Le Gaz c'est le combustible qui émet le moins de CO2

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C'est fait :

La Russie ouvre le robinet du premier gazoduc "historique" vers la Chine

AFP•02/12/2019

Le président russe et son homologue chinois ont salué lundi l'inauguration "historique" d'un gazoduc commun, le premier de trois projets gaziers en cours d'achèvement par la Russie pour asseoir sa domination sur le marché du gaz.

"Le robinet est ouvert!" a déclaré le patron de Gazprom Alexeï Miller, alors que le gaz russe des gisements de Sibérie orientale franchissait la frontière chinoise dans le gazoduc "Power of Siberia" (Force de Sibérie).

Le tube connecte, via plus de 2.000 km de tuyaux, les gisements de Sibérie orientale à la frontière chinoise. A terme, le réseau dans son ensemble sera long de plus 3.000 km.

Ce chantier a mobilisé au total quelque 10.000 personnes pendant cinq ans, travaillant alors que les températures dans ces régions pouvaient tomber à -50°C.

Lors d'une vidéo-conférence avec le Chinois Xi Jinping, Vladimir Poutine a salué "un événement véritablement historique" qui "portera la coopération stratégique russo-chinoise à un tout autre niveau".

"Le développement des relations sino-russes est et sera une priorité de la politique étrangère de chacun de nos pays", a pour sa part déclaré Xi Jinping, très lié à son "ami" Poutine.

Sur place des deux côtés de la frontière, des employés de Gazprom et PetroChina, en uniformes bleus et blancs pour l'entreprise russe et rouges pour la société chinoise, sont apparus à l'écran, en rangs serrés, figés, avant d'acclamer d'une seule voix le lancement officiel du tube.

Destiné à assouvir l'immense appétit énergétique chinois, ce projet concrétise la volonté russe d'un rapprochement avec l'Asie, face à un Occident jugé hostile. Côté chinois, il sera achevé en 2022-2023 pour amener du gaz jusqu'à Shanghai.

Le coût de "Power of Siberia" a été estimé par Gazprom à 55 milliards de dollars, pour une capacité en 2022-2023 de 38 milliards de m3 par an, soit 9,5% du gaz consommé en Chine.

Les critiques du gazoduc relèvent cependant que son coût astronomique signifie qu'il ne sera peut-être jamais rentable, et que son objectif est plus politico-diplomatique qu'économique.

- "Renaissance" -
Néanmoins, selon les analystes de S&P Platts, on assiste à une "renaissance" du secteur gazier russe, devenu "plus avant-gardiste, commercialement astucieux et stratégique que jamais".

Le gazoduc russo-chinois, s'accompagne d'un énorme contrat d'approvisionnement gazier à la Chine, estimé à plus de 400 milliards de dollars sur 30 ans, signé par Gazprom et le géant chinois CNPC en mai 2014 après une décennie de pourparlers.

Hasard ou non, l'année 2014 est aussi celle de l'annexion par Moscou de la péninsule ukrainienne de Crimée, qui provoqua une pluie de sanctions économiques occidentales et un important refroidissement des relations avec l'Europe, le principal consommateur de gaz russe au monde.

La Russie regardant vers l'Est désormais, le nouveau gazoduc "est un des projets énergétiques les plus attendus en Asie, jugent les analystes de S&P Global Platts.

https://www.boursorama.com/bourse/actua ... befe4dc393

Dans article Usine Nouvelle
https://www.usinenouvelle.com/article/e ... ne.N909464






et sur Boursorama une vidéo de 1 minute avec Poutine qui donne l'autorisation d' ouverture de la vanne au patron de Gazprom

https://www.boursorama.com/videos/actua ... 6dc61743d1

Et ça le jour d'ouverture de la COP25 Madrid, c'est croustillant.

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TOTAL : Total signe un accord de fourniture de GNL avec CMA CGM

DOWJONES | LE 04/12 2019

Le producteur de pétrole et de gaz Total a annoncé mercredi avoir signé auprès du transporteur maritime CMA CGM un accord portant sur la fourniture d'environ 270.000 tonnes par an de gaz naturel liquéfié (GNL) sur 10 ans. Le montant du contrat n'a pas été communiqué.

"Ce volume couvrira l'approvisionnement à Marseille-Fos des futurs porte-conteneurs de 15.000 EVP de CMA CGM, qui seront opérés entre l'Asie et la Méditerranée, dont la livraison est prévue à partir de 2021", a indiqué Total dans un communiqué. L'EVP est une unité de mesure utilisée pour exprimer le volume standard d'un conteneur 20 pieds, ainsi 15.000 EVP représentent environ 15.000 conteneurs, a expliqué Total. Le contrat sera opéré par la division Total Marine Fuels Global Solutions (TMFGS).

Dans le cadre de cet accord, "Total apportera une solution adaptée à l'avitaillement de ces porte-conteneurs, avec la mise en place d'un navire avitailleur au port de Marseille-Fos et d'un dispositif complémentaire à Singapour", a indiqué le fournisseur d'énergie.

Dans un communiqué séparé, Total a également annoncé mercredi que sa division de commercialisation au niveau mondial des carburants marins TMFGS et le groupe japonais de transport maritime Mitsui O.S.K. Lines (MOL) avaient signé un contrat d'affrètement long terme pour un deuxième navire avitailleur en gaz naturel liquéfié (GNL), qui sera livré en 2021.

Ce navire, doté d'une capacité de 18.600 m3 et long d'environ 135 mètres, sera construit en Chine par Hudong-Zhonghua Shipbuilding puis positionné dans la région de Marseille-Fos, a précisé Total. Il sera équipé de cuves à membrane Mark III fournies par le fabricant de membranes cryogéniques GTT. Coexploité sous pavillon français par MOL et la société marseillaise Gazocean, le navire avitailleur sera également propulsé au GNL et doté d'un système de reliquéfaction des gaz d'évaporation.

https://m.investir.lesechos.fr/actualit ... 84145.html

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BP trouve encore du gaz dans ses 3 derniers forages en offshore du Sénégal et de Mauritanie.

BP drilling campaign confirms potential of gas resources offshore Mauritania and Senegal

Release date: 16 December 2019

BP announced today that its recent three-well drilling campaign offshore Mauritania and Senegal has further confirmed the world-class scale of the gas resource in the region.

Three appraisal wells drilled this year, GTA-1, Yakaar-2 and Orca-1, targeted a total of nine hydrocarbon-bearing zones. The wells encountered gas in high quality reservoirs in all nine zones.

The wells were the first in the region to be operated by BP. All three were completed safely, under budget and ahead of schedule. In total, the wells encountered 160 metres of net pay, growing confidence in the significant gas resources in the region. The overall drilling campaign was delivered 40 days ahead of schedule and $30 million under budget.


Most recently, in November, Orca-1 well in Block C8 offshore Mauritania, successfully encountered all five of the gas sands originally targeted. The well was then further deepened to reach an additional target, which also encountered gas.

Howard Leach, BP's head of exploration, said: "This is an exciting result as it proves that our seismic data is identifying hydrocarbon reservoirs deeper than we had previously thought. We have identified a large prospective area with considerable resource potential in Southern Mauritania. We will now conduct further appraisal drilling to help inform future development decisions."


The Greater Tortue Ahmeyim Phase 1 development was sanctioned in December 2018. The successful results of Yakaar-2 and Orca-1 could underpin future developments, including a possible new development in Yakaar-Teranga in Senegal and in the Bir Allah/Orca area in Southern Mauritania. The timings of both potential future developments will depend on the level of appraisal required, supporting commercial development plans and integrated gas master plans in the host nations.


BP's partners in Block C8 in Mauritania are Kosmos Energy and SMHPM (Société Mauritanienne Des Hydrocarbures et de Patrimoine Minier). BP's partners in the Cayar Profond block (which includes Yakaar-2) in Senegal are Kosmos Energy and Petrosen. BP's partners in the Greater Tortue Ahmeyim unit are Kosmos Energy, SMHPM and Petrosen.

https://www.bp.com/en/global/corporate/ ... negal.html

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Israël sur le point de lancer ses exportations de gaz naturel vers l'Égypte

AFP parue le 17 déc. 2019

Les autorités israéliennes ont indiqué mardi avoir donné le dernier feu vert à leurs premières exportations de gaz naturel offshore vers l'Égypte, signalant du même coup le début rapide de la production de la plateforme Leviathan en Méditerranée.

Le Caire avait conclu en 2018 un accord avec Israël pour le transfert de gaz naturel des champs israéliens de Tamar, exploité localement depuis 2013 de réserves estimées à 238 milliards de m3, et de Leviathan vers l'Égypte.

Découvert en 2010, ce dernier gisement renfermerait 539 milliards de m3 de gaz naturel ainsi que 34,1 millions de barils de condensé, mais la production n'a pas encore commencé sur place.

Lundi soir, le ministère israélien de l'Énergie a donné son accord pour l'exportation vers l'Égypte du gaz de ces deux gisements. "L'exportation de gaz des gisements Leviathan et Tamar vers l'Égypte est la plus importante coopération économique entre l'Egypte et Israël depuis que le traité de paix a été signé entre les deux pays", il y a 40 ans, s'est félicité le ministre israélien de l'Énergie, Yuval Steinitz.

Israël a déjà acheté du gaz à son voisin égyptien et vendu à la Jordanie - seul autre pays arabe avec lequel l'État hébreu a un accord de paix - mais il s'agira de la première fois qu'il exporte son trésor bleu vers le pays des pharaons.

Les sociétés israélienne Delek et américaine Noble, gérant le développement des structures et l'exploitation des champs gaziers Tamar et Leviathan, avaient signé un accord évalué à 15 milliards de dollars avec le groupe égyptien Dolphinus pour de l'approvisionnement en gaz naturel sur 10 ans.

Une porte-parole de Delek a confirmé mardi à l'AFP que la production gazière au gisement stratégique de Leviathan devait débuter "dans quelques jours" et les exportations vers l'Egypte dès le 1er janvier 2020, alors que l'État hébreu souhaite, par ces exportations, s'imposer comme une puissance gazière régionale.

"La révolution du gaz naturel a fait de nous une superpuissance énergétique, cela ne va pas seulement garnir les coffres de l'État mais aussi nous permettre de réduire la pollution atmosphérique", a déclaré M. Steinitz, alors que Tel-Aviv souhaite convertir ses usines électriques du charbon au gaz naturel, moins polluant sans être une énergie renouvelable.

Le développement des exportations gazières israéliennes vise enfin, selon des analystes, à resserrer les liens d'Israël avec les autres États de la région, voire avec les autres pays du bassin méditerranéen.

https://www.connaissancedesenergies.org ... pte-191217

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L'Australie devrait être en 2019 le plus gros exportateur mondial de LNG passant devant de peu le Qatar.

Australia to become biggest LNG exporter in 2019
Country expected to marginally surpass Qatar as world’s largest LNG exporter in 2019: Australian office of chief economist

Murat Temizer | 25.12.2019

Australia's LNG exports are expected to rise to 79 million tonnes (87 million tons) by the end of this year, making the country the top LNG exporter in the world, according to the country’s new Resources and Energy Quarterly (REQ) on Tuesday.

REQ contains the Australian Office of the Chief Economist’s forecasts for the value, volume and price of the country's major resources and energy commodity exports.

According to REQ, Australia's exported 75 million tonnes of LNG in 2018 but thanks to the latest two LNG projects, Prelude and Ichthys, this is expected to increase to 78 million tonnes by the end of 2019.

"Export volumes are forecast to hold steady at 81 million tonnes in 2020–21," according to REQ economists.

The report revealed that throughout 2019, Australia and Qatar competed for the title of the world’s largest LNG exporter.

"On current estimates, Australia is expected to marginally edge past Qatar as the world’s largest LNG exporter in 2019, shipping an estimated 78 million tonnes of LNG compared with an estimated 75 million tonnes from Qatar," it stated.

The country has a nameplate capacity of 88 million tonnes.

Qatar was the main exporter of LNG in 2018 with 76.8 million tonnes, followed by Australia, Malaysia and the U.S. However, the report by the Australian Office of the Chief Economist also advised the lack of clarity around the precise level of Qatar’s LNG exports.

"Whatever the case, Australia’s LNG exports are expected to be surpassed by both Qatar and the U.S. during the mid-2020s," it noted

In November, Qatar Petroleum announced plans to construct another two LNG ‘mega trains’, which would increase Qatar’s LNG production capacity by 64% to 126 million tonnes by 2027.

These plans are expected to solidify Qatar’s position as the world’s top LNG exporter by the late-2020s.

https://www.aa.com.tr/en/economy/austra ... 19/1683385

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Début d'extraction du gaz sur le Leviathan !

Gas flow begins from behemoth Leviathan field
Noble Energy performs gas rig flushing test overnight, and begins extracting gas and sending it to Israel, overruling opposition from locals, environmentalists

Dec 31, 2019

Gas began flowing from the mammoth Leviathan offshore natural gas field on Tuesday, after the government gave a final go-ahead to Noble Energy to forge ahead with the project despite vocal protests from residents of the coastal region who are concerned about the pollution emitted by the rigs.

The Environmental Protection Ministry said Monday that Noble Energy and its partners had met all the necessary conditions to begin pumping gas, paving the way for the rigs to begin extracting the estimated 22 trillion cubic feet of gas trapped underground.

Early Tuesday morning Noble began a gas rig test that is necessary ahead of starting operations, and later that morning the partners in Leviathan announced the start of natural gas production from the reservoir, the largest energy project in Israel’s history.

The first gas will reach Israel’s shores via the pipes within 24 to 48 hours from the start of production, the companies estimated.


The Leviathan gas platform, offshore Israel (Albatross)

The start of the gas “marks a historic turning point in the history of Israeli economy,” said Yossi Abu, the CEO of Delek Drilling LP, one of the partners in the field. “For the first time since its establishment, Israel is now an energy powerhouse, able to supply all its energy needs and gaining energy independence. At the same time, we will be exporting natural gas to Israel’s neighbors, thus strengthening Israel’s position in the region. Leviathan project will bring the coal era in Israel to an end, and will supply efficient, inexpensive and clean energy to people in Israel and in the Middle East.”

Gas from the Leviathan field will be transferred via two subsea pipelines, 120 kilometers in length, to the processing platform, which lies 10 kilometers west of the coastline. Gas processing will take place entirely offshore, and the processed gas and stabilized condensate will be transferred from the platform to the shore via two separate pipelines that will be connected to the national gas transmission system, and to the national fuel transmission pipeline, the partners said in a statement Tuesday.

A gas rig test planned for last week was scratched at the last minute because of concerns that the company had failed to meet the necessary criteria for the procedure. However, on Friday, the Environmental Protection Ministry gave the green-light for the test early Tuesday, paving the way for turning on the spigots.

In the test, workers flushed out the nitrogen currently filling the rig’s pipes. Environmental groups argued that the chemicals involved could have carcinogenic effects and many residents along the coast have expressed concerns over the release of potential pollutants.
........

Located in the Mediterranean Sea 125 kilometers (77 miles) west of Haifa, the Leviathan field holds some 22 trillion cubic feet of recoverable natural gas, and a potential half a million barrels of oil, according to estimates provided by the partners in the field. The platform’s upper level stands 47 meters above the sea level (154.2 feet).

The gas supply will help phase out expensive and more-polluting imported coal, and allow for gas exports. This will lower energy costs, making Israeli industries more competitive, and bring in revenue from the sale of gas to neighboring countries, boosting the country’s current account, an important indicator of economic health, economists say.

Houston-based Noble Energy Inc. and its partners in Leviathan — including Delek Drilling, a unit of the Delek Group Ltd., and Ratio Oil Exploration 1992 LP — discovered the field, one of the largest deep-water natural gas finds in the world, in 2010. The project is the largest funded by private capital in Israel’s history.

Noble and its partners have invested $3.6 billion to date in the first stage of development of the reservoir, the companies said Tuesday, $150 million less than projected in the project’s original budget. The nearby Tamar field — Israel’s second-largest find, also owned by Noble, Delek and Israeli firm Isramco Negev 2, LP — started producing gas in 2013 and has been supplying the country. It holds some 10 trillion cubic feet (tcf) of natural gas, half of the amount held in Leviathan.

The two fields, along with the smaller Karish and Tanin fields that are set to start production in 2021, are seen as a bonanza for a nation that has traditionally been starved of natural resources. They also provide a stable source of locally produced energy from four different fields, leading to a more secure supply that is enough to feed all of Israel’s electricity needs for decades.

The Leviathan partners have signed two significant export contracts, with Egypt and Jordan, which are seen to help strengthen ties with the two neighboring countries with which Israel has peace agreements.

Israel has been exporting gas from the Tamar field to Jordan since January 2017, but the Leviathan deals are considered to be bigger and more significant for the economy.

Leviathan natural gas exports to neighboring countries is expected to begin in the coming weeks, the partners said on Tuesday. “For the first time in its history, Israel will be a large-scale gas exporter to neighboring countries,” the statement said.

https://www.timesofisrael.com/in-major- ... han-field/

22 trillion cubic feet de réserves c'est 623 milliards de m3.

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Centrale au gaz à Nouméa : l'option de l'unité flottante retenue

Publié le 23/12/2019 lemarin

Nouvelle-Calédonie énergie, la société pilote, a précisé vendredi 20 décembre à Nouméa le projet de la centrale électrique dite « Pays » devant remplacer l'actuelle unité au fioul, polluante, mise en service en 1972.



Méthanier approvisionnant un FSRU (unité flottante de stockage et de regazéification) grande taille, amarré à un « Yoke » sous-marin. (Illustration : NCE)

https://lemarin.ouest-france.fr/secteur ... te-retenue

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Voici que le gazoduc TurkStream sous la mer Noire est quasi fini qu' arrive un autre projet, le EastMed en Méditerranée.

La Grèce, Chypre et Israël ont signé à Athènes un accord sur le gazoduc EastMed

AFP parue le 02 janv. 2020

La Grèce, Chypre et Israël ont signé jeudi à Athènes un accord sur le gazoduc EastMed, un projet "important" selon ces pays pour la Méditerranée orientale, où l'exploitation d'hydrocarbures ne cesse d'alimenter les tensions avec la Turquie.

L'objectif est de faire des trois pays un maillon important de la chaîne d'approvisionnement énergétique de l'Europe, mais aussi d'afficher leur détermination face aux revendications d'Ankara, qui convoite les gisements énergétiques de la région.

Après des entretiens entre le Premier ministre israélien Benjamin Netanyahu, le président chypriote Nicos Anastasiades et le Premier ministre grec Kyriakos Mitsotakis, les trois dirigeants ont assisté à la cérémonie de signature de cet accord à 18h30 (16h30 GMT) par leurs ministres de l'Energie.

Ce gazoduc a "une importance géostratégique" et "contribue à la paix" et à la coopération dans la région, a déclaré Kyriakos Mitsotakis après la signature de l'accord. Pour sa part, Benjamin Netanyahu a souligné dans un communiqué que "l'alliance des trois pays" revêtait "une énorme importance pour l'avenir énergétique d'Israël". Qualifiant d'"historique" la signature de l'accord, Nicos Anastasiades a déclaré que son but "est la coopération et non pas les rivalités dans le Moyen-Orient".

Gaz israélien vers l'Europe

Long de 1 872 kilomètres, l'EastMed doit permettre d'acheminer entre 9 et 11 milliards de m3 de gaz naturel par an depuis les réserves offshore au large de Chypre et d'Israël vers la Grèce, ainsi que vers l'Italie et l'Europe centrale grâce aux gazoducs Poseïdon et IGB.

"Quand Israël a réalisé qu'il n'y avait pas les conditions requises" pour une coopération avec la Turquie, "l'option logique" était de soutenir l'EastMed, a expliqué à l'AFP Avinoam Idan, expert du centre israélien Chaikin de recherche géopolitique. "Il ne s'agit pas d'une concurrence avec l'énergie russe" mais d'un gazoduc "supplémentaire (...) et par conséquent il n'y a pas raison de le voir comme un grand changement géopolitique sur le marché énergétique de l'Europe", a-t-il tempéré.

Grand acteur sur le marché gazier, Moscou s'est allié à Ankara, et le nouveau gazoduc TurkStream reliant ces deux pays via la mer Noire en contournant l'Ukraine doit être mis en service début janvier. L'origine d'EastMed remonte à 2013. La Grèce avait alors bénéficié de fonds européens pour couvrir une partie des travaux préparatoires. Le coût du gazoduc jusqu'en Italie est estimé à six milliards d'euros.

L'EastMed est "une coopération pour la paix et ne vise aucun pays (...) c'est un moyen de diversifier les ressources en gaz naturel de l'UE", a souligné jeudi le ministre grec de l'Environnement et de l'Énergie Kostis Hadzidakis. Athènes et Nicosie "ont accéléré" la signature de cet accord afin de contrer les tentatives de la Turquie visant à empêcher le projet, selon le quotidien grec Kathimerini.

https://www.connaissancedesenergies.org ... med-200102

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France : une consommation de gaz en hausse en 2019, tirée par l'électricité

AFP parue le 24 janv. 2020

La consommation de gaz a légèrement progressé en France l'an dernier, alimentée par la production d'électricité, tandis que les importations de gaz naturel liquéfié (GNL) ont bondi, a annoncé vendredi le gestionnaire du réseau transport, GRTgaz.

L'entreprise explique dans son bilan annuel que 451 terawattheures (TWh) de gaz ont été consommés sur son réseau en 2019, soit une hausse brute de 2% par rapport à 2018.

Cette hausse "s'explique principalement par la forte sollicitation des 13 sites français de production d'électricité à partir du gaz, avec 39% de consommation supplémentaire par rapport à l'année précédente", souligne GRTgaz, qui exploite la majorité du réseau de transport de gaz en France (à l'exception d'un petit quart sud-ouest).

Le gaz a ainsi "profité du recul conjoncturel des productions d'électricité hydraulique et nucléaire en 2019", ainsi que d'un prix "attractif".

Les distributions publiques, à destination notamment des particuliers, sont pour leur part restées stables en données corrigées des effets climatiques. Les usages industriels ont reculé de 2%, avec des arrêts techniques chez certains consommateurs au quatrième trimestre.

GRTgaz note aussi que le marché a bénéficié d'un afflux massif de gaz naturel liquéfié (GNL), une diversification de l'approvisionnement qui a aidé à tirer les prix vers le bas.

"La France enregistre une hausse de 87% des entrées de GNL, à 219 TWh, soit le niveau d'importation le plus important de ces dix dernières années", souligne ainsi l'entreprise, filiale à 75% d'Engie.

Les importations ont ainsi bondi dans les terminaux de Dunkerque (nord) et Montoire-de-Bretagne (ouest) surtout, et progressé bien plus modestement dans celui de Fos Tonkin (sud).

"Depuis 2, 3 ans, il y a eu de très nombreuses capacités de production de GNL, de liquéfaction, qui sont entrées en service dans le monde - il y a en a eu en Australie notamment de manière significative, beaucoup aux États-Unis et récemment en Russie", a expliqué Thierry Trouvé, directeur général de GRTgaz, lors d'une conférence de presse.

Parallèlement à cette offre abondante, des températures assez clémentes en Asie ont quelque peu limité la demande dans cette région. "Cette vague de GNL en France repousse le gaz russe et irrigue les pays adjacents", a résumé Thierry Trouvé.

Ainsi la France à son tour exporté massivement vers certains voisins (Suisse, Espagne). En revanche, les importation de gaz russe par gazoduc via l'Allemagne ont quant à elles reculé.

https://www.connaissancedesenergies.org ... e-200124-0

[sicetaitsimple]

Sur le même sujet ( gaz en France 2019), le communiqué de GRTgaz qui amène quelques chiffres complémentaires.

Le retour massif du gaz naturel liquéfié (GNL) en France et en Europe constitue le fait marquant de l’année écoulée. Ce phénomène a provoqué une évolution majeure des flux de gaz sur le continent. La France enregistre une hausse de 87% des entrées de GNL, à 219 TWh, soit le niveau d’importation le plus important de ces 10 dernières années.
En conséquence, 2019 est une année de record pour les transits de gaz vers les pays adjacents avec 115 TWh exportés (contre 67 TWh en 2018) et une augmentation de 75% des flux en sortie vers l’Espagne et la Suisse comparés à 2018.
Cette configuration inédite des flux a favorisé la diversification des sources de gaz en Europe de l’Ouest et la compétitivité du prix du gaz sur le marché de gros en France, dont bénéficient désormais tous les clients, au Nord comme au Sud.

Un marché fluide et un prix attractif du gaz en France qui bénéficient d’un afflux massif de GNL
451 TWh de gaz ont été consommés sur le réseau de GRTgaz en 2019, soit une hausse brute de 2% par rapport à 2018. Une évolution qui s’explique principalement par la forte sollicitation des 13 sites français de production d’électricité à partir du gaz, avec 39% de consommations supplémentaires par rapport à l’année précédente. La consommation des distributions publiques reste stable en données corrigées des effets climatiques tandis que le secteur de l’industrie accuse un léger repli (2%) par rapport à 2018 en raison des arrêts techniques de certains consommateurs programmés au 4e trimestre 2019.
Compte tenu du recul conjoncturel des productions d’électricité hydraulique et nucléaire en 2019 le gaz confirme son rôle de source de production flexible, mobilisable rapidement, tout en étant moins émetteur de CO2 et plus compétitif que les autres moyens thermiques (charbon et fioul lourd). Pour la première année de fonctionnement de la zone unique en France (Trading Region France), le prix du gaz sur le marché de gros est en effet en forte baisse. En 2019 le prix moyen du MWh de gaz était de 13,6 €/MWh contre 23,2 €/MWh en 2018, passant même sous la barre de 8 €/MWh au mois de septembre.

Des infrastructures gazières au diapason de la transition énergétique
La hausse de la production d’électricité à partir de gaz naturel en France, Espagne, Italie et Allemagne, en remplacement de production à partir de charbon, a permis d’éviter l’émission de plus de 28 millions de tonnes de CO2 dans ces 4 pays, soit l’équivalent des émissions annuelles de près de 17 millions de véhicules1.
Pour accompagner la dynamique de production de gaz vert dans les territoires, les réseaux évoluent et adaptent leur fonctionnement aux demandes nouvelles des clients. En novembre 2019, GRTgaz a mis en service le 1er site pilote appelé « rebours », pour inverser les flux entre les réseaux de distribution et de transport de gaz. Une solution technique innovante qui permet d’optimiser l’injection de gaz renouvelable dans les réseaux, en offrant un exutoire supplémentaire et un accès aux stockages à la production de biogaz lorsqu’elle est excédentaire par rapport aux consommations locales. Fin 2019, on recense 123 sites de biométhane qui injectent dans les réseaux. Plus de 1000 projets sont par ailleurs inscrits au registre des capacités, ce qui représente l’équivalent de 5% de la consommation de gaz en France.