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Le marché du gaz naturel en France et dans le monde

Comment fonctionne le marché du gaz naturel en France ?

Le marché du gaz en France est un marché résolument international. En effet, le gaz étant exploité à l'étranger, la France est obligée de lier des relations avec les puissances gazières les plus proches de son territoire pour fournir en gaz les plus de 10 millions de Français qui ont besoin du gaz naturel pour le chauffage, l'eau chaude ou la cuisson.

Comment est organisé le marché du gaz en France ? Quels sont ses acteurs ? Quel avenir pour la filière gazière française ?

Comment s'organise le marché du gaz naturel en France ?

Sélectra vous présente une série de statistiques liées au marché du gaz naturel en France en 2007.

La production de gaz naturel

La production de gaz naturel en France est en diminution constante : la France possède peu de gisements de gaz naturel, et ils arrivent à maturité. Si dans les années 1970, la production de gaz naturel de la France tournait autour de 80 TWh par an, la production de gaz naturel se rapproche désormais de 10 TWh. Total exploite toujours le gisement de Lacq dans le sud-ouest de la France, et il existe toujours une production de gaz de houille issue des mines de Lorraines. La production domestique de gaz ne représente plus que de 2% des approvisionnements de la France en gaz naturel.

La production de gaz industriels récupérés et réinjectés dans les réseaux se monte à 27,5 TWh en 2007, contre plus de 80 TWh dans les années 1980.

Les approvisionneurs de la France en gaz naturel

La France importe son gaz naturel de quatre producteurs de gaz :

  • la Norvège (30% des importations en 2007)
  • les Pays-Bas (18,8%)
  • l'Algérie (18,1%)
  • la Russie (13,7%)

On remarquera donc que la France n'est pas aussi dépendante de la Russie pour son gaz naturel que les débats publics à ce sujet pourraient le faire penser. La dépendance vis-à-vis du gaz russe est beaucoup plus marquée dans les pays d'Europe centrale et orientale. Par ailleurs, une étude des évolutions de l'origine de l'approvisionnement de la France en gaz naturel entre 2005 et 2007 montre que la Norvège tend à prendre une part de plus en plus importante des importations françaises de gaz, alors que le poids de la Russie recule.

Les méthaniers nordiques en charge de transporter et de vendre le gaz naturel liquéfié (GNL) privilégient le marché asiatique où la demande est forte, soutenue par la croissance chinoise, et où les prix sont élevés suite à la fermeture du parc nucléaire japonais.

Face à cette concurrence asiatique et dans un contexte de hausse de la fiscalité, les consommateurs français sont donc soumis à une augmentation des prix du gaz. Or, à l'heure où le gaz représente près de 30% de la consommation énergétique finale du résidentiel et 30% de l'énergie finale utilisée par l'industrie, l'impact de l'augmentation des prix du gaz et/ou de difficultés d'approvisionnements est particulièrement important tant sur le pouvoir d'achat des consommateurs français que sur l'état de santé de l'industrie nationale.

Risque de pénurie en EuropePar ailleurs, plus les méthaniers privilégient la demande asiatique, plus la dépendance européenne envers le gaz norvégien mais surtout russe ou arabe augmente, au détriment de la flexibilité et de la résistance de nos réseaux en cas de pics de consommation. Associé à une longue période de froid et à une tension sur les approvisionnements via l'Ukraine ou encore la Biélorussie, le risque de pénurie est donc réel en Europe dans l'état actuel des infrastructures.

Au-delà de ce renforcement des infrastructures de transport pour faire bénéficier toute l'Europe des approvisionnements venant du nord, il est également nécessaire de diversifier les sources d'approvisionnement européennes en développant les infrastructures au sud de l'Europe. Ainsi, la construction de terminaux méthaniers et de gazoducs est envisagée sur la côte atlantique et méditerranéenne pour permettre d'augmenter l'approvisionnement transitant par le Maghreb ou l'Italie. Plus encore, l'objectif est de développer par la suite des infrastructures permettant de distribuer ces approvisionnements jusqu'en Europe de l'est afin de limiter la dépendance énergétique de l'Europe envers la Russie.

En effet, ces investissements doivent faire l'objet d'une politique globale au niveau européen, prenant en compte une vision à long terme des tarifs gaziers et de l'indépendance énergétique européenne. Ce plan d'action, complexe, coûteux et long à mettre en place doit permettre, à terme, d'assurer la rentabilité des investissements, la pérennité des infrastructures et, in fine, la compétitivité du marché gazier européen au regard des marchés asiatiques.

De telles initiatives sont déjà mises à l'œuvre à Fos afin de développer l'approvisionnement en provenance du Maghreb et du Moyen-Orient, ainsi qu'à Montoir pour accroître l'importation de gaz de la mer du Nord et de GNL issu du gaz de schiste américain. De même, un projet de gazoduc trans-adriatique (TAP) vient d'être entériné pour relier l'Europe du sud au gisement gazier azerbaïdjanais. Ces premiers projets doivent donc être menés à terme et être accompagnés de travaux complémentaires de développement des réseaux de transport du nord vers le sud et de l'ouest vers l'est pour permettre à l'Europe d'accroître sa compétitivité et de lutter contre la hausse des prix du gaz.

Les points d'entrée du gaz naturel sur le territoire français

Il existe plusieurs points d'entrée du gaz sur le territoire, que ce soit par voie terrestre ou par voie maritime :

  • Le gazoduc permettant l'acheminement du gaz naturel issu des Pays-Bas et du nord de l'Europe arrive en France au point d'entrée de Taisnières, dans le Nord-Pas-de-Calais. Arrive à Taisnières 30% de l'approvisionnement de la France en gaz naturel réparti entre les sources suivantes :
    • 10% de l'approvisionnement total de la France en provenance du gisement de Groningen, aux Pays-Bas. Ce gaz est dit à bas pouvoir calorifique .
    • 10% de l'approvisionnement total de la France en provenance de Norvège et du hub de Zeebruge (en Belgique), l'un des principaux lieux d'échange du gaz naturel en Europe. Le hub de Zeebruge est relié à la Norvège (gazoduc Zeepipe), au Royaume-Uni (interconnector), et au reste du monde par un terminal méthanier de premier ordre.
  • Le gazoduc Franpipe arrive au point d'entrée de Dunkerque et transporte le gaz naturel en provenance de Norvège (30% des entrées).
  • Le point d'entrée d'Obergailbach, en Lorraine, reçoit 14% des entrées de gaz naturel, en provenance de Russie, via l'Allemagne.
  • Le terminal méthanier de Fos Tonkin, à Fos-sur-Mer (Provence-Alpes-Côte-d'Azur), reçoit 11% des entrées de gaz naturel en 2007, via des méthaniers en provenance d'Algérie et d'Egypte. Le terminal méthanier de Fos Tonkin a une capacité de 83 TWh par an en 2008, et le nouveau terminal de Fos Cavaou a été mis en service en 2009 pour une capacité de 96 TWh.
  • Le terminal méthanier de Montoir de Bretagne (Pays-de-la-Loire) reçoit 15% des entrées de gaz naturel, en provenance d'Algérie et du Nigéria. La capacité du terminal de Montoir de Bretagne est de 120 TWh.
  • La nouvelle interconnexion de Biriatou (Aquitaine) avec l'Espagne correspond encore à des entrées non significatives de gaz naturel sur le territoire français.

Du fait d'une position assez centrale au sein de l'Union européenne, 16% des entrées de gaz naturel repartent hors de France pour une consommation à l'étranger. C'est ainsi que la France compte deux points de sortie de gaz principaux :

  • Le point de sortie d'Oltingue (Alsace) libère 67% des sorties de gaz françaises vers la Suisse.
  • Le point de sortie de Larrau (Aquitaine) libère 27% des sorties de gaz françaises vers l'Espagne.

Le transport du gaz naturel en France

Une fois sur le territoire français, le gaz naturel est transporté par GRTgaz sur la majorité du territoire, et par TIGF, sur le sud-ouest de la France. Le réseau de transport de gaz sur le territoire français a une longueur totale de plus de 36 600 kilomètres.

Le stockage du gaz naturel

Le stockage du gaz naturel en France est de deux types :

  • le stockage du gaz en nappe aquifère
  • le stockage du gaz en cavité saline

Les capacités de stockage de gaz ont deux objectifs principaux :

  • faire face à la saisonnalité de la consommation de gaz naturel. Le gaz est stocké en été lorsque la consommation est faible, et libéré en hiver lorsque la consommation est élevée
  • améliorer la sécurité d'approvisionnement, alors que la France est presque totalement dépendante de ses importations de gaz naturel.

Les capacités de stockage de gaz naturel sont opérées par les deux gestionnaires des réseaux de transport de gaz :

  • Storengy (79% des capacités françaises de stockage de gaz, 9 sites en nappe aquifère et 3 sites en cavité saline)
  • TIGF (21% des capacités française avec deux sites dans le sud-ouest en nappe aquifère)

La distribution du gaz naturel

Le réseau de distribution du gaz naturel permet d'acheminer à basse pression le gaz naturel du réseau de transport de gaz jusqu'au consommateur final. La longueur du réseau de distribution de gaz naturel atteint 193 000 kilomètres (au deuxième rang européen, après l'Allemagne). La distribution de gaz naturel est assurée très majoritairement par GRDF, filiale de GDF Suez. Néanmoins, il demeure 22 Entreprises Locales de Distribution (ELD) de gaz naturel qui disposent d'un monopole sur leurs territoires de desserte respectifs.

80% de la population française peut avoir accès au réseau de distribution de gaz naturel. Seules 9550 communes sont reliées au réseau de distribution de gaz naturel, sur un total de 36000 environ, mais les communes non reliées sont évidemment les moins peuplées.

Les ventes de gaz naturel en France

Les ventes de gaz naturel représentent près de 500 TWh en 2016 en France. Sur cette consommation de gaz, environ un tiers est le fait des industriels, un tiers est le fait des ménages, et le tiers restant se répartit principalement entre le secteur tertiaire et le secteur de l'énergie. La consommation de gaz par les ménages tend à être assez volatile d'année en année, en fonction de la rigueur du climat en hiver. La consommation de gaz naturel tend à baisser légèrement d'année en année.

Sur le long terme, la consommation de gaz naturel par habitant a crû en France de 3,3 MWh par habitant en 1973 à 8,3 MWh en 2000, avant de se stabiliser à 8,7 MWh à partir de 2001. La part du gaz dans la consommation totale d'énergie de la France s'est considérablement accrue, de 7,4% en 1973 à 14,8% en 2007.

  • Parts des usages du gaz naturel en France
  • les clients résidentiels (30% de la consommation mondiale de gaz), où les usages concernent la production d'eau chaude sanitaire, le chauffage et la cuisson.
  • les clients industriels (34% de la consommation européenne de gaz), où les usages concernent essentiellement l'industrie chimique.
  • les centrales de production d'électricité à partir de gaz naturel, qui constituent le moteur de la hausse de la consommation de gaz naturel dans les pays de l'OCDE.
  • les transports (GNV et bientôt GTL).

Le marché de détail du gaz naturel en France

Un marché de détail désormais ouvert à la concurrence

Alors que le marché de gros du gaz naturel concerne les opérations d'achat et de vente de gaz entre professionnels du secteur, les consommateurs finaux de gaz naturel (particuliers et professionnels) s'approvisionnent sur le marché de détail du gaz. Le marché de détail du gaz naturel représente 11,2 millions de sites et une consommation annuelle de gaz naturel de 467,2 TWh. Depuis la libéralisation du marché du gaz amorcée il y a une vingtaine d'année, il se caractérise par la possibilité pour le consommateur de souscrire à deux types d'offres de fourniture de gaz :

La possibilité pour le consommateur de souscrire une offre à prix de marché résulte d'un processus d'ouverture à la concurrence initié sous l'impulsion de la Commission européenne, et ayant abouti en juillet 2007 au libre choix du fournisseur de gaz naturel pour l'ensemble des consommateurs français de gaz naturel.

Réversibilité des contrats de gaz naturelDe nombreux consommateurs s'interrogent encore sur la possibilité d'aller et venir entre les tarifs réglementés du gaz naturel et les offres à prix de marché. En effet, pouvoir revenir aux tarifs réglementés si le consommateur est mécontent de l'offre à prix de marché à laquelle il a souscrit constitue une sécurité importante.

Les étapes de l'ouverture du marché de détail du gaz

2000-2007 : une ouverture à la concurrence progressive

Le marché de détail du gaz naturel s'est ouvert à la concurrence en plusieurs étapes :

  • août 2000 : les producteurs d'électricité ainsi que les sites consommant plus de 237 GWh de gaz naturel par an deviennent éligibles au changement de fournisseur de gaz ;
  • août 2003 : tous les sites consommant plus de 83 GWh de gaz naturel par an deviennent éligibles au changement de fournisseur de gaz ;
  • juillet 2004 : tous les professionnels et toutes les collectivités locales peuvent changer de fournisseur de gaz ;
  • juillet 2007 : tous les consommateurs sont éligibles au changement de fournisseur de gaz, y compris les sites résidentiels.

Il aura donc fallu sept ans pour que le marché de détail du gaz s'ouvre à la concurrence en France. Elle se poursuit aujourd'hui progressivement au travers des gains de parts de marché des fournisseurs alternatifs de gaz.

2014-2021 : disparition progressive des tarifs réglementés du gaz

Cette ouverture se poursuit également par la disparition progressive des tarifs réglementés du gaz :

  • juin 2014 : disparition des tarifs réglementés du gaz pour les gros consommateurs professionnels raccordés au réseau de transport et les ELD dont la consommation est supérieure à 100 GWh/an ;
  • janvier 2015 : disparition des tarifs réglementés du gaz pour les sites non résidentiels et les syndicats de copropriété dont la consommation annuelle est supérieure à 200 MWh/an ;
  • janvier 2016 : disparition des tarifs réglementés du gaz pour les sites non résidentiels dont la consommation est supérieure à 30 MWh/an, les syndicats de copropriété dont la consommation est supérieure à 150 MWh et les ELD dont la consommation est inférieure à 100 GWh/an ;
  • juillet 2017 : le conseil d'État demande la fin des tarifs réglementés pour les sites résidentiels d'ici à 2021.

Parts sur le marché de détail du gaz naturel en France

Toutefois, les statistiques montrent que le marché de détail du gaz naturel est toujours nettement dominé par les fournisseurs historiques de gaz naturel. A la fin 2009, les fournisseurs alternatifs de gaz naturel ne vendaient en effet que 17% du gaz naturel vendu en France (et seulement 4% sur le segment des consommateurs particuliers).

Concurrence : les particuliers en retard par rapport aux professionnels

Le marché de détail du gaz naturel se divise en trois catégories principales (chiffres juin 2014) :

  • les sites résidentiels (particuliers), qui représentent 94% du nombre total de sites reliés aux réseaux de gaz naturel mais seulement 27% de la consommation nationale de gaz ;
  • les sites non résidentiels (professionnels) raccordés au réseau de distribution de gaz, qui représentent 6% du nombre total de sites alimentés en gaz naturel et 39% de la consommation nationale de gaz ;
  • les sites gros sites non résidentiels (professionnels raccordés au réseau de transport de gaz), qui représentent 0,01% du nombre total de sites alimentés en gaz naturel et 34% de la consommation de gaz.

Le marché de détail du gaz se répartit entre fournisseurs alternatifs de gaz naturel et fournisseurs historiques. Le tableau suivant résume les parts de marchés de ces deux catégories d'acteur pour les clients résidentiels et non-résidentiels.

30 juin 2014 Sites résidentiels Sites non-résidentiels
Part de marché des fournisseurs alternatifs de gaz en % du nombre de sites 15,2% 26,9%
Part de marché des fournisseurs alternatifs de gaz en % de la consommation nationale de gaz 15,4% 50,3%

Source : Commission de Régulation de l'Energie, 30 juin 2014.

On observe que les sites résidentiels sont le segment de marché où les tarifs réglementés sont les plus présents (89% des sites, contre 29% seulement pour les sites non-résidentiels raccordés au réseau de transport de gaz).

La plupart des particuliers choisit mécaniquement les tarifs réglementés suite à un déménagement. Au contraire, les sites non-résidentiels sont plus nombreux à franchir le pas de l'exercice de l'éligibilité : une consommation et des factures plus élevées (parfois très élevées pour les sites reliés au réseau de transport de gaz naturel) justifient l'effort de rechercher des offres de marché à bas prix.

Des économies possibles mais des consommateurs encore peu informés

Un Français sur deux ne sait toujours pas qu'il peut changer de fournisseur de gaz. Pourtant, les Français qui prennent le temps de comparer les prix du gaz y gagnent. Un ménage habitant une maison de 150m2 chauffée au gaz et dont la consommation annuelle d'électricité et de gaz est respectivement de 2 000 et de 22 000 kWh réaliserait 150€ d'économies en quittant les tarifs réglementés pour l'offre d'électricité et de gaz la moins chère, d'après le comparateur de Selectra.

Le marché de gros du gaz naturel en France

Les professionnels du gaz s'échangent le gaz naturel sur les marchés de gros, qui sont segmentés en deux catégories de marché : le marché de gré à gré (contrats d'approvisionnement de long terme) et les marchés organisés du gaz naturel.

Le marché de gré à gré du gaz naturel représente en Europe la grande majorité des volumes de gaz échangés sur le marché de gros. Il s'agit des contrats d'approvisionnement de long terme (20-30 ans) principalement passés entre les grands opérateurs de gaz naturel (comme Engie ou ENI) et les grands producteurs de gaz naturel (comme Gazprom). Les contrats de long terme ont pour principal avantage de procurer une grande visibilité à l'acheteur (qui a besoin d'une certaine prévisibilité des volumes d'approvisionnement et de leurs prix) comme au vendeur (qui a besoin de s'assurer de débouchés pour réaliser les lourds investissements demandés par l'extraction et le transport du gaz naturel). Ils sont souvent passés sur le mode du take or pay (l'acheteur supporte le risque de volume). 

Les contrats de long terme d'approvisionnement en gaz naturel ont des clauses faisant varier leur prix en fonction du prix des produits pétroliers (fioul lourd et fioul domestique), avec un décalage de trois à six mois dans le temps. En effet, le gaz naturel est concurrencé dans tous ses usages par les dérivés du pétrole : il est donc logique que son prix varie largement en fonction de celui de ses substituts.

L'ouverture à la concurrence des marchés du gaz s'est concrétisée par l'émergence progressive des marchés organisés du gaz en Europe. Il s'agit de bourses de l'énergie (Powernext Gas en France) sur lesquelles les professionnels s'échangent du gaz naturel sur le marché au comptant ou sur le marché à terme. Les marchés organisés ne sont le plus souvent utilisés qu'à la marge par les fournisseurs de gaz pour ajuster leurs approvisionnements aux besoins de leurs clients. En effet, la volatilité des prix ne permet pas aux acteurs du marché de disposer d'une visibilité sur leurs coûts d'approvisionnement.

La stratégie française d'échange de gaz sur les marchés organisés 

En France, avoir recourt aux marchés organisés du gaz ne correspond qu'à une stratégie d'approvisionnement à la marge pour les fournisseurs de gaz naturel. En effet, les fournisseurs de gaz tiennent à obtenir une visibilité de long terme sur le coût de leur approvisionnement, afin de proposer des offres durablement compétitives à leurs clients. Le gros de leurs approvisionnements passe ainsi par des contrats de long terme. Les marchés organisés du gaz, assez peu liquides et assez volatiles, ne constituent donc qu'un moyen d'ajuster le niveau de leurs approvisionnements aux besoins de leurs clients.

Carte zones PEG

Le réseau français de transport de gaz se divise en trois zones d'équilibrage : les zones Nord et Sud, gérées par GRTGaz (filiale du groupe GDF Suez) et la zone Sud-Ouest, gérée par TIGF.

Les échanges sur le marché de gros du gaz naturel se concrétisent à des points virtuels appelés points d'échange de gaz (PEG). C'est au niveau de ces points que s'opèrent les échanges entre fournisseurs de gaz et l'approvisionnement en gaz des gestionnaires des réseaux de transport de gaz pour l'équilibrage des bilans journaliers.

A chaque point d'échange de gaz (PEG) correspond une zone géographique. On compte aujourd'hui trois zones géographiques sur le marché du gaz naturel en France : la zone nord (une moitié nord du territoire), la zone sud-ouest, et la zone sud.

Les chiffres du marché de gros du gaz en France (2007)

  • Production domestique de gaz naturel : 10 TWh
  • Production domestique de gaz industriels récupérés et réinjectés dans les réseaux : 27,5 TWh
  • Ventes de gaz naturel : 500 TWh (dont un tiers à destination des ménages, un tiers à destination des industriels et un tiers pour le secteur tertiaire et le secteur de l'énergie réunis).
  • Provenance du gaz naturel importé : Norvège (30%), Pays-Bas (18,8%), Algérie (18,1%), Russie (13,7%)
  • Grands points d'entrée des importations de gaz naturel par gazoducs : Taisnières (173,3 TWh), Dunkerque (172,5 TWh), Obergailbach (83,2 TWh)
  • Grands points d'entrée des importations de gaz naturel par la filière du gaz naturel liquéfié (GNL) : Montoir de Bretagne (83,4 TWh), Fos-sur-Mer (60,4 TWh)
  • Grands points de sortie des exportations de gaz par gazoducs : Oltingue (62,9 TWh), Larrau (25,6 TWh)
  • Longueur du réseau de transport de gaz naturel : 36 600 kilomètres
  • Longueur du réseau de distribution de gaz naturel : 193 000 kilomètres
  • nombre de communes reliées au réseau de gaz naturel : 9550
  • Part des français pouvant avoir accès au réseau de distribution de gaz naturel : 80%.
  • Part du gaz naturel dans la consommation totale d'énergie en France : 14,8% (contre 7,4% en 1973).

Quelle rémunération pour les acteurs du gaz en France ?

Pour comprendre le financement du marché du gaz en France, il est intéressant de décomposer une facture de gaz. La facture de gaz des consommateurs particuliers ou des petits professionnels ayant souscrit aux tarifs réglementés du gaz ou à une offre à prix de marchés se décompose de la façon suivante :

  1. Le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz (ATRT) pour 5% de la facture HT en moyenne. Ce tarif est fixé par la Commission de Régulation de l'Energie et ne change pas selon le fournisseur de gaz. Il couvre les coûts d'investissement et d'exploitation des gestionnaires des réseaux de transport de gaz, qui sont en situation de monopole sur leurs territoires respectifs.
  2. Le tarif d'utilisation des réseaux de distribution de gaz (ATRD) pour 21% de la facture HT en moyenne. Ce tarif est fixé par la Commission de Régulation de l'Energie et ne change pas selon le fournisseur de gaz. Il couvre les coûts d'investissement et d'exploitation des gestionnaires des réseaux de distribution de gaz naturel, qui sont en situation de monopole sur leurs territoires respectifs.
  3. Le coût d'utilisation des infrastructures de stockage de gaz naturel pour 5% de la facture HT en moyenne. Les tarifs d'utilisation des capacités de stockage sont déterminés par les opérateurs des infrastructures de stockage du gaz, et sont appliqués à tous les utilisateurs de ces capacités de manière transparente et non discriminatoire.
  4. Le tarif/prix de fourniture de gaz couvre les coûts d'approvisionnement en gaz naturel (58% de la facture HT) et ses coûts de commercialisation (11%). L'ouverture à la concurrence des marchés du gaz ne s'appliquent qu'à ce périmètre : si les fournisseurs de gaz peuvent proposer des prix de marchés inférieurs aux tarifs réglementés, c'est parce qu'ils parviennent à acquérir du gaz moins cher, ou parce qu'ils parviennent à alléger leurs structures de commercialisation du gaz.
  5. Différentes taxes sur le gaz : CTA, TICGN et TVA.

      Comment s'organise l'approvisionnement de la France et de l'Union européenne en gaz naturel ?

        L'Union européenne est en 2009 dépendante à 60% de ses importations pour son approvisionnement de gaz naturel. La production européenne se concentre aux Pays-Bas, au Royaume-Uni, en Roumanie et en Norvège (hors UE). L'UE (Norvège incluse) ne renferme que 3,3% des réserves mondiales prouvées de gaz naturel, ce qui laisse présager d'une augmentation conséquente du poids des importations dans l'approvisionnement en gaz de l'UE dans les années à venir.

        La Russie est le plus grand fournisseur de gaz à l'Union européenne, et la construction de nouveaux gazoducs en provenance de Russie (Nord Stream, South Stream) ne devrait faire que renforcer le poids de la Russie dans les importations de gaz de l'UE. Pour diminuer sa dépendance à l'égard de la Russie, l'UE renforce ses capacités d'accueil de méthaniers par la construction de terminaux gaz naturel liquéfié (GNL) qui réceptionnent aujourd'hui du gaz en provenance d'Algérie, du Nigéria, du Qatar et d'Egypte.

        L'approvisionnement en gaz naturel de la France passe quasi exclusivement par les importations, la production domestique étant tombée à des niveaux extrêmement faibles. En 2008, les importations de gaz naturel de la France se répartissent comme suit : 33% du gaz importé vient de Norvège, 18% des Pays-Bas, 17% d'Algérie, 15% de Russie, 2% du Nigéria et 15% d'autres pays (dont le Qatar et l'Egypte). L'approvisionnement en gaz naturel de la France est donc largement diversifié.

        Les infrastructures de la chaîne de valeur du gaz naturel

        La chaîne du gaz naturel inclut, de l'amont à l'aval, les infrastructures suivantes :

        • les installations d'extraction du gaz naturel au niveau des gisements de gaz ;
        • les usines de traitement du gaz naturel, permettant de séparer les composants du gaz naturel pour les orienter vers les canaux de transport et de distribution appropriés ;
        • les réseaux de transport de gaz naturel (gazoducs de transport et méthaniers sur longue distance) ;
        • les infrastructures de stockage du gaz naturel (en aérien ou en souterrain) ;
        • les réseaux de distribution du gaz naturel (gazoducs de proximité, permettant la desserte du consommateur final).

        Qui sont les pays producteurs de gaz naturel ?

        Les plus grands pays producteurs de gaz naturel en 2008 sont, dans l'ordre : la Russie (552,2 Gm3), les Etats-Unis (582,2 Gm3), le Canada (170,9 Gm3), l'Iran (116,3 Gm3), la Norvège (99,2 Gm3), l'Algérie (86,5 Gm3), les Pays-Bas (84,69 Gm3), l'Arabie Saoudite (80,44 Gm3), le Qatar (76,98 Gm3), la Chine (76,1 Gm3).

        Dans le scénario de référence 2009 de l'Agence Internationale de l'Energie, la production de gaz naturel devrait augmenter de 1350 milliards de mètres cubes entre 2006 et 2030. Sur ces capacités supplémentaires

        • 270 Gm3 devraient provenir du Moyen-Orient (qui dispose de 41% des réserves mondiales prouvées de gaz naturel).
        • 228 Gm3 devraient provenir de Russie (qui développe ses gisements géants de Yamal, Shtokman et Sakhaline)
        • 226 Gm3 devraient provenir de la zone Asie hors OCDE (dont 56 Gm3 pour la Chine et 28 Gm3 pour l'Inde)
        • 200 Gm3 devraient provenir de la zone OCDE, où l'augmentation de la production de gaz naturel aux Etats-Unis et en Océanie compensera le déclin de la production de gaz naturel en Europe de l'Ouest.

        Qui détient les réserves de gaz naturel ?

        Les réserves prouvées de gaz naturel s'élevaient en 2006, d'après l'Agence Internationale de l'Energie, à 180000 Gm3, correspondant à 60 ans de production de gaz naturel à son niveau actuel. Toutefois, les réserves prouvées de gaz naturel ne cessent de progresser, au fur et à mesure que la connaissance du sous-sol mondial s'affine et que les technologies d'extraction rendent économiques l'exploitation de gisements difficiles d'accès ou non-conventionnels. D'après BP, les réserves prouvées de gaz naturel se répartissent en 2008 de la façon suivante :

        • 41% au Moyen-Orient ;
        • 30,2% dans l'ex-URSS ;
        • 8,8% en Afrique ;
        • 8,1% en Extrême-Orient et Océanie ;
        • 4,5% en Amérique du Nord ;
        • 4,4% en Amérique du Sud ;
        • 3,3% en Europe.

        La Russie, l'Iran et le Qatar disposent à eux seuls de plus de la moitié des réserves prouvées de gaz naturel.

        Comment s'organise le commerce international de gaz naturel ?

        Le commerce international de gaz naturel se caractérise par une certaine segmentation en marchés régionaux : en raisons des coûts importants liés au transport du gaz naturel, les pays consommateurs s'approvisionnent au plus proche, par du gaz domestique ou du gaz importé de pays situés à proximité. Il n'existe donc pas véritablement de marché mondial du gaz naturel.

        Marché du gaz en Amérique du Nord

        Les Etats-Unis sont le deuxième producteur mondial de gaz naturel (582,2 Gm3 produits en 2008) et le premier consommateur mondial de gaz naturel (21,7% de la consommation mondiale en 2006). Le Canada est le 3ème producteur mondial de gaz naturel (170,9 Gm3 en 2008). L'Amérique du Nord parvient à être quasiment autosuffisante en gaz naturel, grâce à cette production très structurée des Etats-Unis et du Canada. Presque tout le gaz naturel consommé aux Etats-Unis a ainsi état produit en Amérique du Nord.

        Les gisements gaziers des Etats-Unis se répartissent entre 22 Etats, le Texas, la Louisiane, l'Alaska, le Nouveau Mexique et l'Oklahoma possédant à eux seuls 54% des réserves du pays en 2005.

        Le développement des gaz non conventionnels a pris ces dernières années aux Etats-Unis une ampleur que peu d'experts avaient anticipée, permettant de maintenir la production malgré l'arrivée à maturité progressive des gisements de gaz en exploitation.

        Les marchés du gaz aux Etats-Unis et au Canada se caractérisent par un important niveau de libéralisation, processus débuté dans les années 1970 et dont ils ont été pionniers. Les échanges sur les marchés organisés du gaz naturel sont ainsi très développés.

        Marché du gaz en Europe de l'Ouest

        L'Union européenne et la Norvège ne renferment que 3,3% des réserves mondiales prouvées de gaz naturel en 2007. La dépendance de l'Union européenne aux importations de gaz naturel est donc attendue en forte hausse dans les prochaines années : 60% de la consommation de gaz de l'Union européenne est importée de l'étranger, contre seulement 45% en 1990. L'Union européenne constitue donc un débouché de première importance pour les pays exportateurs de gaz naturel.

        Les marchés du gaz en Europe de l'Ouest subissent des changements structurels à plusieurs égards. La libéralisation progressive des marchés du gaz, sous l'impulsion du l'Union européenne et de ses directives, a conduit au développement de marchés organisés du gaz naturel et à la multiplication des fournisseurs de gaz. Toutefois, les marchés du gaz en Europe de l'Ouest restent largement dominés par les contrats de gré à gré d'approvisionnement de long terme signés entre les grands producteurs de gaz naturel et leurs clients. L'épuisement progressif des réserves norvégiennes, néerlandaises et britanniques conduit par ailleurs l'Union européenne a envisager de nouvelles routes d'importation passant par le renforcement des capacités d'accueil de gaz naturel liquéfié et la construction de nouveaux gazoducs en provenance du l'Est (South Stream, North Stream, Nabucco).

        Marché du gaz dans l'ex-URSS

        Premier producteur, premier exportateur et premier pays pour les réserves de gaz naturel au monde, la Russie dispose d'un pouvoir extrêmement important sur les marchés du gaz. Le gaz naturel correspond à presque la moitié de la consommation russe de combustible, reflétant la place importante que le pays a laissé à une énergie dont il dispose en abondance. L'Europe de l'Est représentait la majeure partie du gaz exporté par l'ex-URSS. En 2006, l'Europe de l'Ouest est le principal débouché du gaz russe et représente les deux tiers de ses exportations. La production de gaz naturel en Russie est confiée en quasi-totalité à la société Gazprom.

        Marché du gaz en Asie

        En Asie, le marché du gaz est marqué par de larges importations japonaises et par une croissance très rapide de la production et de la consommation chinoise de gaz naturel.

        Le Japon est particulièrement actif pour les importations de gaz naturel liquéfié, notamment en provenance des pays du Golfe persique et de l'Indonésie. Le rôle de la Russie en tant qu'approvisionneur du marché du gaz japonais est appelé à croître, à la suite de l'inauguration en février 2009 d'une usine de liquéfaction de gaz naturel sur l'ile russe de Sakhaline, au nord du Japon. Il s'agit de la première usine de liquéfaction jamais construite sur le sol russe, permettant de diversifier les sources d'exportation de gaz russe. 65% des volumes produits iront ainsi alimenter le Japon, couvrant 7 à 8% des besoins du pays en gaz naturel.

        Malgré l'impressionnante augmentation de la production chinoise de gaz naturel (13,6% de croissance annuelle de la production chinoise entre 2000 et 2006), le dynamisme de la demande est tel que le marché chinois devrait rester un débouché pour des pays exportateurs de gaz. Le gaz naturel devrait par ailleurs voir son usage favorisé en Chine comme ailleurs, en remplacement de centrales à charbon dont l'impact environnemental sera de plus en plus considéré et en diversification d'un mix énergétique marqué par la dépendance aux importations de pétrole. Le taux de croissance annuel de la demande de gaz en Chine devrait ainsi osciller entre 5 et 10%.

        Le marché chinois du gaz est marqué par un système de prix administrés assez défavorable à l'industrie du gaz, considérée comme un simple substitut à la ressource énergétique de base que constitue le charbon.

        Consommation mondiale de gaz naturel

        Le gaz naturel représente 23% de la consommation totale d'énergie dans le monde, ce qui en fait la troisième source d'énergie la plus utilisée après le pétrole et le charbon.

        Les plus gros consommateurs du monde de gaz naturel en 2008 sont, dans l'ordre : les Etats-Unis, la Russie, l'Iran, le Japon, le Royaume-Uni, l'Allemagne, l'Italie, le Canada, la Chine, l'Arabie Saoudite. Les Etats-Unis, l'Union européenne et la Russie représentent à eux seuls les deux tiers de la consommation mondiale de gaz naturel.

        Les perspectives de consommation de gaz naturel publiées par l'Agence Internationale de l'Energie pour la période 2006-2030 prévoient une augmentation moyenne de 1,6% par an. Les moteurs de l'augmentation de la consommation de gaz naturel sont :

        • la croissance des pays émergents (+5,2% de croissance par an pour la consommation chinoise entre 2006 et 2030, +4,2% pour l'Inde).
        • l'augmentation de la production d'électricité à partir de gaz naturel, notamment dans les pays développés (Europe, Amérique du Nord, Japon).

        Impact du gaz naturel sur l'environnement

        Le gaz naturel fait débat sur ses impacts environnementaux et peut être considéré comme une énergie propre ou un dangereux contributeur au réchauffement climatique en fonction du lobby représenté. La vérité est que le gaz naturel constitue un moindre mal en comparaison des autres hydrocarbures, mais que son impact écologique n'en demeure pas moins significatif.

        Le gaz naturel impacte de façon négative l'environnement dans la mesure où sa combustion dégage du CO2, principal contributeur à l'effet de serre. 55 kilogrammes de CO2 sont ainsi émis pour un gigajoule de chaleur produite par la combustion du gaz naturel. Par ailleurs, la libération du méthane (le principal composant du gaz naturel) dans l'air à l'occasion de fuites sur les réseaux est hautement préjudiciable pour le climat (le méthane a en effet un impact sur le réchauffement climatique 25 fois supérieur à celui du CO2). Enfin, la filière du gaz naturel inclut des infrastructures très lourdes (gazoducs, terminaux méthaniers) qui ont un impact important sur le territoire sur lequel ils sont construits et sur la consommation d'énergie locale (la liquéfaction du gaz naturel est un exemple de procédé très coûteux en énergie).

        Toutefois, le gaz naturel émet moins de CO2 que les autres hydrocarbures pour une même quantité de chaleur produite : le pétrole émet en effet 75 kilogrammes de CO2 par gigajoule de chaleur produit, et le charbon 100 kilogrammes. Le remplacement des centrales de production d'électricité fonctionnant au fioul et au charbon par des centrales au gaz permet donc de réduire les émissions de gaz à effet de serre. C'est pourquoi les défenseurs du gaz naturel arguent que le gaz est une source d'énergie propre. Par ailleurs, la combustion du gaz naturel donne lieu à beaucoup moins d'émissions nocives (oxyde d'azote, micro-poussières) que les autres énergies fossiles.

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