier rapport « Global Gas Flaring Tracker », un indicateur mondial et indépendant de suivi du torchage du gaz, constate que le torchage mondial du gaz a diminué de 3% en 2022 pour atteindre 139 Gm3, contre 144 Gm3 en 2021, réduisant la quantité de gaz torché par baril de pétrole produit (4,7 m3/baril en 2022 contre 5,1 m3/b en 2021). Le GGFR estime qu'en 2022, le torchage du gaz a rejeté 357 millions de tonnes (Mt) de CO2e, 315 Mt sous forme de dioxyde de carbone et 42 Mt de CO2e sous forme de méthane.

Le Global Methane Pledge (GMP) a été lancé lors de la COP26 en novembre 2021 pour catalyser les actions visant à réduire les émissions de méthane. Dirigé par les États-Unis et l'Union européenne, le programme compte désormais 150 pays participants qui, ensemble, sont responsables de plus de la moitié des émissions mondiales de méthane provenant de l'activité humaine. En rejoignant ce programme, les pays s'engagent à travailler ensemble pour, d'ici 2030, réduire collectivement d'au moins 30% le niveau des émissions de méthane atteint en 2020. Fin mars, dans son rapport « methane tracker », l’AIE souligne que le méthane est responsable de 30% de la hausse des températures depuis la révolution industrielle et que les émissions du secteur énergétique (pétrole, gaz naturel, charbon et biogaz) représentent 40% du total dû à l’activité humaine. En volume, cela représente 133 Mt en 2022 en légère hausse sur un an (+ 2 Mt).

En Europe, la Commission européenne a présenté en décembre 2021 une proposition visant à réduire les émissions de méthane provenant du secteur des combustibles fossiles. Les commissions de l’Environnement et de l’Industrie du Parlement européen ont voté en avril 2023 en faveur de règles européennes plus ambitieuses pour réduire les émissions de méthane du secteur de l’énergie, y compris une nouvelle disposition obligeant les importateurs d’énergie à respecter les mêmes normes à partir de 2026. Les membres du Parlement européen ont également voté pour imposer des enquêtes plus fréquentes sur la détection et la réparation des fuites 

Une transition écologique qui ne parvient pas (encore ?) à freiner la hausse de la consommation gazière mondiale

Avec le déploiement des sources d’énergies durables, la réduction du torchage et la baisse des émissions de méthane, la diminution de la consommation d’énergie liée à la sobriété et à l’efficacité des procédés constitue un élément essentiel de réussite de la transition écologique. Les évolutions de ces dernières années ne vont pas dans ce sens au niveau mondial. En dehors des arrêts brusques occasionnés par les crises économiques ou sanitaires, la consommation de gaz naturel augmente linéairement depuis 2000. L’examen des différentes prospectives publiées par l’AIE depuis 2006 met également en évidence des révisions systématiques à la hausse de la consommation, année après année, pour les scénarios type APS (Announced Pledge scenario), scénarios qui prennent en compte les mesures effectives et prévues par les États. La consommation attendue en 2030 était de 4 055 Gm3 sur la base du rapport de 2006, puis de 4 300 Gm3 en 2010 et près de 4 500 Gm3 en 2015.

Il convient toutefois de noter une inflexion dans les derniers rapports de l’AIE, en particulier ceux de 2022 et 2023. La consommation de gaz naturel (donc hors gaz bas carbone) devrait se situer selon ce scénario à 3 860 Gm3 en 2030, soit une baisse drastique par rapport à la consommation de 2021 (4 200 Gm3) et par rapport aux anticipations antérieures. Mais est-ce réaliste d’espérer une telle inflexion alors que le rapport de moyen terme anticipe la poursuite de la croissance de la demande jusqu’en 2025 ? Le scénario le moins ambitieux sur le plan climatique (STEPS), qui ne prend en compte que les mesures effectives prévues par les États, table sur une consommation de 4 300 Gm3 en 2030, résultat plus proche des anticipations précédentes fournies par des scénarios type APS.

Perspectives d’évolution de la consommation gazière mondiale depuis 2006

Il ne s’agit évidemment pas de critiquer ces travaux de prospective. En revanche, il faut souligner que le monde a changé depuis 2006. Tsunami au Japon en 2011 qui semblait remettre en cause, à tout jamais, le développement du nucléaire au moins dans les pays occidentaux ; baisse drastique des coûts des EnR électriques(2) qui ne représentent pourtant encore, hydraulique inclus, que 18% du bilan énergétique mondial en hausse de 4% en 20 ans ; à-coups dans la croissance économique mondiale après les crises de 2008 ou de 2020 suivis de reprises fortes nécessitant de recourir aux ressources rapidement mobilisables ; il en est ainsi du gaz naturel mais aussi du charbon dont la consommation est repartie à la hausse à partir de 2016 ; compétitivité relative du gaz par rapport au charbon très fluctuante sur cette période et très variable suivant les régions ; guerre en Ukraine enfin…Voici quelques éléments non négligeables qui peuvent expliquer les écarts des prévisions de la consommation de gaz.

De l’autre côté du Rhin, depuis la guerre en Ukraine, 7 nouveaux terminaux d’importation de GNL, potentiellement adaptables pour recevoir de l’hydrogène liquéfié, ont été installés ou sont prévus, et il est envisagé de doubler la capacité des centrales à gaz d’ici à 2030...

Toutefois, il faut noter une tendance à la sous-estimation systématique de la consommation de gaz naturel. Au-delà des tendances de fond (hausse de la population mondiale et de la richesse individuelle), la difficulté à mettre en œuvre rapidement, et pour des volumes conséquents, les solutions de la transition écologique, parait une explication crédible. La volonté de basculer du charbon vers le gaz pour la production d’électricité (États-Unis, Europe) et les autres secteurs (Chine), ce qui permet de réduire de moitié les émissions de CO2 par MWh produit et de réduire les polluants émis, fait partie des facteurs d’explication. Le besoin de gaz naturel pour compenser la production intermittente des EnR en l’absence de solution pérenne type batteries pourrait aussi expliquer cette divergence. Cette analyse mériterait d’être creusée pour expliciter cette sous-estimation systématique de la consommation future de gaz naturel.

Au niveau français, les dernières prospectives de GRDF examinent des solutions permettant une sortie du gaz naturel, mouvement qu’il semble pourtant si difficile à initier au niveau mondial. Ces solutions reposent sur deux piliers, d’une part, une baisse drastique de la consommation à hauteur de 35% entre 2020 et 2050 (scénario « Territoires ») et, d’autre part, le déploiement massif des énergies renouvelables et bas carbone incluant la méthanisation, la pyrogazéification, la gazéification hydrothermale, la méthanation et l’hydrogène bas carbone. Mais, de l’autre côté du Rhin, depuis la guerre en Ukraine, 7 nouveaux terminaux d’importation de GNL, potentiellement adaptables pour recevoir de l’hydrogène liquéfié, ont été installés ou sont prévus, et il est envisagé de doubler la capacité des centrales à gaz d’ici à 2030. Rien n’est évident. Aux États-Unis, les dernières prospectives tablent, dans le scénario de référence, sur une relative stabilité de la consommation de gaz naturel… et une progression de la production et donc des exportations. Un choix pragmatique qui concilie la transition et l’autonomie énergétique et le bénéfice externe du marché fossile.

Bilan, enseignements et enjeux

Le marché du gaz n’a pas été à l’abri d’évolutions ou de ruptures en 20 ans : progrès technico-économiques au niveau de la production, du transport ou de l’usage du gaz naturel ; rupture lancinante à l’image de la dérégulation qui a modifié les modalités de formation des prix ; rupture technologique avec la révolution des gaz de schiste qui a bouleversé la donne gazière aux États-Unis, mais aussi au niveau mondial ; rupture géopolitique brutale avec les conséquences de la guerre en Ukraine sur les échanges mondiaux, sur les alliances gazières ainsi que sur les prix ; rupture environnementale avec en particulier la transition énergétique et écologique qui impose de consommer le gaz avec retenue et de l’utiliser s’il peut favoriser la réduction des émissions de CO2 par exemple en remplaçant du charbon.

Pour les années à venir, plusieurs questions restent en suspens : comment infléchir effectivement la consommation mondiale de gaz qui ne fait que croitre depuis 20 ans ? Faut-il accepter l’idée que le gaz soit indispensable un temps à la transition énergétique ? Comment favoriser le CCS qui est désormais inclus dans de nombreuses prospectives afin de boucler les bilans énergétiques qui tendent vers la neutralité carbone ? Comment favoriser les solutions alternatives, que l’on connait comme le souligne le GIEC dans son dernier rapport, mais qui ne sont pas compétitives aux prix actuels du gaz ? Le constat année après année du décalage entre prévisions et réalités des faits devrait nous conduire à tenter de répondre à ces interrogations.

La baisse parfois souhaitée des investissements en exploration/production et donc à terme de l’offre ne constitue probablement pas une réponse satisfaisante conduisant à une contrainte sur les prix si des mesures de limitation de la demande de gaz naturel n’ont pas d’effets assez rapides et assez massifs. Le constat fait par le G7 en avril 2023 va même plus loin en soulignant le besoin d’investir, il est vrai en raison de la crise en Ukraine, tout en réduisant la demande. La baisse de la consommation de gaz doit ainsi devenir la priorité en actionnant les trois leviers bien connus : sobriété, efficacité énergétique et déploiement des solutions bas carbone. C’est le choix de la France. La R&D, pour réduire en particulier les coûts des solutions alternatives et des technologies plus efficientes, est, dans ce cadre, un impératif.

 
Sources / Notes
  1. Une partie du gaz torché n’est pas économiquement viable pour des raisons diverses : nécessité d’un traitement quand il est associé à d’autres gaz (CO2, H2S) ou en l’absence de moyen d’évacuation.
  2. À nuancer toutefois si l’on tient compte de l’environnement nécessaire pour compenser les intermittences de production dans des scénarios tout EnR.

La plupart des statistiques gazières de cet article sont fournies par l’Association Internationale CEDIGAZ.

Commentaire

PGGD

Bel article, dommage qu'il considère le gaz naturel comme tous les autres combustibles fossiles, alors que les émissions de CO2 lors la combustion sont beaucoup plus faible que le charbon (2,3 fois moins) ou le pétrole (1,8 fois moins), donc , en effet le gaz naturel (méthane) est bien un bon combustible pour la transition énergétique. Bien sur il faut absolument renforcer l'aspect contrôle des émissions de méthane dûs aux problèmes de fuites lors des la production et du transport.

c3challenge

La transition énergétique doit naviguer entre les nécessités de réduire les émissions de gaz à effet de serre tout en assurant la stabilité de l'approvisionnement énergétique mondial. https://c3challenge.com

Dr Mustapha ME…

Je partagé globalement votre analyse sur les incertitudes pesant à la fois sur la demande en gaz naturel( lenteur dans la généralisation des différents segments d’offre d’EnR) et sur l’offre mondiale( turbulences géopolitiques, insuffisance d’investissements, déclassement prématuré du gaz naturel comme élément de la transition) . Dernier point vous ne citez nulle part l’Algerie comme comme fournisseur fiable de l’Europe surtout après les effets de la guerre d’Ukraine sur les approvisionnements provenant de Russie.

Energie+

Contrairement aux idées encore trop souvent propagées le GNL est plus émissif en équivalent C02 que le charbon : Plusieurs études et modélisations scientifiques estiment en conséquence que "mettre fin à l’utilisation du GNL doit être une priorité mondiale"

Les investissements dans le GNL (gaz naturel fossile liquéfié) augmentent actuellement à tort car il est plus émissif en équivalent C02 que le charbon sur tout sont cycle (+ 24 %) et surtout lorsqu'il est transporté sur des anciens navires les plus polluants (jusqu'à +274 %)

Analyses de Robert Warren Howarth, professeur d’écologie et de biologie environnementale à Cornell Univ et l’un des scientifiques spécialistes mondial des émissions de méthane et par ailleurs de l'Université Brown de pair avec les universités de Harvard, Duke et de la NASA

Il a déjà été démontré depuis longtemps que le gaz fossile n’est pas meilleur pour le climat que le charbon, en grande partie à cause des fuites de méthane CH4 qui y sont associées.

Les systèmes gaziers mondiaux perdent en effet plus de 4,7 % de leur méthane (sur une période de 20 ans) ou 7,6 % (sur une période de 100 ans) et sont comparables aux émissions de charbon du cycle de vie des mines de charbon qui perdent également du méthane. L’impact climatique net du charbon est également influencé par les émissions de SO2, qui réagissent pour former des aérosols sulfatés qui masquent temporairement le réchauffement

Des mesures aériennes des bassins de production de pétrole et de gaz révèlent des taux de fuite de gaz naturel très variés, allant de 0,65 % à 66,2 %, avec des taux de fuite similaires détectés dans le monde entier. Ces nombreux systèmes gaziers super-émetteurs détectés à l’échelle mondiale soulignent la nécessité d’accélérer les pratiques de détection, de comptabilisation et de gestion des émissions de méthane pour certifier que les actifs gaziers génèrent moins d’émissions que le charbon.

L'hydrogène vert (renouvelable) est amplement à privilégier et si la production par électrolyse y occupe la place principale, celle notamment par solaire thermique concentré a fait des avancées techniques et économiques notoires qui ne sont pas encore assez connues ni pris en compte.

L’hydrogène, toujours à l'heure actuelle majoritairement produit par reformage à la vapeur du méthane en gaz naturel (hydrogène gris) a quant à lui des émissions élevées de C02

Ou encore l’hydrogène bleu (le même avec stockage carbone), en tenant compte des émissions de C02 et de méthane fugitif non brûlé, est loin d’être bas carbone : ses émissions totales d’équivalent C02 ne sont que de 9 à 12 % inférieures à celles de l’hydrogène gris. Bien que les émissions de C02 soient inférieures, les émissions fugitives de méthane pour l’hydrogène bleu sont en effet plus élevées que pour l’hydrogène gris en raison d’une utilisation accrue du gaz naturel pour alimenter le captage du carbone.

En résumé l’empreinte de gaz à effet de serre de l’hydrogène bleu est supérieure de plus de 20 % à celle de la combustion de gaz fossile ou de charbon pour le chauffage et d’environ 60 % supérieure à celle de la combustion de diesel pour le chauffage

Dans une analyse de sensibilité dans laquelle le taux d'émission de méthane du gaz naturel est réduit à une faible valeur de 1,54 %, les émissions de gaz à effet de serre de l'hydrogène bleu sont toujours supérieures à celles de la simple combustion du gaz naturel, et ne sont que de 18 à 25 % inférieures à celles de l'hydrogène gris.

Et cela suppose que le C02 capturé soit stocké indéfiniment, une hypothèse optimiste non prouvée. L’utilisation de l’hydrogène bleu semble donc difficile à justifier sur le plan climatique

Graphique des émissions C02 et CH4 ou équivalentes C02 du fuel, gaz, charbon, hydrogène gris et bleu

https://onlinelibrary.wiley.com/cms/asset/563a021f-348a-448a-8fba-dc703…

Etude scientifique concernée

https://onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1002/ese3.956

Pire encore, l’exportation de GNL, en raison des fuites supplémentaires de gaz surfondu pendant le transport, permettent à des quantités encore plus importantes de méthane de s’échapper dans l’atmosphère et, par conséquent, de causer beaucoup plus de dommages au climat que le charbon.

Les fuites surviennent à chaque étape du processus. Même une fois que le gaz est comprimé à bord du navire dans des réservoirs isolés, une partie s’évapore lorsque la chaleur s’échappe à travers l’isolation. Les pétroliers les plus récents tentent de brûler ce méthane comme carburant, mais même dans ce cas, estiment les scientifiques, une partie est rejetée sans être brûlée dans le flux d'échappement.

Un certain nombre de scénarios différents ont été modélisés, variant selon les paramètres dans lesquels le GNL voyage et quelle quantité de méthane pourrait être libérée. Selon les calculs de l'université de Cornell, même lorsque le gaz est livré par le navire le plus moderne, empruntant la route la plus directe, les émissions de gaz à effet de serre provenant de l'ensemble du cycle de vie du GNL - du sous-sol à la combustion, depuis les puits de fracturation jusqu'aux pipelines, les stations de liquéfaction, les navires et la combustion finale - sont 24% pires que celles causées par l'extraction et la combustion d'une quantité équivalente de charbon.

Les pires cas sont dans le cas de longs voyages à bord de navires plus anciens brûlant beaucoup de pétrole dont l'impact est 274% supérieur au charbon.

Selon plusieurs études et modélisations scientifiques, "il suffit d'à peine 0,2 % de fuite pour que le gaz fossile soit un moteur du changement climatique aussi important que le charbon. Il s’agit d’une infime marge d’erreur pour un gaz connu pour ses fuites des sites de forage, des usines de traitement et des canalisations qui le transportent vers les centrales électriques et les habitats" souligne Deborah Gordon, chercheuse principale et experte en politique environnementale à l'Université Brown et au Rocky Mountain Institute, organisme de recherche à but non lucratif axé sur l'énergie propre.

L'étude de son équipe évaluée par des pairs, confirmée par des chercheurs des universités Harvard et Duke et de la NASA et publiée dans la revue Environmental Research Letters, s'ajoute à un corpus substantiel de recherches qui ont mis à jour l'idée selon laquelle le gaz naturel serait un carburant de transition

Un nouveau document de travail d'une équipe dirigée par Douglas Almond, économiste à l'Université de Columbia, montre que les satellites peuvent désormais détecter une prolifération de méthane lorsque le GNL est déchargé dans les ports européens.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit que la demande mondiale de pétrole, de gaz fossile et de charbon atteindra son maximum d’ici 2030, en partie grâce aux politiques que les pays ont déjà adoptées pour promouvoir des formes d’énergie et de transport plus propres, mais il faut aller plus vite encore.

En graphique : comparaison des émissions selon l'énergie fossile et son type de transport

https://media.newyorker.com/photos/653ffde4b8f87cbba9d059e9/master/w_16…

Par exemple les ouragans dans l'océan Atlantique sont désormais deux fois plus susceptibles de passer d'une tempête faible à un ouragan majeur de catégorie 3 ou plus en seulement 24 heures, selon une nouvelle étude. Lorsque les ouragans s’intensifient si rapidement, il peut devenir plus difficile de faire des prévisions et de se préparer à une catastrophe.

Lorsque les compagnies d’électricité produisent du courant en brûlant du gaz fossile au lieu du charbon, elles n’émettent qu’environ la moitié de la quantité de dioxyde de carbone responsable du réchauffement de la planète. Aux États-Unis, le passage du charbon au gaz, entraîné par l’essor de la fracturation pétrolière et gazière, a contribué à réduire les émissions de carbone des centrales électriques de près de 40 % depuis 2005.

Mais le gaz naturel est principalement composé de méthane, qui est un gaz à effet de serre bien plus puissant à court terme que le dioxyde de carbone (CO2) lorsqu'il s'échappe sans être brûlé dans l'atmosphère. Et les preuves s'accumulent pour démontrer que le méthane s’échappe des systèmes de gaz en quantités bien plus importantes qu’on ne le pensait auparavant. Des capteurs et des caméras infrarouges aident à visualiser d'importantes fuites de méthane provenant des infrastructures pétrolières et gazières et des satellites de plus en plus puissants.

En se concentrant sur les fuites de méthane provenant des infrastructures gazières, au détriment du contrôle des émissions de carbone, le monde pourrait atténuer un certain réchauffement à court terme, mais resterait confronté à une hausse dangereuse des températures moyennes à plus long terme.

Sous la pression de son empreinte climatique, l’industrie pétrolière et gazière a déclaré avoir fait des progrès dans la détection et la réduction des émissions indésirables. Un suivi et une vérification indépendants de ces affirmations seront toutefois cruciaux.

L’exportation de GNL est relativement nouvelle par exemple pour les États-Unis. Les premières grosses cargaisons n'ont quitté les installations de la côte du Golfe (près du bassin permien, l'un des plus grands réservoirs de gaz au monde) qu'en 2016 contrairement à d'autres pays historiquement plus avancés dans ce domaine

Principaux exportateurs mondiaux de GNL fin 2022

- Qatar : 20,3% des exportations mondiales de GNL en 2022 (79,0 millions de tonnes exportées)
- Australie : 20,2% (78,5 Mt)
- États-Unis : 19,4% (75,4 Mt)
- Russie : 8,2% (32,7 Mt)
- Malaisie : 7,1% (27,6 Mt)
- Nigéria : 3,7% (14,2 Mt)
- Indonésie : 3,6% (14 Mt)

Parmi les autres pays envisageant de devenir des exportateurs majeurs de GNL, entre autres le Mozambique qui dispose des plus importantes réserves de gaz naturel exploitables sur le continent africain depuis des découvertes géantes au début des années 2010.

En tant que premier fournisseur européen de GNL, les États-Unis ont été les principaux bénéficiaires de la décision des services publics de remplacer les approvisionnements en gazoduc russe en forte baisse par des importations d’autres origines.

Mais suite à la décision de l'Union européenne d'imposer des limites de méthane aux importations européennes de pétrole et de gaz à partir de 2030, les expéditeurs américains de GNL s'inquiétent du risque que leur lucratif marché européen soit menacé en raison des niveaux élevés et persistants d'émissions de méthane dans l'ensemble du secteur du gaz naturel américain.

En 2022, les exportateurs américains ont vendu pour 33 milliards de dollars de GNL à des acheteurs européens, soit plus du triple de la valeur vendue à l'Europe en 2021 avant que la guerre entre la Russie et l'Ukraine ne coupe les flux de gazoducs vers l'Europe.

Les exportations américaines de GNL vers l’Europe étaient d'environ 14 milliards de dollars jusqu’en août 2023, l’Europe représentant les deux tiers de toutes les exportations américaines de GNL.

L’industrie pétrolière et gazière des États-Unis est la plus grande source de méthane du pays, émettant 12 297 kilotonnes (Kt) de méthane en 2021 et se classant deuxième derrière la Russie (14 866 Kt), selon l’Agence internationale de l’énergie.

Cependant, en termes d’intensité de méthane, ou de mesure de la quantité de méthane émise lors de la production de pétrole et de gaz, les États-Unis se classent au 10e rang, émettant 8,18 tonnes de méthane par kilotonne d’équivalent énergie pétrole (ktep).

Venezuela et Russie sont bien pires avec 53,35 tonnes de méthane par ktep pour le Venezuela et 14 tonnes de méthane par ktep pour la Russie.

Cependant, les résultats américains se comparent moins bien à ceux du Canada (5,17 tonnes de méthane/ktep) et de l'Arabie saoudite (4,9 tonnes) et indiquent donc que le secteur pétrolier et gazier américain a une marge d'amélioration des émissions parmi les principaux producteurs de pétrole et de gaz.

Etant donné le rythme rapide de l'expansion des capacités d'énergie renouvelable en Europe et l'engagement de la région à éliminer progressivement l'utilisation de combustibles fossiles avant le milieu du siècle, il est possible que les besoins totaux en gaz de l'Europe diminuent considérablement d'ici à ce que les nouvelles normes entrent en vigueur.

Principaux consommateurs

Près de 65% de la demande mondiale de GNL en 2022 provenait d’Asie, les principaux pays importateurs étant le Japon, la Chine et la Corée du Sud

https://www.connaissancedesenergies.org/questions-et-reponses-energies/…

Mais l'industrie s'est développée rapidement et les États-Unis sont désormais le plus grand exportateur de GNL dans le monde.

Jusqu'à présent, sept grands terminaux d'exportation ont été construits, la plupart le long de la côte du Golfe, et au moins vingt autres sont prévus. Selon Jeremy Symons, consultant en énergie et ancien conseiller en politique climatique de l'Agence de protection de l'environnement, si tous ces bâtiments sont construits, ils seront associés à 3,2 milliards de tonnes supplémentaires d'émissions de gaz à effet de serre par an, ce qui est proche de la totalité des émissions annuelles de l'Union européenne, de chaque voiture, maison et usine, du village finlandais le plus au nord jusqu'à l'île grecque la plus méridionale.

"C'est une quantité incroyable de pollution et cela signifierait la fin d'une planète vivable telle que nous la connaissons", a déclaré Symons.

En outre une étude récente de Tyson Slocum, de Public Citizen, conclut que les fortes exportations de GNL autorisée par le DOE ces dernières années a bouleversé les marchés énergétiques américains, contribuant directement à des prix de l’énergie extrêmement élevés pour ces derniers, exacerbant ainsi la pauvreté énergétique et les inégalités de revenus pour les plus vulnérables. Les coûts pour les consommateurs américains atteindraient 14 milliards de dollars d’ici 2050.

"Trop de dirigeants politiques du monde restent trop obsédés par la simple réduction de l'utilisation du charbon, même si cela entraîne une consommation accrue de gaz. Ce dont le monde a besoin c’est d’abandonner dès que possible tous les combustibles fossiles pour passer à un avenir 100 % énergétique renouvelable" conclue le Pr Howarth

Parmi les études

"Evaluating net life-cycle greenhouse gas emissions intensities from gas and coal at varying methane leakage rates"

https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1748-9326/ace3db

...et articles concernés

https://www.energyportal.eu/news/a-smoking-gun-for-bidens-big-climate-d…

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Energie+

Quand l’industrie du gaz fossile s'est inspirée des méthodes de l'industrie du tabac (pour mieux intoxiquer et polluer !)

Dès les années 1970, des recherches ont montré que les cuisinières à gaz produisaient une pollution de l’air intérieur.

La combustion du gaz produit des polluants que vous ne pouvez ni voir ni sentir. Des particules de différentes tailles, notamment les PM2,5 dont le diamètre est un trentième de celui d'un cheveu humain, sont rejetées lors de la combustion, ainsi que du monoxyde de carbone (CO), de l'oxyde d'azote (NO) et du dioxyde d'azote (NO2). Le NO2 agit comme un irritant respiratoire, aggravant la muqueuse des voies respiratoires. Une exposition à court terme peut exacerber des affections telles que l'asthme, entraînant une toux et une respiration sifflante. À long terme, respirer des niveaux élevés de NO2 peut provoquer de l'asthme, en particulier chez les enfants. L'EPA a fixé des normes extérieures pour le NO2 depuis les années 1970, avec une limite d'exposition sur une heure de 100 parties par milliard. Il n’existe pas de normes intérieures mais les preuves suggèrent que les maisons équipées de cuisinières à gaz ont souvent des niveaux de NO2 qui seraient illégaux à l’extérieur en seulement quelques minutes. Des publications montrent depuis des décennies que les maisons qui utilisent des cuisinières à gaz peuvent avoir des niveaux de dioxyde d'azote considérablement plus élevés que les maisons qui n'en utilisent pas» - entre 50 et 400 pour cent de plus

Dans les circonstances plus extrêmes, des concentrations de benzène peuvent s'accumuler à l'intérieur d'une cuisine comparable à ce à quoi on pourrait s'attendre si l'on vivait avec un fumeur. L'exposition au benzène peut augmenter le risque de troubles sanguins, notamment de leucémie et peut également constituer une toxine pour la reproduction.

La pollution de l’air peut être toxique pour un cerveau en développement, et de nombreuses études épidémiologiques associent la pollution de l’air à des troubles du développement neurologique.

Il existe également d’autres problèmes de santé. Le NO2 et le gaz peuvent être la cause ou avoir des impacts qui peuvent être lourds sur les problèmes cardiovasculaires, le diabète, le cancer, les problèmes de reproduction. Les preuves sont suffisamment solides pour soutenir une réglementation plus stricte concernant le gaz.

En 1976 une émission de cuisine, Julia Child & Company, faisant suite à sa série à succès The French Chef, équipée de cuisinières à gaz, avait été financée par l’American Gas Association.

Cela faisait partie d’une campagne calculée menée par les dirigeants de l’industrie du gaz pour accroître l’utilisation des cuisinières à gaz. Et les poêles n’étaient pas le seul objectif. L’industrie du gaz souhaitait développer son marché résidentiel, et les foyers qui utilisaient le gaz pour cuisiner étaient susceptibles de l’utiliser également pour le chauffage et l’eau chaude.

Les efforts de l’industrie sont allés bien au-delà d’un placement de produit minutieux, selon une nouvelle étude du Climate Investigations Center, une organisation à but non lucratif, qui analyse les efforts des entreprises pour saper la science du climat et ralentir la transition en cours vers l’abandon des combustibles fossiles.

Lorsque des preuves sont apparues au début des années 1970 sur les effets sur la santé de l’exposition au dioxyde d’azote à l’intérieur des locaux provenant de l’utilisation de cuisinières à gaz, l’American Gas Association a lancé une campagne destinée à semer le doute sur les données scientifiques existantes.

La stratégie à plusieurs volets liée aux cuisinières à gaz reflétait directement les tactiques utilisées par l’industrie du tabac pour saper et déformer les preuves scientifiques des risques pour la santé associés au tabagisme à partir des années 1950.

L’industrie gazière s’est appuyée sur Hill & Knowlton, la même société de relations publiques qui a conçu le manuel de l’industrie du tabac pour répondre aux recherches liant le tabagisme au cancer du poumon. Les tactiques de Hill & Knowlton consistaient notamment à parrainer des recherches qui iraient à l’encontre des conclusions sur les cuisinières à gaz publiées dans la littérature scientifique, à souligner l’incertitude de ces conclusions pour construire une controverse artificielle et à s’engager dans des efforts agressifs de relations publiques.

Par exemple, l’industrie gazière a obtenu et réanalysé les données d’une étude de l’EPA à Long Island qui montrait davantage de problèmes respiratoires dans les maisons équipées de cuisinières à gaz. Leur réanalyse a conclu qu’il n’y avait aucune différence significative dans les résultats respiratoires.

L'industrie a également financé ses propres études sur la santé au début des années 1970, qui ont confirmé de grandes différences dans les expositions au dioxyde d'azote, mais n'ont pas montré de différences significatives dans les conséquences respiratoires. Ces résultats ont été documentés dans des publications dans lesquelles le financement de l'industrie n'a pas été divulgué. Ces conclusions ont été amplifiées lors de nombreuses réunions et conférences et ont finalement influencé d’importants rapports gouvernementaux résumant l’état de la littérature.

Cette campagne était remarquable, car les bases de l’impact des cuisinières à gaz sur la pollution de l’air intérieur et la santé respiratoire étaient simples et bien établies à l’époque. La combustion de combustibles, y compris le gaz naturel, génère des oxydes d’azote : l’air de l’atmosphère terrestre contient environ 78 % d’azote et 21 % d’oxygène, et ces gaz réagissent à des températures élevées.

Le dioxyde d’azote est connu pour nuire à la santé respiratoire. Son inhalation provoque une irritation des voies respiratoires et peut aggraver des maladies telles que l'asthme. C’est l’une des principales raisons pour lesquelles l’Environmental Protection Agency des États-Unis a établi une norme de qualité de l’air extérieur pour le dioxyde d’azote en 1971.

De telles normes n'existent pas pour l'air intérieur, mais comme l'EPA le reconnaît désormais, l'exposition au dioxyde d'azote à l'intérieur est également nocive.

Aux États-Unis, plus de 27 millions de personnes souffrent d'asthme, dont environ 4,5 millions d'enfants de moins de 18 ans. Les enfants noirs non hispaniques sont deux fois plus susceptibles de souffrir d'asthme que les enfants blancs non hispaniques.

La recherche scientifique démontre que l’exposition au dioxyde d’azote liée aux cuisinières à gaz est suffisamment importante pour entraîner des problèmes de santé, en particulier dans les petites maisons et lorsque la ventilation est inadéquate.

Cela est connu depuis longtemps. Par exemple, une étude de 1998 a montré que la présence de cuisinières à gaz était le meilleur indicateur de l’exposition personnelle au dioxyde d’azote. Et des travaux remontant aux années 1970 ont montré que les niveaux de dioxyde d’azote à l’intérieur, en présence de cuisinières à gaz, pouvaient être bien plus élevés que les niveaux à l’extérieur. En fonction des niveaux de ventilation, les concentrations pourraient atteindre des niveaux connus pour contribuer aux risques pour la santé.

Malgré ces preuves, la campagne de l’industrie gazière a été largement couronnée de succès. Des études financées par l’industrie ont réussi à brouiller les cartes et à bloquer d’autres enquêtes ou réglementations fédérales concernant la sécurité des cuisinières à gaz.

Ce problème a pris un nouvel essor fin 2022, lorsque des chercheurs ont publié une nouvelle étude estimant que 12,7 % des cas d’asthme infantile aux États-Unis, soit environ un cas sur huit, étaient imputables aux cuisinières à gaz. L’industrie continue de mettre en doute la contribution des cuisinières à gaz aux effets sur la santé et de financer des campagnes médiatiques en faveur des cuisinières à gaz.

La consommation résidentielle de gaz est également controversée aujourd’hui car elle ralentit la transition en cours vers les énergies renouvelables, à une époque où les impacts du changement climatique deviennent alarmants. Certaines villes ont déjà pris des mesures ou envisagent de prendre des mesures pour interdire les cuisinières à gaz dans les nouvelles constructions et se tourner vers l’électrification des bâtiments.

Alors que les communautés sont aux prises avec ces questions, les régulateurs, les politiciens et les consommateurs ont besoin d’informations précises sur les risques liés au gaz et autres produits dans les foyers.

Les intérêts commerciaux de nombreuses industries, notamment celles de l’alcool, du tabac et des combustibles fossiles, ne sont pas toujours compatibles avec l’intérêt public ou la santé humaine. Dénoncer les tactiques utilisées par les intérêts particuliers pour manipuler le public peut rendre les consommateurs et les régulateurs plus avisés et contribuer à dissuader d’autres secteurs d’utiliser leur stratégie.

Bref résumé d'articles scientifiques du Department of Environmental Health (Boston Univ) de la longue liste de la rubrique "News & In the Media"

https://www.bu.edu/sph/profile/jonathan-levy/

et de celui-ci publié récemment

https://theconversation.com/when-science-showed-in-the-1970s-that-gas-s…

ou encore étude du TNO aux Pays-Bas

https://respire-asso.org/la-cuisson-au-gaz-une-menace-silencieuse-pour-…

En bref le gaz fossile dans l'habitat est à fuir y compris pour se chauffer, très mauvais bilan et rendement global. Meilleur couple : bâtiment passif et positif en énergie, couplage solaire thermique et/ou hybride et pompe à chaleur et/ou géothermie (exemples Accenta, Celsius Energy, mur géothermique Caleonet de FreeHeat etc), pompes à chaleur solarothermiques (exemple Li-Mithra coef de performances 6,6 à 10 : https://www.li-mithra.fr/fr/gamme/helixa) etc

Par contre le biogaz, les différentes sources de biométhane et les gaz de synthèse ont des atouts mais pas pour cuisiner, seulement pour certaines industries, dans les centrales thermiques d'équilibrage réseau, en complément solaire thermique dans les réseaux de chaleur, certains transports lourds, la chimie etc

Il faut arrêter d'utiliser l'énergie n'importe où n'importe comment, les vendeurs, la pub et les réseaux commerciaux font des dégâts considérables à propager en permanence des âneries !

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