Gaz naturel liquéfié

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Le gaz naturel liquéfié (abrégé en GNL) est du gaz naturel de qualité commerciale condensé à l’état liquide. Il se compose essentiellement de méthane mais comprend aussi jusqu'à 10% d'éthane[1] et de petites quantités d'autres composés.

Le méthane devient liquide à une température d' −161 °C à la pression atmosphérique, il prend la forme d'un liquide clair, transparent, inodore, non corrosif et non toxique. Avec une densité de 422,62 kg·m-3, il condense alors le gaz naturel dans 1/600e du volume qu'il occupe dans les CNTP et 40% du volume qu'il occupe compressé à 200 bars. En tant que carburant, son PCI est de 22.4 MJ/L, soit 60% de celui du gasoil[2].

Industriellement, le GNL est produit en grande quantité dans des usines cryogéniques. Il est principalement utilisé comme moyen de transporter le gaz naturel de pays producteurs vers des pays consommateurs par voie maritime : près de 10% du gaz naturel produit dans le monde est acheminé ainsi. Il est aussi utilisé comme carburant pour navires ou pour véhicules terrestres, et comme solution d'acheminement du gaz naturel vers des sites non reliés au réseau. Le GNL ne doit pas être confondu avec le gaz de pétrole liquéfié, constitué principalement de propane et de butane, hydrocarbures saturés à 3 et 4 atomes de carbone respectivement (contre un seul pour le méthane).

Généralités[modifier | modifier le code]

Production[modifier | modifier le code]

Le gaz naturel liquéfié est produit par cryogénie, et nécessite une température de -163 degrés Celsius. Le refroidissement est effectué par plusieurs pompes à chaleur à changement d'état (deux ou trois), utilisant généralement des hydrocarbures ou de l'ammoniac comme Fluide frigorigène.

Le gaz naturel liquéfié est presque du méthane pur. Les autres composants du gaz naturel sont donc séparés lors de l'opération. Le dioxyde de carbone doit être extrait au préalable, il endommagerait les unités de liquéfaction en s'y solidifiant. On le considère généralement comme un déchet. Les hydrocarbures plus lourds que le méthane sont récupérés, et vendus comme matière première pétrochimique ou comme carburant (gaz de pétrole liquéfié- GPL), la plupart des terminaux d'exportation de GNL produisent aussi du GPL. L'hélium est un coproduit dont la valeur commerciale peut être importante.

Principaux avantages[modifier | modifier le code]

Ce gaz reste un gaz à effet de serre, et émetteur de gaz à effet de serre (CO2) quand il est brûlé, mais par rapport au pétrole, au charbon ou à certains types de gaz conventionnels, s'il répond aux normes du marché, il ne contient pratiquement pas de composés toxiques ; sa combustion est donc moins polluante que celle du charbon, avec dans de très bonnes conditions de combustion, comme seul rejet du gaz carbonique et un peu de NOx. Les chaudières et moteurs à gaz nécessitent moins d'entretien que ceux utilisant du pétrole ou du charbon.

Risque industriel ; les terminaux et gazoducs de GNL suscitent souvent des craintes de riverains, qui craignent des explosions dues à des accidents ou à des attentats. Dans le monde, en plus de 40 ans aucun désastre de cette sorte n'a eu lieu sur des sites de réception, mais certaines installations vieillissent et il y a eu des explosions sur des unités de production (la plus tragique est celle de Skikda en Algérie, qui fit le 19 janvier 2004 27 morts, mais la cause directe n'était pas le GNL).

Mesure[modifier | modifier le code]

Alors que le gaz sous sa forme habituelle est mesuré en unités de volume normalisé, c'est-à-dire dans les conditions normales de température et de pression (en mètres cubes, ou pieds cubes aux États-Unis), le gaz naturel liquéfié est presque toujours mesuré en tonnes. Une tonne de gaz naturel liquéfié occupe un volume de 2.19 m³, mais, regasifié et ramené dans les CNPT, correspond à 1380 mètres cubes normalisés de gaz naturel[3]. En termes d'énergie (PCI), cette tonne de GNL correspond à 1.23 tep, soit 51.66 gigajoules ou encore 14350 kWh.

Historique[modifier | modifier le code]

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Le procédé a initialement été développé aux États-Unis dans les années 1910. À l'époque, l'objectif principal était la séparation de l'hélium contenu naturellement dans le gaz naturel. Un premier brevet sur le transport par barge fut déposé dès 1914, mais ne fut pas suivi d'application industrielle. En 1941, une première usine commerciale de liquéfaction de gaz naturel ouvrit à Cleveland. Elle servait au stockage temporaire du gaz, pour lisser la consommation sur le réseau.

Le transport maritime du gaz naturel liquéfié commença à titre expérimental en 1959. Le Methane Pioneer était un liberty ship reconverti : disponibles en abondance, ces navires servaient de base à de nombreux projets. Il transporta du gaz naturel liquéfié de Lake Charles, en Louisiane, à Canvey Island au Royaume-Uni.

Le premier terminal d'exportation commercial fut ouvert en Algérie à Arzew en 1964. Il exporta du gaz vers la Grande-Bretagne, puis vers la France et les États-Unis. En 1969, l'exportation de gaz naturel commença de Kenai en Alaska vers le Japon. Depuis, le commerce du gaz naturel liquéfié a connu une croissance ininterrompue, marquée par la diversification progressive des fournisseurs et des clients.

Commerce international[modifier | modifier le code]

La chaîne de valeur du GNL

Le gaz naturel liquéfié est principalement utilisé comme moyen de transporter du gaz naturel d'un pays producteur vers un pays consommateur. Il se pose alors en alternative au gazoduc. Comparé à ce dernier, le GNL offre une solution plus flexible, car il ne lie pas de façon fixe tel fournisseur à tel client, et plus économique si la distance est grande[4].


Chiffres généraux[modifier | modifier le code]

Evolution du volume de gaz transporté sous forme liquéfiée (courbe rouge, en unités anglaise) et de sa part dans le commerce international de gaz

En 2015, selon BP[5], 338 milliards de mètres cubes de gaz naturel ont été transportés sous forme de GNL (soit 250 millions de tonnes). La production mondiale de gaz naturel étant de 3468 milliards de mètres cubes, près de 10% du gaz consommé dans le monde a été transporté sous cette forme, part qui augmente chaque année.

Mécanismes de ventes[modifier | modifier le code]

Les contrats convenus entre un fournisseur et un acheteur peuvent être de deux types. Dans un contract FOB (Free On Board), le gaz change de propriétaire au terminal de liquéfaction, c'est donc l'acheteur qui est en charge du transport (utilisant ses propres navires ou en affrétant)[6] A l'inverse, dans un contrat DES (Delivery Ex Ship), la livraison se fait au terminal de réception, le vendeur s'occupant du transport.

La majeure partie des ventes de GNL se fait dans le cadre de contrats à long terme (au moins quatre ans, parfois jusque vingt ans). Néanmoins, la part des contrats à court terme, et du marché spot, est en croissance[7].

Lors de la signature d'un contrat, le vendeur et l'acheteur s'entendent sur un mécanisme de fixation des prix, le plus souvent indexés sur un brut de référence tel que le Brent de la mer du nord.

Terminaux de liquéfaction[modifier | modifier le code]

Un terminal de liquéfaction en Australie, à Curtis Island (en construction)

La construction d'un terminal d'exportation est généralement menée de pair avec un projet amont (mise en exploitation d'un ou plusieurs gisements) et représente un investissement considérable : à titre d'exemple un projet en Tanzanie, comprenant la mise en exploitation de plusieurs gisements et la construction d'une usine de liquéfaction d'une capacité annuelle de 10 Mt, est budgétisé à 30 milliards de dollars[8].

Une usine de liquéfaction comprend une ou plusieurs unités indépendantes (souvent appelées par anglicisme trains). Chaque train comprend une unité de traitement par les amines qui extrait les gaz acides (H2S et CO2), une installation de déshydration, puis les installations de liquéfaction proprement dite du gaz. D'énormes pompes à chaleur, organisées en deux ou trois circuits, refroissent le gaz. Le butane se condense, suivi du propane. Ces gaz sont stockés et exportés séparément du GNL (une partie peut aussi être vendue localement). Une fois liquéfié, le gaz naturel est stocké dans de vastes réservoirs isolés thermiquement, en attendant d'être chargé sur les méthaniers. Le terminal comprend aussi au moins un quai et les installations nécessaires à charger les navires. Certains possèdent aussi leur propre centrale électrique.

Les énormes pompes à chaleur sont actionnées directement par des turbines à gaz. Typiquement, un train d'une capacité annuelle de 5 Mt possède deux turbines à gaz de 87 MW chacune[9]. Les usines plus anciennes utilisaient plutôt des turbines à vapeur[10]. Les usines de liquéfaction anciennes consommaient elles-même, principalement pour les pompes à chaleur, jusqu'à 14% du gaz entrant. Ce pourcentage tombe à 7% dans les usines les plus récentes[10].

Le marché des usines flottantes de liquéfaction, lancé en 2011 par la décision de Shell de construire l'usine flottante géante Prelude FLNG, est retombé à la suite de la chute des prix du pétrole et du gaz ; de nombreux projets annoncés en 2013 ont été abandonnés[11].

Exportateurs[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Liste de terminaux méthaniers.

GIIGNL[1] recense dans le monde 20 pays exportateurs (en comptant le Yémen, dont l'unique terminal est à l'arrêt en raison de la guerre civile), avec une capacité de liquéfaction totale de 340 millions de tonnes par an. Le tableau suivant donne le détail des exportations (effectives, et non la capacité) par pays en 2016. Ce tableau n'inclut pas les petites quantités ré-exportées par certains pays (notamment la Belgique et la France) lorsque les approvisionnements contractés auprès de leurs fournisseurs dépassent leurs besoins).

L'Égypte possède deux terminaux d'exportation mais ils sont hors service car le pays n'a plus de gaz à exporter, ainsi n'apparait-elle pas dans ce tableau. Il faut aussi noter le terminal d'Arun, converti en terminal d'importation après l'épuisement du gisement qui l'alimentait[12], et le terminal lybien de Marsa al-Brega, qui existe encore mais n'est plus opérationnel depuis 2011 mais que le pays espère rétablir.

Pays Volume (Mt/an) 2016[1] Terminaux Principaux client et remarques
Drapeau du Qatar Qatar 79,62 Rasgas, Qatargas Leader depuis 2006. Asie et Europe
Drapeau de l'Australie Australie 44,62 Sept sites différents forte croissance. Asie
Drapeau de la Malaisie Malaisie 25,08 Bintulu, Satu (flottant) Asie
Drapeau de l'Indonésie Indonésie 19,95 Bontang, Tanggu Fut leader du marché jusqu'en 2006. Asie
Drapeau du Nigeria Nigeria 17,78 Bonny Island Valorisation de gaz associé
Drapeau de l'Algérie Algérie 11,44 Arzew, Skikda Europe. Historiquement le premier exportateur
Drapeau de la Russie Russie 10,70 Sakhaline Japon
Drapeau de Trinité-et-Tobago Trinité-et-Tobago 10,46 Point Fortin Pays d'Amérique
Drapeau d'Oman Oman 8,12 Qalhât Corée du sud et Japon
Drapeau de la Papouasie-Nouvelle-Guinée Papouasie-Nouvelle-Guinée 7,66 Port Moresby Japon, Chine
Drapeau du Brunei Brunei 6,29 Lumut Japon
Drapeau des Émirats arabes unis Émirats arabes unis 5,86 Île de Das Japon
Drapeau de la Norvège Norvège 4,49 Snohvit Europe
Drapeau du Pérou Pérou 4,01 Pampa Melchorita Mexique
Drapeau de la Guinée équatoriale Guinée équatoriale 3,37 Bioko Inde
Drapeau des États-Unis États-Unis 2,64 Sabine Pass, Kenai Chili, Mexique
Drapeau de l'Angola Angola 0,76 Soyo Inde (hors service une partie de l'année)
Drapeau du Yémen Yémen 0 Balhaf Hors service (guerre civile)

Terminaux de regazéification[modifier | modifier le code]

Un terminal de regazéification : Negishi en baie de Tokyo

Les terminaux de regazéification reçoivent les méthaniers et transfèrent leur cargaison dans des réservoirs à terre. Le méthane liquide est regazéifié au fur et à mesure de la demande du réseau de gaz naturel du pays demandeur. En plus de servir à l'importation du gaz, ces terminaux offrent également la possibilité de réguler le réseau de transport de gaz du pays récepteur. Si l'essentiel du GNL débarqué est regazéifié pour être injecté dans le réseau, beaucoup de terminaux ont aussi une activité de chargement de camions-citernes.

Les opérateurs d'infrastructures gazières proposent des unités flottantes (FSRU) dont le marché est en plein développement : selon l'agence américaine US EIA (Energy Information Administration), ils représentent 10,2 % des capacités de regazéification mondiales en 2015, contre moins de 1 % en 2006. Ces plates-formes flottantes sont plus petites et plus souples que des terminaux méthaniers à terre, dont la capacité est rarement inférieure à 8 ou 10 millions de tonnes par an. Elles coûtent entre 200 et 400 millions de dollars, contre 1 milliard au moins pour un terminal onshore, et leur construction est bien plus rapide. Il devient plus facile pour de petits pays en développement de consommer du gaz naturel, d'autant qu'ils louent souvent ces terminaux flottants. Des pays comme l'Égypte, la Jordanie et le Pakistan sont devenus importateurs de gaz en 2015 en s'équipant de tels FSRU[13].

Importateurs[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Liste de terminaux méthaniers.

En 2016, 39 pays ont importé du GNL, ce nombre a doublé en dix ans[1]. Le tableau ci-dessous récapitule les pays importateurs. Comme pour la liste des exportateurs, les valeurs données dans le tableaux sont les volumes effectivement importés, et non la capacité nominale des ports méthaniers. La localisation des terminaux est indiquée, les terminaux offshore (flottants) sont signalés par (f).

Pays Importations (Mt/an) 2016[1] Terminaux d'importation actifs
Drapeau du Japon Japon 83,34 33 terminaux
Drapeau de la Corée du Sud Corée du Sud 34,19 6 terminaux
Drapeau de la République populaire de Chine Chine 27,42 13 terminaux sur tout le littoral
Drapeau de l'Inde Inde 18,99 Dahej, Hazira, Dabhol, Kochi
Drapeau de la République de Chine Taïwan 15,07 Taichung, Yung-An
Drapeau de l'Espagne Espagne 10,17 Huelva, Bilbao, Mugardos, Cartagena, Sagunto, Barcelone
Drapeau de l'Égypte Égypte 7,5 Ain Soukhna (f)
Drapeau : Royaume-Uni Royaume-Uni 7,48 Île de Grain, South Hook LNG terminal (en) Dragon LNG
Drapeau de la France France 5,55 For-Tonkin, Dunkerque, Montoir, Fos-Cavaou
Drapeau de la Turquie Turquie 5,47 Marmaraereğlisi, Aliağa, Çakmaklı (f)
Drapeau de l'Italie Italie 4,59 Panigaglia, Porto Levante, livourne (f)
Drapeau du Mexique Mexique 4,10 Altamira, Manzanillo
Drapeau du Koweït Koweït 3,49 Mina Al Ahmadi (f)
Drapeau de l'Argentine Argentine 3,42 Bahía Blanca (f), Escobar (f)
Drapeau du Chili Chili 3,20 Quintero, Mejillones (f)
Drapeau des Émirats arabes unis Émirats arabes unis 3,10 Jebel Ali (f), Ruwais (f)
Drapeau de l'Indonésie Indonésie 3,23 Arun, 3 terminaux flottants autour de Java
Drapeau de la Jordanie Jordanie 3,06 Aqaba (f)
Drapeau de la Thaïlande Thaïlande 2,99 Map Ta Phut
Drapeau du Pakistan Pakistan 2,95 Port Qasim
Drapeau de Singapour Singapour 2,07 Port de Singapour
Drapeau des États-Unis États-Unis 1,59 8 terminaux, certains hors service
Drapeau du Brésil Brésil 1,46 Guanabara Bay, Salvador da Bahia, Pecém
Drapeau de la Malaisie Malaisie 1,32 Malacca
Drapeau du Portugal Portugal 1,31 Sines
Drapeau de Porto Rico Porto Rico 1,25 Peñuelas
Drapeau de la Lituanie Lituanie 1,00 Klaipėda (f)
Drapeau de la Pologne Pologne 0,82 Świnoujście
Drapeau de la République dominicaine République dominicaine 0,80 Punta Caucedo
Drapeau de la Belgique Belgique 0,79 Zeebruges
Drapeau de la Grèce Grèce 0,53 Revithoussa
Drapeau des Pays-Bas Pays-Bas 0,37 Rotterdam
Drapeau d’Israël Israël 0,28 Hadera
Drapeau de la Suède Suède 0,24 Lysekil, Nynäshamn
Drapeau du Canada Canada 0,23 Canaport
Drapeau de la Norvège Norvège 0,16 Mosjøen Fredrikstad
Drapeau de la Colombie Colombie 0,06 Carthagène des Indes
Drapeau de la Finlande Finlande 0,02 Pori
Drapeau de la Jamaïque Jamaïque 0,01 Montego Bay (f)

On remarque à quel point l'Asie représente le marché le plus important. Plusieurs des importateurs sont des nouveaux entrants sur le marché : c'est le cas de l'Egypte notamment. Certains pays possèdent à la fois des terminaux de liquéfaction et des terminaux de regazéification, c'est le cas de l'Indonésie et de la Malaisie. Cela s'explique par leur géographie, qui rend le transport maritime plus pertinent qu'une connexion par gazoduc, pour alimenter leurs centres de population (respectivement, Java et la Malaisie péninsulaire). C'est aussi le cas des États-Unis, qui sont en phase de transition d'un pays importateur vers un pays exportateur.

Evolution future du marché[modifier | modifier le code]

Les entreprises et les organismes qui réalisent des projections en matière d'énergie s'accordent pour prédire une croissance rapide du marché du GNL, bien plus rapide que l'augmentation générale de la consommation d'énergie. L'édition 2017 du BP Energy Outlook envisage ainsi en 2035 un marché d'environ 75 bcf/d, soit environ 610 millions de tonnes par an contre 263 en 2016. De façon similaire, Shell prévoit une croissance de 4 à 5% par an d'ici 2030[14].

Coté demande, la croissance est attendue tant par la hausse de la demande de la plupart des importateurs existants que par l'irruption de nouveaux acheteurs. Dans cette catégorie, on peut citer le Bangladesh[15], le Vietnam[16], l'Irlande [17], la Côte-d'Ivoire [18], le Ghana [19], l'Afrique du Sud[20], ou le Maroc[21] qui tous ont des terminaux de regazéification en construction ou en projet. Souvent, il s'agit de répondre à une pénurie de gaz prévisible, dans des pays où la demande de gaz augmente tandis que les réserves sont limitées. Dans le cas de l'Afrique du Sud, il s'agit plutôt de réduire la part du charbon dans son mix énergétique.

Coté offre, la mise en service en janvier 2016 du terminal gazier de Sabine Pass en Louisiane va permettre à l'Europe de s'approvisionner en gaz naturel aux États-Unis. Les cinq usines de liquéfaction actuellement en construction dans ce pays vont représenter une capacité de 65 millions de tonnes par an d’ici à fin 2018, augmentant de plus d'un quart la capacité mondiale de production de GNL. Elles devraient contribuer à réduire les différences de prix entre les trois grands marchés : 2,4 dollars par million de BTU aux États-Unis, 4,7 dollars en Europe et 6,5 dollars en Asie ; mais ces écarts entre prix locaux sont en grande partie compensés par les coûts élevés du GNL (liquéfaction, transport et regazéification), si bien qu'au début 2016, après la forte baisse des prix du gaz, le GNL américain n'est pas compétitif en Europe. En théorie, les volumes exportés par les États-Unis fin 2018, qui permettront de produire 80 milliards de m3 de gaz naturel, pourraient couvrir 20 % de la consommation européenne, et permettre à l’Union de réduire sa dépendance au gaz russe. Cela supposerait une évolution en hausse des prix du gaz en Europe. Une partie du gaz américain pourrait néanmoins compenser la baisse de production du gisement de Groningue, aux Pays-Bas (-15 milliards de m3) ou la hausse de consommation liée à un retour du gaz dans la production d’électricité, s’il redevient plus compétitif que le charbon, comme c’est déjà le cas au Royaume-Uni. Au niveau mondial, avec les nouveaux terminaux en construction en Australie, qui apporteront 65 millions de tonnes supplémentaires par an d’ici à 2020, un risque de surcapacité apparaît ; très peu de constructions d’usines ont été lancées depuis 18 mois ; en Amérique du Nord, où 400 millions de tonnes supplémentaires avaient été annoncées, les opérateurs commencent même à retirer leurs demandes d’autorisation[22].

Outre la production attendue des États-Unis, plusieurs pays devraient devenir exportateurs, comme la Tanzanie[23] et le Mozambique[24]. De son côté la Russie, qui dispose déjà d'un terminal à Sakhaline visant les marchés asiatiques, a deux nouveau nouveaux projets : un dans la mer Baltique, proche de Saint-Petersbourg[25] et un dans l'Arctique, connecté au Gisement de Chtokman.

Flottes de transport[modifier | modifier le code]

Maquette d'un méthanier
Article détaillé : méthanier.

Fin 2016, la flotte mondiale de méthaniers comprend 454 navires, auxquels s'ajoutent 24 unités flottantes de regazéification. Environ 60% des navires ont moins de 10 ans, et 31 méthaniers neufs ont été livrés en 2016[1]. Ce sont des navires très coûteux, les plus chers navires non militaires par tonne de déplacement après les navires de croisière et paquebots. La plupart des méthaniers ont une capacité de l'ordre de 140 000 mètres cubes de GNL (60 000 tonnes environ), ce qui correspond à 87 millions de mètres cubes de gaz dans les conditions standards. Néanmoins, ceux construits ces dernières années sont souvent d'un gabarit supérieur, avec une capacité de 170 000 mètres cubes.

Presque tous les méthaniers récents ont été construits en Corée du Sud, par les chantiers des Chaebols Daewoo, Samsung et Hyundai. Quelques-uns sont construits en Chine et au Japon[1].

Bilan CO2[modifier | modifier le code]

Le bilan CO2 d'une installation alimentée en gaz par l'intermédiaire du commerce international du GNL est alourdi par la consommation d'énergie inhérente à la production et au transport du combustible, plus importante que dans le cas d'une installation alimentée directement depuis les gisements par gazoduc. Ainsi, une étude de 2005[26] évalue les émissions de CO2 sur cycle complet d'une centrale à gaz à cycle combiné installée au Japon à 518 g/kWh dont 407g venant de la combustion finale du gaz dans la centrale, la différence provenant pour l'essentiel de la production et du transport du GNL. Néanmoins, même en prenant ces éléments en compte, cette centrale reste presque deux fois moins émettrice de CO2 qu'une centrale à charbon.

Autres applications[modifier | modifier le code]

Si le commerce maritime du gaz naturel est la principale application de la liquéfaction de ce carburant, il ne faut pas négliger l'emploi du GNL comme carburant pour véhicules lourds, pour le transport terrestre (par camion ou rail) et comme moyen de stockage à court terme du gaz.

Carburant pour navire[modifier | modifier le code]

Le Paquebot AIDAPrima, un des tout premiers navires au GNL

L'utilisation du GNL comme carburant dans le domaine maritime est un secteur émergent. Le premier porte-conteneurs au GNL a été mis en service début 2016[27]. Des paquebots utilisant ce carburant ont été commandés par les armateurs Costa Croisière [28], Carnival [29], MSC[30], et Royal Caribbean International[31]. Dans le domaine des ferries, la compagnie Brittany Ferries a signé en décembre 2016 une lettre d'intention concernant un ferry de 185 m, qui serait le premier au monde et assurerait la liaison Caen-Portsmouth en 2019[32]. Le premier navire de soutage de GNL a été livré à Engie en février 2017[33].

Passer au GNL permet de réduire pratiquement à zéro les émissions de certains polluants (oxydes d'azote, oxydes de soufre), ainsi l'armateur peut anticiper toute réglementation future sur les émissions des navires (en réaction à la création de Zones d'émission contrôlée)[27].

L'infrastructure de distribution de GNL à destination de la marine se met en place : ainsi le port du Havre a pour la première fois avitaillé un paquebot en GNL en 2016[34]. Comme dans le cas des véhicules terrestres, le GNL peut soit être acheminé (par un navire soutier spécialisé ou des camions citernes) depuis un port méthanier (qu'il soit d'exportation ou d'importation) soit être produit par une unité de liquéfaction dédiée. La première solution semble néanmoins beaucoup plus économique, dès lors que des ports méthaniers existent dans la région considérée[35].

Carburant aérien[modifier | modifier le code]

Le Tupolev Tu-155 soviétique fit la démonstration de l'utilisation du GNL dans un avion de ligne en 1989. Bien que ce fut un succès technique, l'expérience n'a pas eu de suite[36].

Alimentation en gaz hors réseau[modifier | modifier le code]

Cette citerne de GNL alimente en combustible un hôpital (Norvège). Évaporateurs en arrière-plan

Des citernes adiabatiques de GNL, livrées par camion (ou éventuellement par train), sont utilisées pour alimenter en gaz naturel des installations ou des localités qui ne sont pas reliées au réseau. Les citernes sont souvent chargées directement dans les ports méthaniers. À titre d'exemple, Fluxys a la capacité de charger 3300 camions-citernes par an à Zeebruges[37]. Le GNL est alors en concurrence avec d'autres carburants livrables par cette méthode : les carburants pétroliers, mais aussi le propane ou le butane. Les citernes utilisées pour le transport routier ont typiquement une capacité de l'ordre de 40m³, transportant donc 16 tonnes environ de GNL[38].

Carburant pour véhicules routiers et ferroviaires[modifier | modifier le code]

Ravitaillement d'un bus au GNL (Pologne)

Si l'usage du gaz naturel comme combustible pour des véhicules lourds (et même des voitures) commence à être assez répandu, la forme la plus courante est le gaz naturel pour véhicules (GNV) compressé à 200 bars, le gaz naturel liquéfié restant un marché de niche : ainsi en 2015, aux États-Unis, il existait seulement 111 stations pour ravitailler des véhicules au GNL, contre 1563 pour le GNV[39]. Les stations-services fournissant du GNL peuvent être approvisionnées de deux façons. Certaines prélèvent du gaz naturel sur le réseau et disposent de leur propre unité de liquéfaction. Les autres sont alimentées par des camions apportant des citernes de GNL depuis un port méthanier[38].

Concernant l'impact environnemental, une étude chinoise [40] a quantifié les émissions de CO2 sur cycle complet de voitures alimentées au gaz naturel par différentes méthodes : GNV, GNL, Essence synthétique issue du gaz, voiture électrique alimentée par une centrale à gaz. Il en ressort que le GNV et le GNL ont des émissions de CO2 totales quasiment égales à celles d'une voiture diesel classique. En revanche, le gaz naturel (qu'il soit comprimé ou liquéfié) réduit de manière spectaculaire les pollutions locales : particules fines, oxydes d'azote et monoxyde de carbone[41].

Stockage à court terme du gaz[modifier | modifier le code]

Il existe des installations de liquéfaction, stockage et regazéification de gaz naturel, placées en des nœuds du réseau de distribution, dont le rôle est de pouvoir réinjecter rapidement du gaz dans ce dernier pour répondre aux pics de demande. Plus de 100 installations de ce type existent aux États-Unis[42], tandis qu'au Royaume-Uni la dernière a fermé en 2016[43]. Les terminaux d'importations jouent le même rôle en injectant le gaz selon la demande. Cette capacité de répondre aux pics de demande représente une faculté de stockage complémentaire au stockage souterrain du gaz, qui fonctionne à plus long terme.

Gallerie d'images[modifier | modifier le code]

Notes et références[modifier | modifier le code]

  1. a, b, c, d, e, f et g Rapport annuel 2017 GIIGNL
  2. Alternative Fuels Data Center – Fuel Properties Comparison [1]
  3. Natural Gas and Coal Measurements and Conversions, Iowa State university [2]
  4. Gas transportation: pipelines and LNG, Giacomo Luciani, MOOC Politics and Economics of International Energy
  5. BP statistical review of world energy, 2016
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  8. « Tanzania Drafts $30B LNG Export Project Deal », sur OilPrice.com (consulté le 3 juin 2017)
  9. (en) Charles Durr, Christopher Caswell et Heinz Kotzot, « LNG TECHNOLOGY FOR THE COMMERCIALLY MINDED – THE NEXT CHAPTER », Gastech,‎ .
  10. a et b (en) R. S. Phillips III, Tim Solis et Hitoshi Konishi, « Tangguh LNG – Energy Efficiency Measures through Life Cycle Cost Analysis », Gastech,‎ (lire en ligne)
  11. Gaz : le marché des usines flottantes est retombé comme un soufflé, Les Échos, 23 mai 2017.
  12. « New LNG story begins for Arun terminal », sur LNG World News, (consulté le 11 juin 2017)
  13. Gaz naturel liquéfié : le boom des terminaux flottants, 21 décembre 2016.
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  23. « Tanzania LNG Site Selected », sur LNG World News, (consulté le 8 juin 2017)
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