Gas natural | |
Identificación | |
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N o CAS | |
N o ECHA | 100.029.401 |
Termoquímica | |
PCS | 54,0 MJ · kg -1 (95% CH 4, 2,5% C 2 H 6, 2,5% de gases inertes) |
Unidades de SI y STP a menos que se indique lo contrario. | |
El gas natural o gas fósil es una mezcla de gas de hidrocarburos que consisten principalmente en metano , pero que comprenden generalmente una cierta cantidad de otros alcanos superiores , y a veces un pequeño porcentaje de dióxido de carbono , de nitrógeno , de sulfuro de hidrógeno o helio . Presente de forma natural en determinadas rocas porosas , se extrae mediante perforación y se utiliza como combustible fósil o mediante la química del carbono . El metano generalmente se mejora mediante gas de síntesis a metanol . La deshidrogenación oxidativa de etano resultados en etileno , que se pueden transformar en epóxido de etileno , etilenglicol , acetaldehído o de otros alquenos . El propano se puede convertir en propileno o se puede oxidar a ácido acrílico y acrilonitrilo .
En 2018, el gas natural fue la tercera fuente de energía primaria utilizada en el mundo, representando el 22,8% del consumo, después del petróleo (31,6%) y el carbón (26,9%); su participación crece rápidamente (solo el 16% en 1973), al igual que su producción mundial (+ 234% en 46 años , de 1973 a 2019, impulsada por la explotación de gases no convencionales ).
En consecuencia, las emisiones globales de CO 2debido al gas natural ascendió a 6.743 Mt (millones de toneladas) en 2017, un 83,4% más desde 1990 según la Agencia Internacional de Energía . Representan el 21,2% de las emisiones por energía en 2017, frente al 44,0% del carbón y el 34,1% del petróleo. El sector del petróleo y el gas también genera más del 20% de las emisiones globales de metano, gas cuyo potencial de calentamiento global es 25 veces mayor que el del CO 2..
El gas natural se desarrolló rápidamente en la industria, los usos domésticos y luego la producción de electricidad, desde la década de 1970, para superar prácticamente al carbón. Sin embargo, el aumento en el comienzo del XXI ° siglo, el asentamiento de consumo en los países desarrollados, las necesidades de los países en desarrollo y el progreso en el carbón de procesamiento de carbón han dado un boom. Tras una caída de 2010 a 2014, el consumo mundial de gas natural ha reanudado su crecimiento desde 2015, impulsado por China (+ 18% en 2017, el doble del crecimiento medio de 2010 a 2016) y Europa, que sustituyen las centrales eléctricas de carbón por plantas de gas. .
Los dos principales productores de gas natural en 2019 son Estados Unidos (23,1%) y Rusia (17,0%), seguidos de Irán, Qatar, China y Canadá. Los principales consumidores son Estados Unidos (21,5%), Rusia (11,3%), China (7,8%) e Irán (5,7%). El consumo global creció un 35,9% entre 2009 y 2019, pero cayó un 14% en el Reino Unido, un 5% en Italia y un 3% en Francia, y creció un 37% en los EE. UU., Un 66% en Irán, un 17% en Japón y 241 % en China. En 2017, la producción de gas de Rusia aumentó un + 8% y Estados Unidos, que era un importador neto, se convierte en un exportador neto.
Las reservas siguen siendo poco conocidas, pero se han incrementado por la reciente explotación de gas no convencional ( gas de esquisto , etc. ). En 2019, según BP , las reservas globales probadas, un 17% más que en 2009 y un 50% con respecto a 1999, correspondieron a 49,8 años de producción. El 38% de ellos están ubicados geográficamente en Oriente Medio y el 32,3% en los países de la ex URSS. Solo Rusia, Irán, Qatar y Turkmenistán poseen el 57,4% de las reservas mundiales.
El gas natural se presenta en muchas formas, que se distinguen por su origen, composición y el tipo de reservorios en los que se encuentran. Este gas todavía está compuesto principalmente de metano y proviene de la desintegración de organismos vivos antiguos.
Además de los diferentes tipos de gas natural que se mencionan a continuación, existe el biogás (llamado biometano cuando se ha limpiado), un sustituto renovable resultante de la descomposición de la biomasa y, por tanto, determinados residuos de la actividad humana. Idealmente, el biogás (renovable) se utilizaría en el futuro para reemplazar el gas natural fósil ( emisor neto de CO 2participando por tanto en el calentamiento global ).
El nombre "gas natural" en el mundo de la energía cubre exclusivamente la forma fósil, el tema de este artículo.
El gas convencional no asociado es la forma de gas natural más explotada. “No asociado” significa que no está asociado con un campo petrolero , aunque su proceso de formación es bastante similar.
Se hace una distinción entre gas termogénico primario (que resulta directamente de la pirólisis natural del kerógeno ) y gas termogénico secundario (formado por la pirólisis del petróleo). El gas termogénico incluye, además del metano , una tasa variable de hidrocarburos más pesados, hasta heptano (C 7 H 16). También puede encontrar dióxido de carbono (CO 2), sulfuro de hidrógeno (también llamado "gas ácido" (H 2 S) y en ocasiones dinitrógeno (N 2) así como pequeñas cantidades de helio (He), mercurio (Hg) y argón (Ar) u otros contaminantes como el plomo cuando el gas proviene de un depósito profundo de "alta temperatura / alta presión".
El mercado internacional del gas natural y sus redes de transporte por gasoductos y cargueros de GNL fueron abastecidos principalmente por este tipo de gas convencional no asociado (ver apartado “ Industria del gas ”), pero en Estados Unidos el gas de esquisto adquiere cada vez más importancia y el biometano inyectados, aún emergentes, se esperan que como parte de la transición energética se vuelvan cada vez más importantes.
El gas asociado está presente en solución en el aceite, separado de este último durante la extracción. Durante mucho tiempo se ha considerado un desperdicio y, como tal, se ha encendido , lo que es un desperdicio de energía y una contaminación innecesaria, que al menos tiene el beneficio de mitigar el calentamiento global como el potencial de calentamiento global del CO 2.es 25 veces menor que la del metano. Se reinyecta cada vez más en el depósito geológico (lo que ayuda a mantener la presión allí para maximizar la extracción de petróleo) o se utiliza como energía . En 2016, casi 150 km 3 todavía se quemaban en bengalas por año, una ligera disminución de alrededor del 10% en 20 años a pesar del aumento de casi el 20% en la extracción de gas natural.
Proviene de la fermentación por bacterias de sedimentos orgánicos.
Como la turba , es un combustible fósil, pero su ciclo es relativamente rápido. Los depósitos biogénicos (alrededor del 20% de las reservas conocidas de gas convencional) son generalmente pequeños, dispersos y ubicados a poca profundidad. Tiene menos valor (por metro cúbico) que el gas termogénico, porque contiene una porción significativa de gases no combustibles (dióxido de carbono en particular) y no proporciona hidrocarburos más pesados que el metano.
El carbón contiene naturalmente metano y dióxido de carbono en sus poros. Históricamente, este gas ha sido mejor conocido por la amenaza mortal que representa para la seguridad de los menores: ha permanecido en la memoria colectiva como un grisú . Sin embargo, su explotación está en pleno desarrollo, particularmente en Estados Unidos. La minería implica estratos de carbón que son ricos en gas y demasiado profundos para ser extraídos de forma convencional. También se han realizado pruebas en Europa, pero la mayoría de los carbones europeos son bastante pobres en metano . China también está cada vez más interesada en la explotación de este tipo de gas natural .
Algunas lutitas contienen metano resultante de la degradación del kerógeno presente en la lutita y atrapado en sus capas y microgrietas. Pero, al igual que con el gas de lecho , existen dos grandes diferencias en comparación con las reservas de gas convencionales. La primera es que la lutita es tanto la roca fuente del gas como su reservorio. La segunda es que la acumulación no es discreta (mucho gas acumulado en un área pequeña) sino continua (el gas está presente en baja concentración en un enorme volumen de roca), lo que requiere una técnica específica.
Desde 2004, la técnica utilizada principalmente ha sido la hidrofractura asociada a la perforación direccional horizontal . Permite alcanzar y dislocar un mayor volumen de lutita con una sola perforación. La lutita es pre-fracturada por trenes de explosión y luego una inyección a muy alta presión de un fluido de fracturamiento compuesto de agua, arena y aditivos (tóxicos para algunos) extiende esta fractura. Cada pozo se puede fracturar (estimular) varias docenas de veces. Cada fracturamiento consume de 7 a 28 millones de litros de agua, de los cuales solo se recupera una parte .
Esta práctica, particularmente en los Estados Unidos, es cada vez más controvertida, denunciada por afectar el subsuelo, los ecosistemas superficiales y la salud. Las fugas de gas parecen frecuentes y podrían contaminar los pozos. El uso de productos tóxicos puede contaminar las aguas subterráneas. El agua de la fracturación hidráulica se eleva con contaminantes que son indeseables para la salud y los ecosistemas (sales, metales y radionúclidos) para cualquier persona que viva cerca de una fuente de extracción. La explotación en Francia sigue siendo fuertemente criticada. Jean-Louis Borloo , como ministro de Ecología , autorizó la primera perforación exploratoria en el sur de Francia antes de que el gobierno cancelara estas autorizaciones.
Los hidratos de metano (también llamados metano clatrato ) son estructuras sólidas que contienen metano prisionero. Provienen de la acumulación de hielo que contiene desechos orgánicos, la degradación es biogénica. Estos hidratos se encuentran en el permafrost o en el fondo del océano . Las estimaciones de los recursos de metano contenidos en los hidratos varían de 13 a 24 × 10 15 m 3 , o de 70 a 130 veces las reservas probadas de gas natural convencional. Sin embargo, la proporción de recursos que pueden explotarse en condiciones económicamente rentables sigue siendo difícil de cuantificar y sigue siendo objeto de controversia. Actualmente no existen tecnologías rentables para explotar estos recursos, pero se están realizando ensayos en Japón, a pesar del impacto potencialmente significativo en las emisiones de gases de efecto invernadero de esta posible explotación.
El chino comenzó a utilizar gas natural como combustible y fuente de iluminación en el IV º siglo aC. AD Los perforación de pozos para la extracción sistemática de la salmuera a la I er siglo antes de Cristo. AD ( dinastía Han ) llevó al descubrimiento de muchos "pozos de fuego" en Sichuan , que producían gas natural. Como se informó, esto fue resultado de la II ª siglo aC. AD una búsqueda sistemática de gas natural. La salmuera y el gas natural se condujeron juntos a través de tubos de bambú . Desde los pozos pequeños, el gas podía conducirse directamente a los quemadores donde se vertía la salmuera en tanques evaporadores de hierro fundido para hervir y producir sal . Pero el gas denso y acre extraído de profundidades de unos 600 m tuvo que mezclarse con aire primero , para que no se produjera una explosión . Para remediar esto, los chinos primero llevaron el gas a un gran tanque de madera de forma cónica , colocado a 3 m por debajo del nivel del suelo, donde otro conducto traía el aire . Lo que transformó el tanque en un carburador grande . Para evitar incendios por oleadas repentinas de gas, se usó un "tubo que empuja el cielo" adicional como sistema de escape.
En EuropaEn 1776, el físico Alessandro Volta descubrió el metano interesándose por el "gas de los pantanos", el antiguo nombre del gas.
Los primeros gases combustibles utilizados en Europa , a partir de 1785, fecha de su invención, serán gases manufacturados , es decir gases producidos en fábricas de gas y coquerías , principalmente a partir de carbón . Primero se utilizan como gas de iluminación , luego como combustible para turbinas y motores , tanto para calentar como para cocinar . En esta ocasión aparece el nombre gas ciudad . El gas fabricado será principalmente gas de carbón, pero también gas de petróleo y gas de petróleo , etc. La mayoría de los gases fabricados contienen principalmente hidrógeno , metano y monóxido de carbono .
La historia del gas manufacturado está ligada a la historia de nuestras ciudades y de los grandes grupos energéticos modernos, los mismos que luego entregarían gas natural.
El gas ciudad será mezclado, cuando la demanda será más importante con el gas de capa y el grisú -que tiene un mayor poder calorífico, debe ser "diluido" antes de ser inyectado a la red - así como el gas de petróleo licuado .
Los primeros usos modernos del gas natural aparecieron en los Estados Unidos alrededor de 1820 para el alumbrado público .
Si el petróleo fue objeto de una extensa explotación y uso industrial desde la década de 1850 , el gas natural tendría que esperar hasta la década de 1950 para despertar el interés mundial. Sus reservas y recursos, incluso su producción, no eran bien conocidos fuera de los Estados Unidos hasta finales de la década de 1960. El gas natural parecía ser una fuente de energía difícil de usar durante mucho tiempo. Su comercio en forma licuada ( GNL ) recién comenzó en 1964 en volúmenes muy modestos.
Desde el final de la Segunda Guerra Mundial, pero especialmente desde la década de 1960, el uso de gas natural se extendió por todo el mundo y suplantó gradualmente al gas fabricado . El gas natural tiene muchas cualidades, incluida la ausencia de toxicidad. El poder calorífico del gas natural es el doble que el del gas de carbón (9.000 cal / m 3 contra 4.250).
El gas natural requerirá ajustes especiales en toda su red de distribución, dispositivos de calefacción y otros, método de almacenamiento y transporte: ductos , gasoductos , barcos y puerto de GNL .
Francia En 1946, la Asamblea Nacional aprobó la ley para nacionalizar los sectores energéticos. Se crea Gaz de France (GDF). La primera actividad de Gaz de France durante sus primeros años consistió en producir y distribuir gas de carbón . El descubrimiento y puesta en servicio del campo de gas natural Lacq a finales de los años 50 permitió a Gaz de France reorientar su actividad hacia él y abandonar progresivamente el gas de carbón . Los parisinos reciben metano solo diez años después. Países Bajos El depósito Slochteren en la provincia holandesa de Groningen (29 de mayo de 1959) ( Slochteren gas fields (nl) ) se transporta rápidamente a los Países Bajos y Bélgica (1966). Noruega En 1969, el depósito Ekofisk fue descubierto en aguas noruegas, lo que provocó la exploración en el Mar del Norte , y sus reservas se estiman de hecho en más de 150 mil millones de metros cúbicos de gas y más de 500 mil millones de metros cúbicos de gasoil. En bélgica En 1971, toda la red de distribución se convirtió a gas natural. Distrigas se suministra a los Países Bajos (1965), Noruega (1973), Argelia (1975), Alemania y Abu Dhabi .Es principalmente gas natural conocido como “convencional no asociado” (ver apartado anterior) el que abastece al mercado europeo de producción de gas natural y sus redes de transporte por gasoductos y transportadores de GNL , luego distribución.
El gas natural procesado, con miras a su comercialización, es incoloro, inodoro e insípido. Contiene entre un 81% y un 97% de metano , siendo el resto principalmente nitrógeno. Es menos denso que el aire: su densidad es de 0,6 en comparación con el aire y su densidad es de aproximadamente 0,8 kg m −3 . Ocurre en su forma gaseosa por encima de aproximadamente −161 ° C , a presión atmosférica, pero puede ser adsorbido en el "reservorio de roca" (en el carbón a veces se habla entonces de gas de capa) en forma líquida (a alta presión y en profundidad).
Su valor calorífico superior (PCS) es de aproximadamente 11,5 kWh m −3 (52 MJ / kg ) en Francia, para el gas más consumido, llamado “H” (para “alto poder calorífico”) o 9, 7 kWh m −3 para gas “B” (para “bajo poder calorífico”). La presión de suministro (generalmente 20 mbar para “gas H” y 25 mbar para “gas L ”, o 300 mbar para usos de la pequeña industria o salas de calderas colectivas) así como la altitud afectan el valor del PCS.
Por razones de seguridad, desde el accidente de 1937 en New London (in) en Texas , que provocó la muerte de 295 personas en una escuela, un olor químico, a base de tetrahidrotiofeno (THT) o mercaptano (compuesto de azufre), le confiere un olor particular. para permitir su detección olfativa durante una fuga.
La explotación del gas natural pasa por cinco etapas:
El gas natural y el petróleo crudo a menudo se combinan y extraen simultáneamente de los mismos campos, o incluso de las mismas áreas de producción. Los hidrocarburos líquidos proceden del petróleo crudo en una proporción media cercana al 80%; el 20% restante, entre las fracciones más ligeras, el propano y el butano casi siempre se licúan para facilitar el transporte.
La exploración (búsqueda de yacimientos) y la extracción de gas natural utilizan técnicas aproximadamente idénticas a las de la industria del petróleo . Además, una gran parte de los yacimientos de gas conocidos en todo el mundo se han encontrado durante campañas de exploración destinadas a encontrar petróleo.
Durante la extracción de un gas presurizado, su enfriamiento y expansión en boca de pozo provoca la condensación de hidrocarburos (C 5hasta C 8que pueda contener) y agua . Los hidrocarburos líquidos ligeros recuperados, denominados “ condensados de gas natural ” o “ líquido de pozo de gas natural ”, corresponden a un petróleo extremadamente ligero y de muy alto valor (que produce gasolina y nafta ). Todo lo demás (hidrocarburos C 1 -C 4 , dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y helio) es gaseoso a temperatura ambiente y se transporta por tubería a una planta de tratamiento de gas. Por lo tanto, necesita dos redes de recolección, una para gas y otra para condensado.
En esta planta (que puede estar cerca de los campos, o cerca de los lugares de consumo), el gas luego se deshidrata por punto de rocío , luego se separan los diversos componentes. Los hidrocarburos C 2 a C 4 se venden bajo el nombre de gas licuado de petróleo (GLP y no GNL ). El dióxido de carbono se libera con mayor frecuencia a la atmósfera, a menos que haya un usuario cercano. A veces se reinyecta en una formación subterránea ( secuestro de CO 2) para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero . El gas ácido se vende a la industria química o se secuestra. El helio se separa y se vende, si está presente en cantidad suficiente; en algunos casos, es una adición muy importante a los ingresos del depósito.
Los condensados y los GLP tienen tal valor de mercado que ciertos depósitos se explotan solo para ellos, reinyectando el “gas pobre” (metano) cuando y cuando, por falta de salidas locales. Incluso cuando se vende la mayor parte del gas pobre, con frecuencia se vuelve a inyectar en el campo, para ralentizar la caída de presión y, en última instancia, recuperar una mayor parte del condensado y el GLP.
La otra parte (la más grande) se transporta por gasoducto o por cisterna de GNL a los lugares de consumo.
Aguas abajo: transporte gaseoso o líquidoEl transporte de gas tratado (gas pobre, casi exclusivamente metano) es por naturaleza mucho más difícil que el del petróleo. Esto explica por qué, durante mucho tiempo, los campos de gas fueron de interés para las empresas solo si estaban relativamente cerca de los lugares de consumo, mientras que los campos ubicados en lugares aislados solo se desarrollaron si su tamaño justificaba la infraestructura necesaria. Sabiendo que la rentabilidad de los campos de gas ha mejorado considerablemente en los últimos años, varios campos que se consideraban “subcomerciales” ahora son rentables.
Para transportar gas natural desde los campos a los lugares de consumo, los gasoductos son el medio más común. Sin embargo, una parte creciente del gas consumido se transporta en forma líquida, a −162 ° C y a presión atmosférica, es decir en forma de gas natural licuado (GNL), en buques de GNL . En esta forma líquida, el gas natural ofrece un poder calorífico igual a más de la mitad del del fuelóleo doméstico, a igual volumen.
Esta solución, que permite “condensar” la energía gaseosa en un volumen reducido, requiere inversiones muy importantes, tanto para la licuefacción como para el transporte. A título indicativo, el coste de una planta de licuefacción de tamaño mínimo, del orden de 45 Gthermies por año ( 3,5 millones de toneladas de gas natural licuado), es del orden de 400 a 500 millones de dólares y, si queremos duplicarlo. capacidad, debemos agregar un 85% más a este costo.
Buques de transporte, equipados con tanques criogénicos, también muy caros: en 2006, más de 200 millones de euros para una capacidad de 100 000 toneladas, el precio del petróleo de alrededor de 300 000 toneladas.
Teniendo en cuenta los precios del petróleo cada vez mayores necesidades energéticas de todo tipo y el aumento desde el comienzo del XXI ° siglo, todas estas inversiones son ampliamente justificada. El sector del gas natural licuado, sin embargo, requiere un tamaño significativo para ser económicamente viable, por lo que se requiere una alta producción para exportar para justificar la construcción de una planta de licuefacción y, por el contrario, importantes requisitos de importación para construir una terminal. En 2006, no hay ningún proyecto por debajo de dos a tres millones de toneladas por año para la exportación, y solo uno para la importación .
Durante su licuefacción, el gas natural se fracciona, si es necesario, para separarlo del etano , propano y butano . Al llegar cerca de los lugares de consumo, el GNL posiblemente se almacena en forma líquida y luego se vaporiza en terminales de GNL. Luego se emite en una red de transporte convencional. Aquí nuevamente, se requiere una inversión significativa para la recepción, almacenamiento y vaporización. Sin embargo, estas inversiones son menores que las de licuefacción o transporte por transportista de GNL.
Para el tratamiento, y si queremos separar el gas licuado de petróleo (GLP) antes del transporte, de los campos de gas y condensado (si estos están próximos), instalamos dos redes de captación, una para gas natural y otra para condensados. El gas y los condensados se envían a las instalaciones de tratamiento y desulfuración.
En los países importadores de gas, este combustible se compra a:
Dependiendo de la oferta en estos dos mercados, el precio puede depender del precio al contado , el precio a plazo y varios índices de petróleo o gas.
En 2019, según BP , las reservas globales probadas (reservas estimadas recuperables con razonable certeza en las condiciones técnicas y económicas existentes) de gas natural alcanzaron 198 800 Gm 3 ( bcm ), un 0,9% más en 2018, un 16,6% con respecto a 2009 y un 49,7%. % en comparación con 1999. Oriente Medio representa el 38,0% de las reservas mundiales y los países de la ex URSS el 32,3%.
Rango 2019 | País | 1999 (Tm 3 ) | 2009 (Tm 3 ) | 2019 (Tm 3 ) | % 2019 | var. 10 años | var. 20 años | Relación R / P |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
1 | Rusia | 32,9 | 34,0 | 38,0 | 19,1% | + 11,8% | + 15,5% | 56 |
2 | Iran | 23,6 | 28,0 | 32,0 | 16,1% | + 14,3% | + 35,6% | 131 |
3 | Katar | 11,5 | 26,2 | 24,7 | 12,4% | -6% | + 115% | 139 |
4 | Turkmenistán | 2.6 | 8.2 | 19,5 | 9,8% | + 138% | + 650% | 308 |
5 | Estados Unidos | 4.5 | 7.4 | 12,9 | 6,5% | + 74% | + 187% | 14 |
6 | porcelana | 1.4 | 2.9 | 8.4 | 4,2% | + 190% | + 500% | 47 |
7 | Venezuela | 4.6 | 5,6 | 6.3 | 3,2% | + 12,5% | + 37% | 238 |
8 | Arabia Saudita | 5.8 | 7.4 | 6.0 | 3,0% | -19% | + 3% | 53 |
8 | Emiratos Árabes Unidos | 5.8 | 5.9 | 5.9 | 3,0% | 0% | + 2% | 95 |
10 | Nigeria | 3.3 | 5,0 | 5.4 | 2,7% | + 8% | + 64% | 109 |
11 | Argelia | 4.4 | 4.3 | 4.3 | 2,2% | 0% | -2% | 50 |
12 | Irak | 3.1 | 3,0 | 3,5 | 1,8% | + 17% | + 13% | 329 |
13 | Kazajstán | 2.0 | 2.0 | 2,7 | 1,3% | + 35% | + 35% | 113 |
14 | Australia | 1,6 | 2.8 | 2.4 | 1,2% | -14% | + 50% | dieciséis |
15 | Egipto | 1.2 | 2.1 | 2.1 | 1,1% | + 0% | + 75% | 33 |
dieciséis | Canadá | 1,6 | 1,6 | 2.0 | 1,0% | + 25% | + 25% | 11 |
17 | Noruega | 1.2 | 2.0 | 1,5 | 0,8% | -25% | + 25% | 13 |
18 | Kuwait | 1.4 | 1,7 | 1,7 | 0,9% | + 0% | + 21% | 92 |
19 | Indonesia | 2,7 | 3.1 | 1.4 | 0,7% | -55% | -48% | 21 |
20 | Libia | 1.2 | 1,5 | 1.4 | 0,7% | -7% | + 17% | 151 |
21 | India | 0,6 | 1.1 | 1.3 | 0,7% | + 18% | + 117% | 49 |
Total mundial | 132,8 | 170,5 | 198,8 | 100% | + 17% | + 50% | 49,8 | |
Fuente: BP . Tm 3 = miles de miles de millones de metros cúbicos; var. 10 años = variación entre 2009 y 2019; var. 20 años = variación entre 1999 y 2019; R / P = Reservas / Producción 2019. |
Los primeros cuatro países de la lista representan el 57,4% de las reservas mundiales.
Se han descubierto importantes reservas de gas natural en el Mediterráneo oriental; esta zona denominada "cuenca del Levante" escondería, según estimaciones del Servicio Geológico de Estados Unidos , 3400 Gm 3 (miles de millones de metros cúbicos) de gas natural "in situ". No todo será recuperable, pero tales reservas podrían asegurar el consumo de un país como Francia durante al menos más de cincuenta años. Los primeros descubrimientos se remontan a 2009 en aguas israelíes: Tamar, luego Leviatán en 2010, Afrodita en aguas de Chipre en 2011 y Zohr en 2015 en aguas egipcias, donde ENI, asociada con la rusa Rosneft (30%) y BP (10%) , prevé el inicio de la producción a finales de 2017; La puesta en marcha de Léviathan está prevista para finales de 2019 y principios de 2020. Total y ENI se lanzaron enjulio 2017exploración del campo Onisiforos frente a la costa de Chipre; Egipto ha lanzado proyectos a gran escala frente al delta del Nilo y el Líbano está programado para otorgar permisos en el otoño de 2017.
Se está desarrollando un proyecto de gas gigante frente a la costa de Mozambique, inicialmente pilotado por Anadarko y luego por Total en 2019. El gas, bombeado desde el fondo del Océano Índico y luego transportado por gasoductos a la costa, se transformará en licuado natural. gas (GNL) luego exportado por el transportista de GNL. Otro gran proyecto también es lanzado por la American Exxon. Según Wood Mackenzie, Mozambique producirá el 6% del GNL del mundo cuando los proyectos Anadarko y Exxon alcancen la velocidad de crucero en 2027. Los depósitos descubiertos en el norte de Mozambique desde principios de la década de 2010 suman casi 5.000 millones de m 3 . Total está construyendo dos trenes de licuefacción, con una capacidad de 13 Mt / año ; la producción debería comenzar en 2024. Pero desde 2017, un grupo yihadista ha estado sembrando el terror en esta región.
Producción de gas natural de los seis principales productores
Fuente: BP
En 2019, según BP , la producción mundial de gas natural alcanzó los 3989 Gm 3 (bcm), un 3,4% más que en 2018 y un 35,9% desde 2009. La producción de Estados Unidos creció un 10,2%; su cuota de mercado se elevó al 23,1%, muy por delante de Rusia (17%).
Las estadísticas de producción de gas difieren según las fuentes, porque los métodos de cálculo pueden incluir o no el gas asociado quemado en una antorcha , o dar volúmenes de gas antes o después del secado y extracción de contaminantes, etc. Los datos de la Agencia Internacional de la Energía son algo superiores a los de BP, con una producción global de 4089 Gm 3 en 2019 frente a 3868 Gm 3 según BP. La producción, que era de 1 224 Gm 3 en 1973, aumentó un 234% en 46 años. La participación del gas natural en el suministro de energía primaria fue del 22,8% en 2018 frente al 26,9% del carbón y el 31,6% del petróleo; esta proporción ha aumentado drásticamente: era sólo del 16,0% en 1973.
En 2017, la producción de gas ruso aumentó un 8% y Estados Unidos, de importador neto, se convirtió en exportador gracias al gas de esquisto .
Año | Producción (Mtep) | Incrementar | Pieza prod. energía primaria |
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1973 | 991 | 16,0% | |
1990 | 1.688,3 | 19,2% | |
2000 | 2064,2 | 20,6% | |
2010 | 2.715,9 | + 7,0% | 21,2% |
2011 | 2798.1 | + 3,0% | 21,3% |
2012 | 2849,3 | + 1,8% | 21,3% |
2013 | 2 900,2 | + 1,8% | 21,5% |
2014 | 2 935,4 | + 1,2% | 21,5% |
2015 | 2 966,3 | + 1,1% | 21,6% |
2016 | 3.016,4 | + 1,7% | 22,0% |
2017 | 3.136,6 | + 4.0% | 22,5% |
2018 | 3293.1 | + 5,0% | 22,8% |
rango | País | Producción (Gm 3 ) | Producción ( Exajulios ) | % del total | var. 10 años | R / P | Notas |
---|---|---|---|---|---|---|---|
1 | Estados Unidos | 920,9 | 33.15 | 23,1% | + 65% | 14 | |
2 | Rusia | 679,0 | 24.45 | 17,0% | + 27% | 56 | |
3 | Iran | 244,2 | 8,79 | 6,1% | + 80% | 131 | |
4 | Katar | 178,1 | 6,41 | 4,5% | + 93% | 139 | |
5 | porcelana | 177,6 | 6,39 | 4,5% | + 107% | 47 | |
6 | Canadá | 173,1 | 6.23 | 4,3% | + 12% | 11,5 | |
7 | Australia | 153,5 | 5.52 | 3,8% | + 229% | 15,6 | |
8 | Noruega | 114,4 | 4.12 | 2,9% | + 10% | 13,4 | |
9 | Arabia Saudita | 113,6 | 4.09 | 2,8% | + 52% | 53 | |
10 | Argelia | 86,2 | 3.10 | 2,2% | + 13% | 50 | |
11 | Malasia | 78,8 | 2,84 | 2,0% | + 19% | 12 | |
12 | Indonesia | 67,5 | 2,43 | 1,7% | -13% | 21 | |
13 | Egipto | 64,9 | 2,34 | 1,6% | + 8% | 33 | |
14 | Turkmenistán | 63,2 | 2,27 | 1,6% | + 90% | 308 | |
15 | Emiratos Árabes Unidos | 62,5 | 2,25 | 1,6% | + 31% | 95 | |
dieciséis | Uzbekistan | 56,3 | 2,03 | 1,4% | -4% | 21 | |
17 | Nigeria | 49,3 | 1,77 | 1,2% | + 112% | 109 | |
18 | Argentina | 41,6 | 1,50 | 1,0% | + 3% | 8,7 | |
19 | Reino Unido | 39,6 | 1,43 | 1,0% | -35% | 4,7 | |
20 | Omán | 36,3 | 1,31 | 0,9% | + 52% | 18 | |
TOTAL MUNDIAL | 3 989,3 | 143,62 | 100% | + 36% | 49,8 | ||
Fuente: BP (excluyendo gas quemado o reinyectado; incluido el gas producido para licuefacción). Gm 3 = mil millones de metros cúbicos; var. 10 años = variación entre 2009 y 2019; R / P = relación reserva / producción (número de años de producción restantes, al ritmo de 2019). |
Para obtener más información sobre la producción por país, consulte la serie de regiones petroleras o los artículos sobre energía en el país en cuestión ( por ejemplo: Energía en los Estados Unidos , Energía en Rusia , etc. ).
Consumo de gas natural de los cuatro principales consumidores
Fuente: BP
En 2019, según BP , el mundo consumió 3.929,2 Gm 3 (miles de millones de metros cúbicos) de gas natural, o 141,45 EJ , un 2% más que el año anterior y un 33,6% más que en 2009.
El gas natural fue en 2018 la tercera fuente de energía más utilizada en el mundo con el 22,8% del suministro de energía primaria del mundo, después del petróleo (31,6%) y el carbón (26,9%); su participación ha aumentado drásticamente: solo era del 16,0% en 1973. El gas natural se utilizó principalmente en 2018 para la producción de electricidad y calor: 39,9% (centrales eléctricas: 27,9%, plantas de cogeneración: 10,2%, salas de calderas de la red de calefacción urbana: 1,8%), luego en el sector industrial : 18,3%, el sector residencial : 14,8%, el sector terciario : 6,4%, las necesidades específicas de la industria energética: 9,3%, usos no energéticos (químicos, fertilizantes): 5,9% y el sector transporte: 3,6%.
País | Consumo (Gm 3 ) |
Consumo ( Exajulios ) |
% del total | var. 10 años | |
---|---|---|---|---|---|
1 | Estados Unidos | 846,6 | 30,48 | 21,5% | + 37% |
2 | Rusia | 444,3 | 16.00 | 11,3% | + 12% |
3 | porcelana | 307,3 | 11.06 | 7,8% | + 241% |
4 | Iran | 223,6 | 8.05 | 5,7% | + 66% |
5 | Canadá | 120,3 | 4.33 | 3,1% | + 39% |
6 | Arabia Saudita | 113,6 | 4.09 | 2,9% | + 52% |
7 | Japón | 108,1 | 3,89 | 2,8% | + 17% |
8 | México | 90,7 | 3,26 | 2,3% | + 39% |
9 | Alemania | 88,7 | 3,19 | 2,3% | + 5% |
10 | Reino Unido | 78,8 | 2,84 | 2,0% | -14% |
11 | Emiratos Árabes Unidos | 76,0 | 2,74 | 1,9% | + 32% |
12 | Italia | 70,8 | 2,55 | 1,8% | -5% |
13 | India | 59,7 | 2.15 | 1,5% | + 22% |
14 | Egipto | 58,9 | 2.12 | 1,5% | + 44% |
15 | Corea del Sur | 56,0 | 2.01 | 1,4% | + 58% |
dieciséis | Tailandia | 50,8 | 1,83 | 1,3% | + 33% |
17 | Argentina | 47,5 | 1,71 | 1,2% | + 14% |
18 | Pakistán | 45,7 | 1,64 | 1,2% | + 32% |
19 | Argelia | 45,2 | 1,63 | 1,2% | + 72% |
20 | Francia | 43,4 | 1,56 | 1,1% | -3% |
TOTAL MUNDIAL | 3 929,2 | 141,45 | 100% | + 33,9% | |
Fuente: BP Gm 3 = mil millones de metros cúbicos; var. 10 años = variación entre 2009 y 2019. |
Los principales países exportadores, según BP , son:
Rango 2019 | País | por canalización | por mar ( GNL ) | Total | Clientes principales |
---|---|---|---|---|---|
1 | Rusia | 217,2 | 39,4 | 256,6 | Europa (194), Turquía, Bielorrusia , Japón |
2 | Katar | 21,5 | 107,1 | 128,6 | Asia (72), Europa (32), Emiratos Árabes Unidos (19,5) |
3 | Estados Unidos | 75,4 | 47,5 | 122,9 | México (54,7), Canadá (24,6), Asia (17,8), Europa (18,3) |
4 | Noruega | 109,1 | 6.6 | 115,7 | Europa (Alemania 27,8, Reino Unido 26,9, Países Bajos 25,3, Francia 20,8, etc.) |
5 | Australia | 104,7 | 104,7 | Japón (41), China (40), Corea del Sur (11) | |
6 | Canadá | 73,2 | 73,2 | Estados Unidos | |
7 | Argelia | 26,7 | 16.6 | 42,3 | Europa (30,8), Turquía (5,8), África |
8 | Países Bajos | 38,2 | 38,2 | Alemania (23,4), Bélgica, Francia | |
9 | Malasia | 35,1 | 35,1 | Japón (12,8), China (10), Corea del Sur (6,6), Taiwán | |
10 | Turkmenistán | 31,6 | 31,6 | China (31,6) | |
11 | Nigeria | 28,8 | 28,8 | Europa (15,8), Asia (10,5) | |
12 | Kazajstán | 27,5 | 27,5 | Rusia (20,6), China (6,5) | |
13 | Indonesia | 7.4 | 16,5 | 23,9 | Singapur (6,8), China (6,2), Japón (5,7), Corea del Sur (3,2) |
Total mundial | 801,5 | 485,1 | 1286,6 |
NB: se trata de exportaciones brutas, es decir, no se deduce el volumen de las importaciones. Por ejemplo, Canadá exportó 73,2 Gm 3 en Estados Unidos, pero también importó 24,6 Gm 3 de ese país. Asimismo entre Reino Unido y Holanda.
Los principales países importadores, según BP , son:
Rango 2019 | País | por canalización | por mar ( GNL ) | Total | Principales proveedores |
---|---|---|---|---|---|
1 | porcelana | 47,7 | 84,8 | 132,5 | Australia (39,8), Turkmenistán (31,6), Qatar (11,4), Indonesia (10) |
2 | Alemania | 109,6 | 109,6 | Rusia (55,6), Noruega (27,8), Países Bajos (23,4) | |
3 | Japón | 105,5 | 105,5 | Australia (41), Malasia (12,8), Qatar (11,9), Rusia (8,7) | |
4 | Estados Unidos | 73,3 | 1,5 | 79,4 | Canadá (73,2) |
5 | Italia | 54,1 | 13,5 | 67,6 | Rusia (20,7), Argelia (9,7), Qatar (6,4) |
6 | México | 50,8 | 6.6 | 57,5 | Estados Unidos (54,7) |
7 | Corea del Sur | 55,6 | 55,6 | Qatar (15,3), Australia (10,6), Estados Unidos (7,2), Malasia (6,6) | |
8 | Reino Unido | 33,2 | 18.0 | 51,2 | Noruega (26,9), Qatar (8,8), Rusia (7,8) |
9 | Francia | 36,8 | 22,9 | 49,9 | Noruega (20,8), Rusia (14,7), Países Bajos (4,4), Argelia (3,6), Nigeria (4,4) |
10 | pavo | 31,3 | 12,9 | 44,2 | Rusia (14,6), Azerbaiyán (9,2), Irán (7,4), Argelia (5,8) |
11 | Países Bajos | 40,0 | 40,0 | Noruega (25,3), Rusia (8) | |
12 | España | 16,0 | 21,9 | 37,9 | Argelia (12,5), Estados Unidos (4,5), Qatar (4,4), Nigeria (4,3) |
13 | India | 32,9 | 32,9 | Qatar (13,2), Angola (3,7), Nigeria (3,6), Emiratos Árabes Unidos (3,6) | |
Total mundial | 801,5 | 485,1 | 1286,6 |
NB: estas importaciones son brutas, a veces conviven con las exportaciones (Estados Unidos a Canadá, Holanda a países vecinos, Reino Unido, etc.).
China ha puesto en marcha una reforma para que el precio del gas se calcule en función de los precios de energías competidoras formadas por las fuerzas del mercado, y no en los costes de producción, como ocurría antes.
En 2017, la UE depende en un 65% del gas importado, especialmente de Rusia. Hasta el 90% del gas consumido en la UE ha cruzado al menos una frontera, lo que la hace vulnerable a una crisis del gas.
En 2013, la Unión consumió 387 M tep de gas natural (23,2% de su energía primaria ). Después de una caída del 5% en 2013, el volumen total de gas comercializado en los hubs europeos aumentó un 25% en 2014, alcanzando más de 40.000 TWh , un nuevo récord.
El gas Slochteren ( L-gas ) se utilizó masivamente después de su descubrimiento en 1959. Luego el descubrimiento y explotación de yacimientos ingleses y noruegos y la llegada de proveedores fuera del Espacio Económico Europeo (principalmente Rusia), el uso de GNL y las restricciones de la década de 1970 sobre la exportación de gas L a los Países Bajos disminuyó la importancia del gas L en Europa.
Bajo la égida de la Comisión (CE) , un Foro Europeo de Regulación del Gas (conocido como el "Foro de Madrid") se ha reunido dos veces al año desde 1999. Representantes de las autoridades reguladoras nacionales, gobiernos, la Comisión Unión Europea, operadores de sistemas de transporte de gas, los vendedores y comerciantes de gas, los consumidores y usuarios de la red de gas y los mercados de intercambio de gas están discutiendo el establecimiento de un mercado interior del gas . En 2013 negociaron la tarificación de los intercambios transfronterizos, la gestión de las “bajas capacidades de interconexión” y otros obstáculos técnicos o comerciales que obstaculizan el mercado interior del gas. En 2013, un reglamento impone como prioridad el desarrollo de la interconexión transfronteriza de redes energéticas (gas, petróleo, electricidad).
El lobby industrial del gas está notablemente representado en el Foro de Madrid por la asociación Eurogas . Defiende los intereses de los principales fabricantes y asociaciones de la industria europea del gas. Presidido por Jean-François Cirelli , vicepresidente de GDF Suez , también está presente en el Grupo de Coordinación de Gas , el Foro de Energía Ciudadana y otros grupos de interés.
En 2013, Eurogas estimó que la participación del gas ruso en los 28 países de la Unión Europea alcanzó el 27% (en comparación con el 23% en 2012); dado que el consumo de gas de la UE cayó por tercer año consecutivo, cayendo un 1,4% a 462 mil millones de metros cúbicos, después de caídas del 10% y 2% en 2011 y 2012; La producción europea de gas ha disminuido (en un 1% hasta los 156 000 millones de metros cúbicos), pero sigue siendo la principal fuente (33% del consumo, como en 2012) de la UE; Noruega también aumentó ligeramente su participación (23% frente al 22% en 2012), mientras que el tercer proveedor, Argelia, vio caer su participación del 9 al 8%; Qatar, que envía gas licuado ( GNL ), representó solo el 4% en 2013 (en comparación con el 6% en 2012), mientras que el GNL encuentra salidas más rentables en Asia; La participación de Rusia se remonta a alrededor del 40% de las importaciones de la UE, mientras que la tendencia fue más bien hacia una disminución durante la década anterior; la disminución de la demanda de gas en el mix eléctrico se atribuye en parte a la competencia de las energías renovables subvencionadas, pero también a los bajos precios del carbón; en 2012, el gas representó el 23,1% del consumo de energía primaria en la UE.
El consumo europeo de gas se redujo un 11% en 2014; ni la crisis de 2009 ni el año negro de 2011 habían provocado semejante debacle: el consumo cayó entonces un 7,2% y un 9,5% respectivamente, sin recuperarse después: la caída fue del 3,7% en 2012 y del 1,3% en 2013. El clima templado en parte explica esta disminución, porque pesa sobre las necesidades de calefacción de los europeos: en la primera mitad del año, la disminución fue del 18%; este efecto climático se ha sumado a la caída del consumo industrial ligada a la ralentización económica y al menor uso del gas para la producción de electricidad, donde se enfrenta a la competencia de energías renovables y carbón más barato. Según GDF Suez, las empresas energéticas europeas han cerrado 70 gigavatios de capacidad de centrales eléctricas de gas en los últimos años.
Gazprom , el principal proveedor de gas de la Unión Europea, anunció en enero de 2015 a sus clientes que deberán recoger el gas a sus expensas en Turquía, que sustituirá a Ucrania como zona de tránsito tras el abandono del gasoducto South Stream de Rusia . proyecto . Sin embargo, GDF Suez , ENI , E.ON y otras compañías de gas europeas tienen contratos a largo plazo que estipulan que Gazprom les entregue gas en puntos específicos, y no en la frontera greco-turca. Entonces, Gazprom tendría que pagar enormes sanciones. Los países europeos se ven afectados de diversas formas por este enfrentamiento: el Reino Unido, Bélgica y los Países Bajos no compran gas ruso, Polonia y Alemania se abastecen a través de Bielorrusia; pero se trata de Austria, Eslovaquia, la República Checa, todos los países del sur y sureste de Europa, así como los clientes italianos o franceses.
El principio de solidaridad entre los Estados miembros en caso de crisis del gas ha sido validado por los eurodiputados (enseptiembre de 2017). La nueva legislación apunta a una "mayor transparencia" y una menor dependencia energética de la UE; Los Estados deberán compartir sus redes de gas en caso de crisis (pero como "último recurso") en el marco de la "cooperación regional" proporcionando "bloques regionales" para "corredores de abastecimiento de emergencia" y "clientes protegidos" por solidaridad ”(Clientes objetivo, hogares o servicios públicos como hospitales). Se proporciona compensación para aquellos que tendrán que ayudar a sus vecinos. Cada Estado miembro debe elaborar (con la ayuda de la Comisión) un plan de prevención y emergencia en caso de escasez. Las empresas de gas deberán notificar a aquellas de sus contratos a largo plazo que se consideren "relevantes para la seguridad del suministro" (es decir, que representen el 28% del consumo anual de gas de un Estado miembro).
La normativa medioambiental de 2020 (RE 2020) conducirá a la desaparición paulatina de las nuevas viviendas climatizadas con gas natural en Francia, un movimiento ya en marcha en Suecia, Holanda y Reino Unido que han adoptado normativas similares.
Se suministran dos tipos de gas al mercado belga: gas rico o gas H (gas del Reino Unido, Noruega y Rusia, así como GNL ) y gas L ( gas Slochteren ). El gas H tiene una PCS de 11,630 kWh / Nm 3 , el gas L tiene una PCS de 9,769 kWh / Nm 3 . Esta diferencia de poder calorífico requiere que el gas H y el gas L se conduzcan a través de diferentes redes de gasoductos y divide a los usuarios belgas en consumidores de gas L y consumidores de gas H. La organización del mercado del gas es responsabilidad de la CREG , regulación de la Comisión de electricidad y gas . Para 2030, Bélgica solo se abastecerá de gas rico porque los Países Bajos planean disminuir y luego detener su producción de gas pobre . Actualmente se encuentra en una fase de transición para cambiar la oferta.
Infraestructura de gasAlmacenamiento en Brujas , Amberes (Wuustwezel) y Anderlues .
Estaciones de compresión en Poppel , Winksele , Berneau y Sinsin .
Red de transporteEl operador del sistema de transmisión es Fluxys ( GDF Suez ).
Red de distribuciónEl operador de la red de distribución es Distrigas ( Ente nazionale idrocarburi ).
Las infraestructuras incluyen:
Hay cuatro terminales de GNL: Fos-Tonkin , Fos-Cavaou , Montoir-de-Bretagne (cerca de Saint-Nazaire ) y Loon-Plage (cerca de Dunkerque). Se están desarrollando otros dos proyectos en el puerto de Le Havre-Antifer y en Fos-sur-Mer (proyecto Fos-Faster ) .
Los gasoductos internacionales y terminales de GNL están conectados, en fronteras y puertos (Francia importa el 98% del gas natural que consume) a la principal red de transporte, que se subdivide en una red de transporte regional.
Mientras que la red de transporte de electricidad está gestionada en Francia por un único operador, RTE , los intercambios de gas se organizan en torno a tres zonas de equilibrio de la red de transporte. Los remitentes pueden hacer circular su gas libremente dentro de una zona de balance, pagando solo en la entrada y salida:
La red de distribución transporta gas desde las principales infraestructuras de la red de transporte hasta los consumidores. Veinticinco empresas distribuidoras de gas brindan este servicio. GrDF asegura la distribución del 96% del mercado. También hay veintidós empresas de distribución local y tres "nuevos participantes" .
Storengy , filial de Engie , así como Teréga (antes TIGF ), filial de Snam , GIC , EDF y Predica , cuentan con instalaciones de almacenamiento de gas ubicadas en las distintas zonas de balance.
Mercados mayoristasLos operadores compran gas en los mercados mayoristas:
El precio al por mayor del gas se fija sobre el precio de los productos del petróleo, generalmente con un desfase de tres a seis meses.
El mercado minorista y el precio del gasLos clientes de Francia pueden elegir entre una tarifa regulada o un precio de mercado.
A 30 de septiembre de 2014, el número de consumidores que permanecieron en la tarifa regulada fue de 7,39 millones contra 9,5 millones en 2010; de los 3,2 millones de particulares que han abandonado la tarifa regulada, cerca del 90% han optado por ofertas de precio fijo, en particular las de EDF (1 millón de clientes de gas), de la propia GDF Suez ( 1,5 millones) y Lampiris (109.000 clientes). ) que ganó enenero 2015Convocatoria de licitaciones de UFC Qué elegir para una compra grupal que permitirá a los suscriptores beneficiarse durante un año de un precio fijo igual al precio de venta regulado deenero 2015descontado en un 13%; ENI y Direct Energie también ofrecen tarifas indexadas a la tarifa regulada, con un descuento entre - 10 y - 1%, pero la fórmula de precio fijo fue elegida por el 80% de los 400.000 clientes de ENI y el 10% de los 300.000 clientes de Direct Energie.
De los aproximadamente 10,6 millones de suscriptores privados de gas al final de septiembre 2014, el histórico proveedor GDF Suez , único autorizado para ofrecer la tarifa regulada, aún capta 8,9 millones (o el 84%), ya sea a tarifa regulada o como oferta de mercado. EDF ocupa el primer lugar entre los proveedores "alternativos", con el 9,5% de la cuota de mercado del número total de sitios y el 60% de la cuota de mercado de los proveedores alternativos. En volumen, la cuota de mercado de EDF es del 8% (10 TWh de 125 TWh).
Las tarifas de venta de gas reguladas deben cubrir, en principio, los costes de suministro de los operadores (ley de 3 de enero de 2003). Estas tarifas son fijadas por los ministros responsables de Economía y Energía, con el asesoramiento de la CRE.
La tarifa regulada, al igual que el precio de mercado para el individuo, se analiza como la suma:
El 18/04/2013, la Autoridad de Competencia emitió un dictamen recomendando la abolición gradual de las tarifas reguladas del gas, comenzando por los consumidores industriales; considera que estas tarifas constituyen el principal factor de disfunción del mercado de suministro de gas, que disuaden a proveedores alternativos de ingresar al mercado para competir con GDF y EDF, aunque estos nuevos entrantes podrían estimular la competencia promoviendo ofertas de mercado menos costosas que las tarifas reguladas .
La fórmula de cálculo de las tarifas reguladas fue modificada por la CRE durante el verano de 2014: la cuota de indexación sobre los precios del mercado mayorista se incrementó del 45,8% al 60%.
A 1 st de enero de 2 015, se suprimieron las tarifas reguladas para los abonados profesionales de gas cuyo consumo anual sea superior a 200 MWh ; para entonces deben haberse suscrito a una oferta de mercado; Se trata de 40.000 sitios: actores públicos (hospitales, escuelas, residencias de ancianos, etc.) pero también miles de pequeñas empresas o grandes condominios. Desde la promulgación de la ley sobre el consumo de18 de marzo de 2014, que estableció este plazo crucial para la apertura de los mercados energéticos, 20.000 sitios ya se han cambiado a ofertas de mercado. A1 st de enero de 2016, se suprimirán las tarifas reguladas para los 105.000 profesionales cuyo consumo supere los 30 MWh anuales. A23 de diciembre de 2014, 26.000 sitios no se habían suscrito a una oferta de mercado; cambiaron automáticamente a una oferta de mercado de transición de seis meses por parte del operador predominante, cuyos precios serían en promedio un 3% más altos que las tarifas reguladas anteriormente. Los proveedores de gas alternativo se han visto abrumados por las demandas, especialmente las licitaciones públicas de consumo; además, la mayoría de las ofertas son a precios fijos, lo que es ilegal para las entidades públicas.
Los precios regulados del gas caen un 3,5% en el 1 st de marzo de el año 2015 ; de hecho, están indexados al 40% a los precios del petróleo, que cayeron un 60% entre junio ydiciembre 2014 ; la fórmula de cálculo de la tarifa del gas refleja la evolución de los precios del crudo de seis a ocho meses de retraso; como resultado, los precios del gas deberían caer entre un 8 y un 9% entreenero 2015 y julio 2015. En 2014, el precio regulado perdido alrededor de 7% hasta septiembre, a continuación, se recuperó de la 1 st de octubre para terminar el año en el 2,1% en el año; este repunte estuvo vinculado a la evolución de los precios en el mercado mayorista del gas, que representa el 60% en la fórmula de cálculo de tarifas; sin embargo, los precios del mercado aumentan en invierno debido a la demanda de calefacción. La reducción de aranceles desde principios de 2014 ha permitido al gobierno introducir el impuesto al carbono enabril de 2014 y aumentarlo a 1 st de enero de 2 015 (+ 1,8% sobre el precio total).
La Comisión Reguladora de Energía propuso enMayo de 2015incrementar la participación del precio de mercado en la fórmula de indexación de tarifas reguladas a un nivel entre el 70% y el 80%, frente al 59,8% actual, modificación que refleja la evolución de las condiciones de suministro de Engie. Por otra parte, la evolución de la infraestructura cuesta tener en cuenta el 1 er julio debería resultar en un aumento en promedio un 2,3% en los precios regulados.
Programación de energía plurianualEl programa energético plurianual (EPI), en su versión casi final publicada el 20 de enero de 2020, prevé una disminución de los volúmenes de gas consumido en un 22% para 2028, porque “el gas natural es un combustible fósil que, como tal, debe ser eliminados del mix energético 2050 ” . Para ello, el gobierno cuenta con acciones de eficiencia energética, en particular en los edificios. El objetivo de aumentar el gas renovable es pasar de 1,2 TWh de biogás inyectado a la red en 2018 a 6 TWh en 2023; representaría del 6 al 8% del consumo de gas en diez años; la previsión de tarifas de alimentación de los productores se eleva a 75 € / MWh de media en 2023 en lugar de los 67 € / MWh previstos anteriormente.
A nivel mundial, el uso de gas natural está creciendo donde sea que pueda sustituir al petróleo o al carbón: el consumo mundial de gas natural aumentó un 33,6% entre 2009 y 2019. De hecho, tiene varias ventajas en comparación con este último: menos costoso en general , menos contaminante, también permite una diversificación de los suministros energéticos de los países importadores ( geopolítica ), incluso si la crisis entre Ucrania y Rusia a principios de 2006 muestra que esto no es la solución rápida. En algunos países, como Rusia o Argentina , el uso de gas natural incluso ha superado al de petróleo.
El gas natural se ha convertido en una industria global, lo que contrasta marcadamente con la época (hasta la década de 1950, mucho más tarde en algunos países), cuando se percibía sobre todo como un coproducto voluminoso y peligroso (gas asociado) de los pozos de petróleo (ver Quema y descarga de gas natural ).
Es una fuente de energía cada vez más utilizada por la industria para producir calor (calefacción, hornos, etc.) y electricidad , posiblemente en cogeneración o trigeneración. En 2018, en todo el mundo, el 23,1% de la electricidad se produjo a partir de gas natural (carbón: 38,2%, petróleo: 2,9%, nuclear: 10,2%, energía hidroeléctrica: 15,8%, otras energías renovables: 9,8%), frente al 12,1% en 1973 y el 41,8%. El% del calor producido para abastecer las redes de calefacción urbana se extrajo del gas natural (carbón: 42,8%, petróleo: 3,7%, biomasa y residuos: 7,4%). En los individuos, el gas natural se utiliza para calentar, calentar agua y cocinar alimentos. Finalmente, en los últimos años, el gas natural comprimido en cilindros se ha utilizado en muchos países como combustible para vehículos ( GNV ).
El gas natural es uno de los combustibles fósiles menos contaminantes. En teoría, si su combustión fuera perfecta y completa, solo emitiría agua y dióxido de carbono según la reacción:CH 4 + 2O 2 → CO 2+ 2H 2 O.
Si no produce hollín (partículas de 10 a 100 nm ), un estudio publicado en 2008 muestra que un calentador de agua normal con quemador de gas o estufa produce partículas ultrafinas o nanopartículas (de 1 a 10 nanómetros de diámetro). En una caldera de condensación , su tasa es menor (0.1 mg Nm −3 o miligramo por metro normo-cúbico) gracias a una combustión optimizada, pero un quemador de estufa de gas normal genera tasas de partículas mucho más altas (5 mg Nm −3 ) así como una "cantidad significativa" de hidrocarburos aromáticos policíclicos que quizás podrían interactuar con estas nanopartículas.
Como todos los combustibles fósiles , su combustión libera dióxido de carbono: 56,9 kgCO 2eq por giga joule PCI de calor producido (frente a 73,8 para el fueloil doméstico y 96 para el carbón ); en comparación con el carbón y el petróleo, las emisiones a lo largo del ciclo completo "del pozo al quemador" y no solo las resultantes del uso final del combustible también son menores: 67,7 kgCO 2eq / GJ, frente a 89,9 para el fueloil doméstico y 105 para el carbón ; la extracción y el procesamiento del gas natural consumen menos energía que el fuel oil, pero más que el carbón: 10,8 kgCO 2eq / GJ frente a 16,1 para el fueloil doméstico y 8,85 para el carbón.
Pero el gas natural es responsable, desde su extracción hasta la combustión y su transporte, de importantes emisiones de metano , principal componente del gas natural; pero el potencial de calentamiento global del metano es 25 veces mayor que el del CO 2.
El uso de gas natural no produce polvo, casi nada de óxidos de nitrógeno (NOx) y no deja cenizas , y casi ninguna contaminación local por óxidos de azufre , la desulfuración se realiza aguas arriba, a nivel de la planta de procesamiento de gas natural. Esto tiene una consecuencia económica directa en comparación con otros combustibles fósiles: una instalación ( central eléctrica , sala de calderas, planta de cemento u otra) que quema carbón necesita dispositivos de control de la contaminación para extraer azufre , NOx y polvo de los humos. Con el gas natural, estos dispositivos son innecesarios, lo que resulta en ahorros significativos.
El gas natural es hoy en día la materia prima de buena parte de la industria química y petroquímica: hasta casi la totalidad de la producción de hidrógeno , metanol y amoniaco , tres productos básicos, que en su torre se utilizan en diversas industrias:
La química del metano en la industria petroquímica se presenta a continuación:
En 2015, 22,4 millones de vehículos de gas natural circulan en el mundo, especialmente en Irán ( 4,1 millones ), China ( 4 millones ), Pakistán ( 3,7 millones ), Argentina ( 2,5 millones ), Brasil ( 1,8 millones ), India ( 1,8 millones). ) e Italia ( 0,89 millones ).
El gas natural es un combustible para vehículos de carretera o industriales en forma comprimida a 200 bares (GNC) o licuado a −163 ° C (GNL). Biogás, resultante de la recuperación de residuos orgánicos por metanización, una vez purificado en biometano y también utilizado, comprimido o licuado (equivalente al gas natural). La combustión de gas natural y biometano es químicamente mucho más limpia que la de los combustibles convencionales (CO 2 : -25% vs gasolina, sin partículas, óxidos de nitrógeno: -80%) y los motores de GNC son dos veces más silenciosos . Así, en Europa encontramos vehículos y vehículos comerciales ligeros, equipos especiales y de limpieza, camiones, autobuses y basureros domésticos que funcionan con gas. Su alcance se extiende desde 300 km para vehículos ligeros de GNC hasta 1.000 km para vehículos pesados de GNL.
El gas natural también es una de las posibles fuentes de hidrógeno para las pilas de combustible . Este hidrógeno puede considerarse " verde ", si el gas que se utiliza para producir es de origen renovable ( biometano ), puede contribuir a la neutralidad de carbono y a la transición energética .
En Europa desde 2016, el programa PACE prevé la instalación de 2650 microgeneradores en la Unión y una capacidad de producción de al menos 1000 máquinas / año en 2018 por cuatro grandes instaladores.
De 2018 a 2020, en Francia, Ademe unió fuerzas con GRDF para probar durante tres años alrededor de cincuenta celdas experimentales de gas natural que suministrarán electricidad y calor en cogeneración en edificios de apartamentos, casas o edificios de pequeñas empresas. Este tipo de baterías ya son comunes en Japón (líder en este campo) y emergentes (incluso en uso doméstico) en Alemania, donde se comprarán las baterías ( Viessmann ). Su eficiencia energética es de 1,4 a 1,5 veces la de una caldera de condensación ).
En 2018, su coste de compra y mantenimiento durante tres años sigue rondando los 25.000 € / unidad (pero Ademe y GRDF cubrirán 20.000 € para las 50 instalaciones ) y su núcleo debe cambiarse a los diez años. Se espera que aumente la proporción de biometano en las redes (objetivo del 10% en 2030 en Francia), mientras que los precios de la electricidad fotovoltaica deberían seguir cayendo, lo que hará que la pila de combustible sea más competitiva.
El poder calorífico de un combustible es la cantidad de calor expresada en kWh o MJ, que sería liberada por la combustión completa de 1 m 3 (m³ (n)) normal de gas seco en aire a presión absoluta constante e igual a 1.013 25 bar, estando el gas y el aire a una temperatura inicial de 0 ° C (cero grados Celsius), reduciéndose todos los productos de combustión a 0 ° C y una presión de 1,013 25 bar.
El poder calorífico del gas natural se expresa en MJ o kWh por metro cúbico normo ( Nm 3 ).
Hay dos poderes caloríficos:
PCS = PCI + Calor latente de condensación (o vaporización) del agua mayor poder calorífico (PCS) Esta es la cantidad de calor que se liberaría por la combustión completa de un metro cúbico normal de gas. El vapor de agua formado durante la combustión vuelve al estado líquido y los otros productos de la combustión vuelven al estado gaseoso. menor poder calorífico (PCI) Se calcula deduciendo del PCS el calor de vaporización (2 511 kJ / kg ) del agua formada durante la combustión y posiblemente del agua contenida en el combustible. Calor latente de condensación (o vaporización) La combustión de un hidrocarburo genera, entre otras cosas, agua en estado de vapor. Para la vaporización de 1 kg de agua, se requieren 2.511 kJ de calor. Esta energía se pierde cuando el vapor de agua contenido en los gases de combustión se descarga con ellos a través de la chimenea, a menos que se recupere, como en las calderas de condensación, condensando el vapor de agua contenido en los gases. por el cual circula el agua fría: el agua fría entrante recupera primero las calorías del vapor que se ha condensado antes de ser calentado "definitivamente" en el quemador, y el agua de combustión condensada se descarga por un desagüe.La recuperación de calor por condensación es particularmente útil para el gas natural, que contiene principalmente metano, CH 4, gas que tiene la mayor proporción de átomos de hidrógeno por molécula (4 H para un C). Este hidrógeno se combina con el oxígeno durante la combustión para producir calor y agua, inmediatamente vaporizado y mezclado con los otros productos de combustión (principalmente CO 2). Este alto contenido de hidrógeno en el gas natural hace que una parte no despreciable (alrededor del 10%) de la energía liberada durante la combustión sea absorbida por la vaporización del agua. Este 10% absorbido se devuelve en gran parte a las calderas de condensación.
Relación PCI / PCS para gas natural: aproximadamente 0,9028 (3,25 / 3,6)
Para el gas natural, distinguimos:
Para la mayoría de los electrodomésticos, estos dos tipos de gas son intercambiables, sin embargo, algunos electrodomésticos requerirán un ajuste.
El gas natural, hasta la década de 1970, tenía poco interés por razones prácticas: difícil de transportar, menos energético que el carbón o el fuel oil por el mismo volumen, peligroso de manejar, a menudo se quemaba con un soplete .
A partir de los dos choques petroleros , el comercio de gas natural aumentó, pero la valoración del gas natural, para el mismo contenido energético, sigue siendo mucho menor que la del petróleo . Los sitios grandes cerca de un puerto son más rentables. La geopolítica del gas natural empieza a tener puntos en común Con la geopolítica del petróleo , pero siempre con diferencias importantes ; en particular, el gas natural es a menudo objeto de contratos a largo plazo para financiar los gasoductos o estaciones de licuefacción necesarios para este comercio. Este modo de operación comercial hace que el mercado sea lento y concierne a un número reducido Cuántos Actores , No facilitando Su desarrollo.
La dependencia de Europa del gas ruso ha sido un problema estratégico desde las repetidas crisis de Ucrania. En 2013, según un estudio de Eurogas , la participación del gas ruso en el consumo de los 28 países de la Unión Europea alcanzó el 27%, frente al 23% en 2012; El consumo de gas de la UE, sin embargo, cayó por tercer año consecutivo, cayendo un 1,4%, después de caídas del 10% y el 2% en 2011 y 2012; la producción de gas en el territorio de la Unión Europea ha disminuido un 1% pero sigue siendo la principal fuente (33% del consumo, como en 2012); Noruega aumentó ligeramente su participación (23% en comparación con 22% en 2012); La participación de Rusia se remonta a alrededor del 40% de las importaciones de la UE, mientras que la tendencia ha sido más bien hacia una disminución durante la última década.
En octubre de 2015, se ha puesto en servicio una terminal marítima de gas natural licuado (GNL) en Świnoujście , en el noroeste de Polonia, cerca de la frontera con Alemania. Ahora permite a Polonia obtener suministros mediante buques tanque de GNL de muchos países como Qatar y Nigeria. La puesta en servicio de la terminal de GNL de Świnoujście reducirá significativamente el riesgo de presión rusa y, sobre todo, permitirá a Polonia elegir a sus proveedores de forma independiente y negociar los precios libremente. La terminal tendrá una capacidad de 5 mil millones de m 3 por año, o un tercio del gas consumido por Polonia, del cual alrededor del 40% proviene de Rusia. También permitirá abastecer, a través de un gasoducto, a los países bálticos, dependientes de Rusia, del 30% al 100% de sus compras de gas, según un protocolo firmado al inicio.octubre de 2015en Bruselas ; la Unión Europea financiará la mitad de este oleoducto.
Lituania recibió el 21 de agosto de 2017su primer carguero de GNL cargado con GNL de los Estados Unidos. El acuerdo sobre la entrega de GNL se firmó a finales dejunio de 2017con el grupo estadounidense Cheniere. El gas entregado servirá a los clientes lituanos, así como a los clientes de Letonia y Estonia. A medio plazo, Lituania quiere abastecerse de hasta el 50% del GNL, que será suministrado principalmente por la empresa noruega Statoil. El resto será abastecido por un gasoducto que lo conectará con Rusia. Lituania puso fin al monopolio de la rusa Gazprom en 2014, con la apertura de la terminal de gas de Klapeida. En 2015, se firmó un acuerdo en Bruselas para financiar una interconexión de gas entre Lituania y Polonia, cuya construcción debería estar terminada a finales de 2019. La Unión Europea está impulsando un gasoducto que conectará Estonia con Finlandia, otro proyecto que prevé un interconexión entre Estonia y Letonia.
La combustión de gas natural produce menos emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera que el equivalente de carbón o fuel oil pesado, pero las emisiones de metano (cuyo potencial de calentamiento global es 25 veces mayor que el del CO 2) en cada etapa del ciclo del gas natural compensaron parcialmente esta ventaja.
Los principales peligros directos son las explosiones y los incendios. Los productos de la combustión de metano son peligrosos para la salud (riesgo de asfixia en atmósfera confinada o en caso de mala combustión):
Se trata principalmente de aguas arriba del sector (desde el pozo hasta el cliente final) y grandes clientes industriales.
Los principales peligros del gas natural están relacionados con el hecho de que se extrae, transporta y suministra a presión, que es inflamable y explosivo. La explotación costa afuera o en tierra de gases profundos (más de 4 o 5 km de profundidad), calientes ( 190 ° C a más de 200 ° C ), muy corrosivos y de muy alta presión son fuentes de nuevos riesgos, como 'mostró el accidente de Elgin .
Pueden expresarse a lo largo de la cadena (desde el accidente de perforación hasta la contribución del gas natural al efecto invernadero, incluidos los terremotos inducidos ).
A medida que se agotan los depósitos más accesibles, los fabricantes de gas deben perforar más profundamente y explotar gases “no convencionales” que a menudo son más sucios , es decir, más ácidos , corrosivos y tóxicos . Por tanto, los fabricantes deben tratar y gestionar una cantidad creciente de azufre (en forma de H 2 Sprincipalmente), lo que aprendieron a hacer en Francia en la década de 1950 con el yacimiento Lacq en el suroeste de Francia (16% de sulfuro de hidrógeno y 10% de CO 2, dos gases acidificantes y muy tóxicos para el H 2 S). Cada vez más se enfrentan a la presencia de mercurio y sulfuro de plomo y / o sulfuro de zinc , fuentes de riesgo de obstrucción por incrustaciones minerales en el pozo, las válvulas de seguridad o la boca del pozo. Ahora estamos hablando de “gas ultraácido ” ( gas ácido y ácido para angloparlantes), por ejemplo para el gas de Elgin-Franklin en el Mar del Norte. 40% del gas en las reservas mundiales conocidas en 2005 y propensos a ser explotadas (más de 2.600 billones de pies cúbicos) es ácida o ultra-ácida y rica en H 2 S. En estas reservas, más de 350 mil millones de pies cúbicos contienen más del 10% de H 2 S. Además de los riesgos de corrosión exacerbados para la infraestructura extractiva, este carácter ácido-tóxico es a priori una fuente de un riesgo ambiental adicional en caso de accidente o fugas crónicas.
La fracturación hidráulica consume grandes cantidades de agua y utiliza aditivos químicos a menudo tóxicos. La quema y las fugas también tienen efectos directos e indirectos sobre el clima y la acidificación del medio ambiente (ver más abajo).
La Agencia Internacional de Energía estima las emisiones globales de CO 2debido a la combustión de gas natural en 6.743 Mt (millones de toneladas) en 2017, en comparación con 2.044 Mt en 1971 y 3.677 Mt en 1990; el aumento desde 1990 es del 83,4%.
El gas natural fue responsable del 21,2% de las emisiones de CO 2debido a la energía en 2018, frente al 44,0% del carbón y el 34,1% del petróleo; en 1973, la participación del gas era sólo del 14,4%.
La revista Science publica enjunio 2018un estudio en profundidad que califica las fugas de metano en la cadena de suministro de petróleo y gas natural de los Estados Unidos en 2015 en un 2,3% de la producción de gas natural, un 60% más que las estimaciones ambientales de la Agencia de Protección .
El gas natural se presenta a menudo como menos contaminante que el petróleo y es preferible al carbón, con emisiones de CO 2.40% menos y prácticamente sin emisiones de dióxido de azufre si se desulfura. Pero las fugas de metano amenazan con anular esos beneficios, según la Agencia Internacional de Energía (AIE), que estima que cada año las empresas de petróleo y gas liberan más de 75 millones de toneladas de metano a la atmósfera, y que la tasa de fuga promedio alcanza el 1,7% para la cadena de gas; esto representa, dependiendo de las fuentes, del 13% al 20% de las emisiones de metano. Trece grandes empresas agrupadas en la Oil & Gas Climate Initiative han anunciado su intención de avanzar hacia cero emisiones.
La quema es una emisión directa y voluntaria de gases de efecto invernadero (en forma de dióxido de carbono [CO 2] principalmente).
El sector del gas también genera emisiones de metano (CH 4) y otros contaminantes durante la perforación, explotación del campo, almacenamiento, compresión, transporte y distribución de gas. Las técnicas modernas de fracturamiento hidráulico aumentan el riesgo y el nivel de fugas o pérdidas durante la perforación, y existen incertidumbres en cuanto a la confiabilidad a mediano o largo plazo del taponamiento de pozos al final de la producción, particularmente en áreas sísmicamente activas .
En términos de emisiones de combustión, el gas natural "clásico" parece interesante: 239 g CO 2e por kWh (en comparación con el carbón que emite 346 g CO 2e por kWh). Sin embargo, el gas de esquisto tiene emisiones indirectas mucho más altas porque la técnica de fragmentación hidráulica utilizada para su extracción conduce a fugas de metano de al menos el 4% de la producción del depósito; lo que hace que el gas de esquisto sea tan emisivo como el carbón.
El gas natural se ha promocionado durante mucho tiempo como un combustible menos dañino para el clima que el carbón y los productos del petróleo. Esto es parcialmente cierto, ya que emite menos gases de efecto invernadero por unidad de masa que otros combustibles fósiles cuando se quema. Una central eléctrica de gas emite ~ 57% menos CO 2por kilovatio-hora (kWh) que una central eléctrica de carbón , y es en promedio un 20% más eficiente en la conversión de energía de combustible en electricidad que con carbón, por lo tanto, la sustitución del carbón por gas se presentó inicialmente como un puente hacia un carbón. -sector de energía libre.
Esta afirmación, sin embargo, tiende a matizarse o incluso a contradecirse, especialmente a partir de la década de 1980, cuando los estudios comenzaron a tomar en cuenta los efectos indirectos y relacionados de la explotación de fuentes de metano fósil, en el caso particular (que tiende a convertirse en el caso generalizado). ) de gases no convencionales, así como los efectos indirectos de un menor precio de la energía-gas, que se ha vuelto temporalmente abundante gracias a la fracturación hidráulica .
En 2019, el consenso es relativo: la conversión de carbón a gas es deseable, pero solo como un paso, y en buenas condiciones ambientales.
Los países productores no son los únicos afectados o responsables por las exportaciones de gas al exterior.