Données industrielles

Dans ce chapitre, les fibres, copolymères issus de polycondensations, ne sont pas traitées.

Il existe trois grandes familles de matières plastiques :

Les thermoplastiques : ils sont formables à chaud sans modification chimique. Le polyéthylène, le polypropylène, le polychlorure de vinyle et le polystyrène sont des thermoplastiques (voir le schéma des modes de fabrication). En France, plus de 90 % de la production de matières plastiques porte sur les thermoplastiques dont 80 % sur les trois thermoplastiques : polyéthylène (PE), polypropylène (PP) et polychlorure de vinyle (PVC).

Les thermodurcissables : ils sont formables à chaud avec modification chimique. Les phénoplastes, aminoplastes et les résines époxydes sont des thermodurcissables.

Les plastiques techniques : comme leur nom l’indique, ils sont destinés à des applications très précises en raison de leurs propriétés. Le PTFE est un exemple de plastique technique.

Fabrication industrielle

Modes de fabrication schématiques des principaux thermoplastiques :

La production de matières plastiques consomme de 4 à 6 % de la production mondiale de pétrole.

Pour plus de détails voir les chapitres correspondants : polyéthylène, polypropylène, polystyrène, polychlorure de vinyle.

Techniques de synthèse et additifs :

Les catalyseurs

Un paramètre essentiel du contrôle de la synthèse des polymères est l’utilisation de catalyseurs qui vont permettre de jouer sur la configuration des chaînes polymériques. Une grande avancée a été la découverte des catalyseurs de type « Ziegler-Natta » dans les années 1960 (voir le chapitre polyéthylène). Ces dernières années ont vu naître une nouvelle classe de catalyseurs, les métallocènes. Ce sont des composés « sandwich » dans lesquels un atome métallique (Zn, Zr…) est lié à deux dérivés du cyclopentadiényle. Cette famille ouvre des perspectives dans la synthèse de plastiques techniques « simples », c’est à dire de type polyoléfiniques (PE, PP…), mais possédant, du fait de leurs caractéristiques structurelles définies et contrôlées, des propriétés spécifiques permettant des applications dites « techniques ».

Le tableau suivant donne en exemple la tacticité du polypropylène en fonction du catalyseur métallocène utilisé (zirconocènes : le métal est le zirconium).

PP atactique	PP isotactique	PP syndiotactique
répartition aléatoire des substituants méthyle

Les additifs

Un polymère sous sa forme brute n’a pas, en général, les qualités requises pour l’application à laquelle il est destiné. Il va donc falloir ajouter au plastique des additifs qui vont jouer essentiellement sur l’esthétique, la stabilité (chimique, UV, chaleur et longévité…), le prix de revient et la plasticité.

80 % du marché des additifs concerne les polyoléfines, les styréniques et le PVC.

Les polyoléfines contiennent en moyenne 1 à 2 % d’additifs et le PVC en contient en moyenne 10 %. Pour les additifs du PVC, voir ce chapitre.

Parmi les additifs, les charges sont des composés inertes, en général minéraux, tels que le carbonate de calcium naturel ou précipité, le talc, le kaolin… destinés à améliorer les propriétés mécaniques, l’état de surface et également à réduire le prix de revient.

Une des fonctions des additifs est aussi de freiner l’oxydation des polymères qui provoque un jaunissement, une perte de transparence éventuelle, l’apparition de craquelures en surface et qui joue sur les propriétés mécaniques en diminuant la flexibilité éventuelle, la résistance à la traction. Cette oxydation est accélérée par la température et les UV. Des additifs vont donc piéger les radicaux formés en réagissant avec eux et/ou en absorbant l’énergie UV. Une famille importante d’additifs, les « Hals » (Hindered Amines Light Stabilizers) empêche l’action des radicaux :

Tinuvin 770 et Chimassorb 944 : stabilisation UV des pare-chocs.

Irganox L135 (stabilisant des polyuréthanes) et Irgafos 38 (stabilisation du polypropylène).

Transformations

Les techniques de la plasturgie sont variées et souvent spécifiques à un type particulier de plastique. Néanmoins, on peut citer les grandes méthodes de transformation : extrusion, extrusion-soufflage, injection sous pression, moulage…

Productions

Principaux pays producteurs, hors fibres, en 2018 : monde : 359 millions de t, Europe (Union européenne + Norvège et Suisse) : 61,8 millions de t.

Source : Pagev 2016, World & Turkish plastics industry

Évolution de la production mondiale, y compris les fibres :

Source : Science Advances, 19 juillet 2017

Commerce extérieur de l’Union européenne, en 2018, hors produits élaborés : balance positive de 11,7 milliards d’euros.

Exportations : à 12,8 % vers les États-Unis, 12,7 % vers la Turquie, 12,2 % vers la Chine, 6,6 % vers la Russie, 6,1 % vers la Suisse.

Importations : à 23,1 % des États-Unis, 14,7 % de Corée du Sud, 11,6 % d’Arabie Saoudite, 7,7 % de Chine, 6,6 % de Suisse.

Productions par type de matières plastiques :

Aux États-Unis, en 2018 et au Japon, en 2019 :

Sources : American Chemistry Council et The Japan Plastics Industry Federation

* y compris Canada, ** y compris Canada et Mexique.

Dans l’Union européenne et en France, en 2018 :

Source : Eurostat

Les données notées ? sont confidentielles.

Principaux producteurs : voir les chapitres concernant les divers polymères : polyéthylène, polypropylène, polystyrène, polychlorure de vinyle, polytétrafluoroéthylène.

Recyclage

Dans le monde, entre 1950 et 2015, 8,3 milliards de t de plastiques ont été produites. 2,5 milliards de t sont en cours d’utilisation, 500 millions de t ont été recyclées, 800 millions de incinérées et 4,6 milliards de t mises en décharge.

Dans l’Union européenne, plus la Norvège et la Suisse, en 2018, 29,1 millions de t de déchets de matières plastiques ont été collectés. Sur ce total 32,5 % ont été recyclés, 42,6 % valorisés en récupérant de l’énergie et 24,9 % mis en décharge. Entre 2006 et 2018, la collecte a augmenté de 19 %, le recyclage  de 100 %, la valorisation énergétique de 77 % et la mise en décharge a diminué de 44 %.

Devenir des déchets de matières plastiques dans divers pays européens, en 2018 :

Source : PlasticsEurope

Recyclage des emballages :
Les emballages comptent pour 62,2 % des déchets plastiques, la construction, les applications électriques et électroniques, l’agriculture, de 5 à 6 % chaque. En Europe (UE + Norvège et Suisse), en 2018, la collecte a porté sur 17,8 millions de t, ils sont recyclés à 42,0 %, valorisés pour récupérer l’énergie à 39,5 %, mis en décharge à 18,5 %. Ils sont recyclés ou valorisés à plus de 95 %, en Autriche, Luxembourg, Allemagne, Suisse, Danemark, Suède, Belgique, Pays Bas et Norvège.
En France, le recyclage compte pour 25 %, la valorisation pour 42 %.

En 2012, en Europe, 60 milliards de bouteilles en PET, soit 1,68 million de t, ont été collectées après consommation afin d’être recyclées. Cela représente 52 % de la consommation. Le PET recyclé entre à 25-50 % dans de nouvelles bouteilles.

En 2012, en France, 6,73 milliards de bouteilles et flacons en plastique, soit 235 568 t, ont été collectés pour être recyclés.

Agriculture :
En 2011, en Europe, les activités agricoles ont généré 1,3 million de t de déchets plastiques (films et emballages rigides) dont 23,5 % ont été recyclés, 27,2 % valorisés énergétiquement et 49,3 % mis en décharge.

Principales sociétés de recyclage en France :

• Paprec, collecte et recycle des déchets plastiques dans ses usines à La Neuve-Lyre (27), Saint-Herblain (44), Saint-Gemme d’Andigne (49), Trémentines (49), Bois d’Arcy (78), Le Grand Combeau (38), Verdun (55) et Cahors (46). La filiale MPB, située à Chalon sur Saône (71), est spécialisée dans le recyclage du PE-HD. La collecte est de 200 000 t/an et le recyclage concerne les plastiques suivants : ABS, PA, PC, PE, PET, PMMA, PP, PS, PVC.
• SITA, filiale de Suez Environnement, recycle des films agricoles et industriels, à Viviez (12) et à Landemont (49). Ces films, en grande partie de polyéthylène, sont déchiquetés, prélavés, broyés, lavés, essorés et séchés, extrudés et granulés. Le recyclage concerne 40 000 t/an destinées à l’élaboration de films industriels et de sacs de collecte. Le PVC est recyclé à Vernie (72), avec 18 000 t/an. Regene Atlantique, recycle du PET à Bayonne (64), avec, en 2013, 17 000 t de bouteilles en PET, France Plastique Recyclage (société commune avec Paprec) recycle du PET à Limay (78), avec 30 000 t/an.
• Veolia Propreté recycle 80 000 t/an de matières plastiques (PE, PS, PP, PVC, PET et ABS).
• Derichebourg Environnement recycle des matières plastiques (PE, PP, PS et ABS) à Athis-Mons (91), Lyon (69) et Le Creusot (71).

Utilisations

Consommation européenne (Union européenne plus Norvège et Suisse), hors fibres, répartition, en 2018, sur un total de 51,2 millions de t :

Source : PlasticsEurope

Répartition de la consommation, par type de matière plastique, dans l’Union européenne plus la Norvège et la Suisse, en 2018 :

Source : PlasticsEurope

Consommation selon les secteurs d’utilisation, dans l’Union européenne plus la Norvège et la Suisse, répartition, en 2018 :

Source : PlasticsEurope

Bibliographie

Données industrielles

Le vapocraquage est le principal moyen de fabrication des produits intermédiaires de première génération. Comme le craquage catalytique (voir le chapitre sur le pétrole), il consiste à casser les molécules de la charge, par pyrolyse, pour obtenir des molécules plus petites. De plus, il est réalisé en présence de vapeur d’eau qui sert à diluer les hydrocarbures pour éviter les réactions parasites d’aromatisation des cycloalcanes ou de Diels-Alder aboutissant à la formation de goudrons et de coke par condensation.
On utilise entre 0,25 et 1 tonne de vapeur d’eau par tonne d’hydrocarbure à craquer.
La charge peut être lourde (gazoles), moyenne (naphta) ou légère (éthane, propane, butane).

Consommations de la pétrochimie mondiale, en 2016 sur un total de 146 millions de t, répartition :

Répartition de la consommation de la pétrochimie selon les régions, en 2017, hors gasoil et charbon.

Source : Deloitte, The future of petrochemicals, 2019.

En Europe et en Chine, le naphta est la matière première la plus employée ; aux États-Unis et au Moyen-Orient, l’utilisation des charges légères est majoritaire. Les conditions opératoires et la composition du produit obtenu dépendent de la nature de la charge.

Consommations de la pétrochimie, en France, en 2019, sur une total de 8,526 millions de t :

Le tableau ci-dessous donne des exemples de composition du produit obtenu selon la charge utilisée.

Pyrolyse

La charge, préchauffée, est mélangée à de la vapeur d’eau. L’ensemble passe rapidement (en 0,2 à 1,2 seconde, à 300 m/s) sous 1 bar de pression dans des tubes en acier hautement allié (25 % chrome et 20 % nickel) de 6,5 à 12 cm de diamètre et 10 à 15 m de longueur, situés dans un four dont la température atteint 720 à 850°C en fonction de la charge. Les 200 à 300 tubes situés à l’intérieur du four, sont chauffés extérieurement. Les produits craqués subissent ensuite une trempe indirecte par échangeurs de chaleur à 450°C, puis une seconde, directe, à 200°C, dans un liquide constitué d’hydrocarbures lourds appelé huile de trempe.

Les capacités de production, par four, atteignent 200 000 t/an pour une charge liquide et 250 000 t/an pour une charge gazeuse et par usine, 1,5 million de t/an.

Le dépôt de coke nécessite, tous les 30 à 60 jours, l’arrêt de la production pendant 2 à 3 jours avec injection d’air à la place de la charge d’hydrocarbures afin de brûler le coke déposé.

Séparation

Les différents produits issus des deux trempes sont ensuite séparés au cours de plusieurs distillations qui se font à basse température. Les produits craqués, refroidis à -120°C, sont distillés dans le déméthaniseur où on extrait le méthane et le dihydrogène. Les résidus (hydrocarbures C2+) sont distillés dans le dééthaniseur. En tête de colonne (- 33°C) on récupère d’une part l’acétylène (il est hydrogéné en éthane qui est recyclé en début de vapocraquage) et de l’éthylène (voir ce chapitre) de très haute pureté. Les résidus (hydrocarbures C3+) sont distillés dans le dépropaniseur. En tête de colonne (20°C) on récupère le propylène (voir ce chapitre). Les résidus (hydrocarbures C4+) sont une nouvelle fois distillés dans le débutaniseur. En tête de colonne (50°C), et après une distillation extractive, on récupère le butadiène. Les résidus, après hydrogénation partielle et extraction, fournissent la coupe aromatique (voir le chapitre « benzène, toluène, xylènes« ).

Capacités de production des vapocraqueurs dans le monde

En 2015 et ( ) nombre. Monde, en 2019 : 207,58 millions de t/an de capacités de production d’éthylène (264 vapocraqueurs), Union européenne, en 2019 : 22,320 millions de t/an (43 vapocraqueurs).

Localisation des vapocraqueurs en Europe

Carte des vapocraqueurs et des raffineries en Europe (source : APPE)

Localisation, opérateur, capacités de production d’éthylène des 10 principales installations de vapocraqueurs dans l’Union européenne, en 2019 :

Localisation des vapocraqueurs en France

Localisation, opérateur, capacités de production d’éthylène des principaux vapocraqueurs français, en 2019 :

¹ Naphtachimie : 50 % Ineos – 50 % Total
² A.P. Feyzin : 57,5 % Total – 42,5 % Ineos

Bibliographie

Données industrielles

Origine : des micro-organismes animaux ou végétaux (plancton…) déposés au fond des océans donnent le pétrole et le gaz naturel qui après divers mouvements de circulation se retrouvent sous des dômes de terrain imperméable. Le plus souvent le gaz occupe la partie supérieure d’une roche poreuse appelée « roche magasin » au-dessus du pétrole et d’eau salée. Le gaz peut être également seul, lorsqu’il a migré ailleurs. De nouvelles techniques, forages horizontaux, fracturation hydraulique…, permettent l’extraction du gaz de la roche mère, comme dans le cas du gaz de schiste.

Composition

Le gaz naturel est un mélange dont le constituant principal est le méthane, CH₄, avec une teneur comprise entre 70 et 100 %, en présence d’autres hydrocarbures (propane, butane, éthane…), de diazote, de dioxyde de carbone, de sulfure d’hydrogène…

Caractéristiques de quelques gisements de gaz naturel : les compositions sont données en % en volume.

Après épuration, les gaz distribués ont une teneur en méthane comprise entre 70 et 98 %. Leur teneur en eau est inférieure à 46 mg/m³ afin d’éviter la formation d’hydrates de méthane et celle en sulfure d’hydrogène inférieure à 15 mg/m³. La déshydratation est réalisée à l’aide de triéthylèneglycol ou de tamis moléculaires. Le gaz commercialisé représente, en 2016, 80 % de la production brute. En France, on distingue deux types de gaz distribué aux consommateurs :

• Le gaz B, pour bas pouvoir calorifique (compris entre 9,5 et 10,5 kWh/m³), provient des Pays Bas et principalement du gisement de Groningue. Sa teneur en méthane est plus faible car il contient du diazote. Il est distribué dans le Nord de la France et concerne 1,3 million de foyers. La distribution de ce gaz devrait diminuer progressivement avant de cesser avec l’arrêt de la production, en 2029, du gisement de Groningue.
• Le gaz H, pour haut pouvoir calorifique (compris entre 10,7 et 12,8 kWh/m³), plus riche en méthane, provient des autres gisements.

En France, le gaz distribué par Engie est odorisé par du tétrahydrothiophène (C₄H₈S, de 15 à 40 mg/m³), lorsque le gaz n’est pas odorisé naturellement.

Une partie du gaz brut est réinjectée dans les gisements afin de maintenir une pression élevée de gaz dans les gisements de pétrole et ainsi récupérer plus de pétrole, ou d’éviter de gaspiller le gaz (par brûlage) et le garder ainsi en réserve. Cela représentait 10 % de la production, en 2016.

Une autre partie du gaz (145 milliards de m³, en 2018), liée à la production de pétrole, est brûlée (opération appelée torchage) ou évacuée directement dans l’atmosphère. Le maximum de perte a été atteint en 1973, 210 milliards de m³, soit environ 13 % de la production mondiale de l’époque. En 2018, les principaux pays pratiquant le torchage ont été la Russie avec 21,3 milliards de m³, l’Irak avec 17,8 milliards de m³, l’Iran avec 17,3 milliards de m³, les États-Unis avec 14,1 milliards de m³.

Sous produits récupérés : voir les chapitres consacrés au soufre et à l’hélium.

• En fonction de sa composition, divers produits peuvent être récupérés lors de la purification du gaz naturel : butane, propane, soufre…
• Le gaz naturel est également une source importante d’hélium. Par exemple, la teneur du gaz algérien est de près de 0,2 % (voir ce chapitre).

Productions

Afin de convertir les données statistiques, les équivalences suivantes ont été adoptées :

• pour le gaz naturel : 1 m³ = 11 kWh = 0,00085 tep.
• pour le gaz naturel liquéfié (GNL) : 1 m³ = 0,741 t = 593 m³ de gaz.

Productions commercialisées en 2019. Monde : 3 989 milliards de m³, Union européenne : 101 milliards de m³.

Source : BP Statistical Review of World Energy (les volumes de gaz sont donnés dans les conditions standards à 15°C et 1 atm)

En 2016, la production de gaz non conventionnel a atteint 817 milliards de m³, à 75 % aux États-Unis, 11 % au Canada, 8 % en Chine, 4 % en Australie. Le gaz de schiste représente 56 % de cette production, le gaz de houille 9 %. La production de gaz brut des États-Unis provient, en 2019, à 67,9 % de gaz de schiste, 18,6 % de forages gaziers, 11,3 % de forages pétroliers, 2,2 % de gaz de houille.

En 2019, 42 % de la production canadienne est exportée vers les États-Unis.

93 % de la production russe provient des gisements du nord-ouest de la Sibérie : Urengoy, Yambourg et de ceux de la péninsule de Yamal : Bovanenkovo, Kharasaveyskoe, Novoportovskoe.

Carte des gisements de gaz naturel du Nord-Ouest de la Sibérie (document Gazprom)

Stockage

Le gaz naturel peut être stocké sous forme gazeuse dans divers réservoirs naturels, au nombre total, dans le monde, de 671, fin 2017, pour un volume stocké de 417 milliards de m³. Il s’agit de gisements de gaz ou de pétrole épuisés (80 % des stockages dans le monde, principalement aux États-Unis), de nappes aquifères (11 % des stockages dans le monde), de cavités salines (9 % des stockages dans le monde). Ce stockage permet de satisfaire la demande lors des pointes de celle-ci, en particulier l’hiver où la consommation moyenne est 7 fois celle d’été. Le gaz récupérable représente environ la moitié du volume du réservoir. Le taux de récupération peut être augmenté en utilisant un gaz coussin (diazote). La pression du gaz est comprise entre 40 et 270 bar.

Capacités de stockage, fin 2017. Monde : 417 milliards de m³, Union européenne : 104 milliards de m³.

Source : Cedigaz

Dans l’Union européenne, fin 2018, il y a 156 sites de stockage, dont 73 anciens gisements, 57 cavités salines et 24 aquifères.

Réserves prouvées

Estimées, fin 2019. Monde 198 800 milliards de m³, Union européenne : 700 milliards de m³.

Source : BP Statistical Review of World Energy

• Les réserves de gaz naturel représentent 49,8 années de consommation au rythme actuel, 49,9 années pour le pétrole.
• 40 % des réserves mondiales sont situées sous la mer (offshore), 70 % des réserves de l’Europe occidentale.
• Les membres de l’OPEP contrôlent 47 % des réserves.
• Près du tiers (3 000 milliards de m³) des réserves des États-Unis sont constituées de gaz non conventionnels : 600 milliards de m³ de gaz de houille, 900 milliards de m³ de gaz de schistes, 1 500 milliards de m³ de gaz de réservoirs compacts.
• 64 % des réserves sont contrôlées par des sociétés étatiques, 36 % par des sociétés privées.

Liquéfaction

Une partie de la production de gaz naturel est liquéfiée (à – 163°C), transportée sous cette forme par des méthaniers puis regazéifiée à l’arrivée dans le pays utilisateur. Cela permet de réduire d’un facteur 600 le volume transporté. La première chaîne mondiale de transport de gaz naturel liquéfié (GNL) est celle qui achemine, en 1963, le gaz algérien de Hassi R’Mel à l’usine de liquéfaction d’Arzew puis le GNL en Angleterre à Canvey Island (jusqu’en 1985) et en France à Fos-sur-Mer où il est regazéifié et injecté dans le réseau de canalisation de gaz. Le gaz liquéfié contient au moins 90 % de méthane avec de l’éthane, du propane, du butane et moins de 1 % de diazote.

Principe de fonctionnement d’une usine de liquéfaction :

Le gaz est d’abord épuré avec l’élimination de CO₂ (à moins de 50 ppmv), H₂S (à moins de 3,5 ppmv), H₂O (à moins de 1 ppmv), du mercure (à moins de 0,01 mg.m^-3) et des essences naturelles contenues afin d’éviter les dépôts, colmatages (par les hydrates de méthane) ou corrosion (par le mercure) des échangeurs cryogéniques en alliage d’aluminium.

Il est ensuite liquéfié par des échangeurs (en alliage d’aluminium) de chaleur selon plusieurs cycles de refroidissement situés en cascade : par exemple, dans la 1^ère unité d’Arzew :

• Le premier cycle de condensation de propane à 37°C et 13 bar suivi de 3 détentes jusqu’à 1,2 bar abaisse la température à -37°C permettant :
  • de refroidir et condenser l’éthylène du 2^ème cycle à -31°C sous 19 bar,
  • refroidir le méthane du 3^ème cycle à -35°C,
  • de commencer le refroidissement du gaz naturel sous 40 bar, à -35°C et de condenser divers hydrocarbures.
• Le 2^ème cycle de 4 détentes d’éthylène permet de :
  • continuer le refroidissement du méthane du 3^ème cycle à -96°C et d’atteindre sa condensation sous 30 bar,
  • de poursuivre le refroidissement du gaz naturel et de le condenser à -97°C sous 38 bar.
• Le 3^ème cycle de 3 détentes de méthane permet de refroidir le GNL jusqu’à -151°C sous 36 bar.
• Le GNL est ensuite détendu jusqu’à 1,3 bar pour atteindre -163°C. Le diazote contenu est libéré ainsi que l’hélium.
• Enfin le gaz est stocké dans des réservoirs cryogéniques avant chargement dans des méthaniers.

Les capacités, par unité, atteignent actuellement 16 000 m³ de GNL/jour. La liquéfaction auto-consomme en moyenne 12 % du gaz entrant.

Capacités mondiales de liquéfaction, début 2020. Total : 430,5 millions de t/an.

Source : IGU

Les capacités par site varient entre 1,1 et 22 milliards de m³/an de gaz et dans la monde il y a, début 2019, 33 usines en fonctionnement.

Les capacités de production de l’Algérie sont employées seulement à 41 %, celles de l’Égypte, à 12 %.

Des unités de liquéfaction, de faible capacité, de 0,5 à 3,6 millions de t/an, situées sur les lieux de production commencent à fonctionner, depuis 2017, en Malaisie, Australie et au Cameroun. Dénommées FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) elles consistent, avec un même bâtiment, à extraire le gaz, à le liquéfier, à le stocker puis à le transférer dans un méthanier.

Méthaniers : sur un total, début 2020, de 541 navires de 19 000 à 266 000 m³ de capacité de GNL (la capacité moyenne étant, en 2017, de 173 000 m³), deux types de technologies sont principalement employées. Les navires en opération ont été construits à 65 % en Corée du Sud et à 20 % au Japon.

• A sphères autoporteuses (MRK) avec, fin 2018, 33 % des navires : les réservoirs sont indépendants de la structure du navire. Fabriqués par la société japonaise Moss-Rosenberg.
• A double membrane en invar (alliage Fe-Ni à très faible coefficient de dilatation) ou en acier inoxydable et composite, isolée de la coque du navire dont elle épouse la forme, avec, fin 2018, 67 % des navires. Conçus en France par Gaztransport Technigaz (GTT, détenu à 40,41 % par Engie), selon cette technique mise au point par Gaz de France.

Le gaz d’évaporation provenant du GNL transporté sert de combustible pour la propulsion des méthaniers.

Terminaux méthanier : le GNL déchargé des méthaniers est stocké dans des réservoirs cryogéniques correspondant à la capacité des navires, puis réchauffé, par des échangeurs, en général à l’aide d’eau de mer et envoyé dans le réseau de canalisation des distributeurs de gaz. Le froid récupéré peut être utilisé, par exemple à Fos-sur-Mer, pour produire du diazote et du dioxygène liquide par séparation des gaz de l’air.

Capacités mondiales de regazéification, début 2020. Total : 821 millions de t/an.

Source : IGU

Dans le monde, début 2019, il y a 135 usines de regazéification, dont 33 au Japon, 7 en Espagne, 4 en France.

Une nouvelle voie de regazéification commence à se développer. Ces unités de production, dénommées FSRU ( Floating Storage and Regasification Units), situées sur les lieux de consommation, sont des navires stationnaires qui chargent le GNL à partir de méthaniers, le stockent et le regazéifient en fonction des besoins. Des unités de ce type fonctionnent depuis 2005 et représentent, en 2019, 15 % de la regazéification du GNL.

Le coût de la liquéfaction se répartit, pour un transport entre le Moyen-Orient et l’Europe, entre la liquéfaction : 50 %, le transport : 35 % et la regazéification : 15 %.

Commerce international

En 2019, il a porté sur 1 287 milliards de m³ dont 801 milliards de m³ par gazoduc et 485 milliards de m³ liquéfié.

Par pays, sous formes gazeuses et liquides.

• Principaux pays exportateur : la Russie (256 milliards de m³) devant le Qatar (129 milliards de m³), la Norvège (126 milliards de m³), les États-Unis (123 milliards de m³), l’Australie (105 milliards de m³), le Canada (73 milliards de m³), l’Algérie (43 milliards de m³).
• 1^er importateur mondial : la Chine (132 milliards de m³) devant l’Allemagne (110 milliards de m³), le Japon (105 milliards de m³), les États-Unis (75 milliards de m³), l’Italie (68 milliards de m³), la Corée du Sud (56 milliards de m³).

Sous forme gazeuse : 801 milliards de m³.

Le transport est effectué par gazoducs sous 68 à 120 bar (canalisations ayant jusqu’à 1,4 m de diamètre), 330 000 km aux États-Unis, 220 000 km en Russie, 90 000 km au Canada, 37 655 km en France.

Principaux pays exportateurs :

Source : BP Statistical Review of World Energy

Le gaz canadien exporté par gazoduc est destiné exclusivement aux États-Unis.

Principaux pays importateurs :

Source : BP Statistical Review of World Energy

Sous forme liquide : 485 milliards de m³.

Principaux pays exportateurs :

Source : BP Statistical Review of World Energy

Principaux pays importateurs :

Source : BP Statistical Review of World Energy

La zone Pacifique représente les 2/3 les échanges mondiaux de GNL.

Dans l’Union européenne : en 2018, les importations sont réalisées à 87 % par gazoduc et 13 % par GNL. Le gaz importé provient à 37,2 % de Russie, 25,4 % de Norvège, 9,9 % d’Algérie, 5,2 % du Qatar, 2,4 % du Nigeria…

Producteurs

Productions mondiales, par sociétés, en 2019.

Sources : rapports d’activité des sociétés

Le groupe d’état russe Gazprom contrôle 67,99 % de la production russe avec 138 gisements, exploite 172 600 km de gazoducs (4 fois le tour de la terre), 22 stockages souterrains. Il assure 11,7 % de la production mondiale et détient 16,3 % des réserves prouvées mondiales avec 24 milliards de m³. La production est assurée à 93 % par les gisements de l’Oural.

Situation française

Production de gaz commercialisé (épuré) : la fin de l’exploitation commerciale du gaz de Lacq a eu lieu le 14 octobre 2013. Il ne reste plus qu’une production destinée à alimenter les usines environnantes et en particulier, en sulfure d’hydrogène, l’usine Arkema. Le maximum de production avait été atteint en 1978 avec 7,9 milliards de m³. Au total, il aura été produit, en France, 300 milliards de m³ de gaz naturel.

Productions de sociétés françaises :

Total : 4^ème producteur mondial non étatique avec 76,1 milliards de m³. Productions principales, en 2019.

Source : rapport d’activité

Les réserves du groupe Total sont, fin 2019, de 1 020 milliards de m³.

Total détient des participations dans des usines de liquéfaction de gaz : ( ) part de Total et ventes, en 2019, pour les parts de Total. Total : 16,267 millions de t de GNL.

Sources : rapports d’activité

Au Yémen l’usine, détenue à 39,62 %, située à Bal Haf, actuellement arrêtée, est approvisionnée par le gaz du Champ Marib. Au Qatar les usines Qatar 1 et Qatar 2, implantées à Ras Laffan, sont exploitées par Qatargas. En Norvège, l’usine de liquéfaction de Snøhvit, est située dans l’île de Melkoya. A Abou Dhabi l’usine est implantée sur l’île de Das.
L’usine située dans la péninsule de Yamal, en Russie, a débuté sa production en novembre 2017, la part de Total est de 29,73 % avec une capacité totale prévue de 16,5 millions de t/an.
En novembre 2017, Total a acquis la participation de 5 % de Engie dans l’usine égyptienne de liquéfaction d’Idku (4,8 milliards de m³/an achetés en totalité durant 20 ans).
L’usine de Ichthys, en Australie, avec une part de 26 %, et 8,4 millions de t/an a débuté sa production en 2018.
A commencer à produire, en mai 2019, avec une part de 16,6 % héritée d’Engie, le projet Cameron, aux États-Unis, en Louisiane, de 13,5 millions de t/an.

Total détient également des participations dans des usines de regazéification, avec une capacité de 28 milliards de m³, 25 % à Sabine Pass (États-Unis), 8,35 % à South Hook (Royaume Uni) d’une capacité de 21 milliards de m³ et 3,2 milliards de m³ à l’Isle of Grain. En France, les participations de 27,54 % du terminal de Fos Cavaou (13) et 9,99 % de celui de Dunkerque mis en service au cours de l’année 2016, on été vendues en 2018. Détient toujours en France des capacités de 3,8 milliards de m³ à Montoir et 3 milliards de m³ à Fos Tonkin. Détient également des capacités de regazéification en Belgique, aux Pays Bas et en construction au Bénin, en Côte d’Ivoire.

Commerce extérieur :

Les importations, en 2019, sont de 632 TWh, dont 37 % liquéfié, en provenance de :

Source : Ministère de la transition écologique et solidarité, Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC)

• Le gaz de Russie, amené principalement par gazoduc, arrive en France à Obergalbach (57) près de Sarreguemines. En 2018, les arrivées ont été de 102,9 TWh. Une partie du gaz de Norvège, avec 98,2 TWh et celui des Pays-Bas avec 55,9 TWh livrés également par gazoduc arrivent à Taisnières-sur-Hon (59) près de Maubeuge. Le gaz des gisements norvégiens de Troll et Sleipner, en Mer du Nord, arrive à Dunkerque (59) avec 190,2 TWh et est dirigé vers le réservoir souterrain de Gournay-sous-Aronde près de Compiègne afin d’alimenter la région parisienne. L’approvisionnement par pipeline représente 80 % de la consommation.
• Le gaz algérien liquéfié, provenant du gisement de Hassi R’Mel, transporté par méthanier est livré aux terminaux exploités par Elengy, filiale de Engie, à Fos-Tonkin (3 milliards de m³) et Montoir-de-Bretagne (10 milliards de m³), qui accueille aussi le gaz nigérian. En 2009, mise en service du terminal Fos Gavaou, 8,25 milliards de m³ de capacité, exploité à 70 % par Engie et 27,6 % par Total. A Dunkerque, un terminal méthanier, exploité par EDF, associé avec Fluxys (société belge) pour 25 % et avec Total pour 10 %, de 13 milliards de m³, a commencé à fonctionner en 2016. Les approvisionnements, en 2018, ont été de 65,4 TWh à Fos-sur-Mer, 41,0 TWh à Montoir-de-Bretagne et 10,8 TWh à Dunkerque.

Les exportations, en 2019, sont de 125,1 TWh a destination, en 2018, de la Suisse pour 33,2 TWh et l’Espagne pour 31,3 TWh.

La facture gazière est, en 2019, de 8,6 milliards d’euros.

Transport et distribution :

• Canalisations de gaz : 37 655 km de réseau de transport (dont 33 688 km pour GRTgaz détenu à 75 % par Engie et 5 107 km, situés dans le Sud-Ouest, pour Teréga, ex-TIGF), sous une pression généralement de 67,7 bar, 206 000 km de réseau de distribution. Les canalisations de transport sont en acier, 42 % de celles de distribution en polyéthylène.
• 9 568 communes sont déservies par GRTgaz.

Stockages souterrains : 16 sites dont 4 dans des couches de sel à Etrez (01), Tersanne (26), Hauterives (26) et Manosque (04) et 1 dans un ancien gisement de gaz naturel à Trois Fontaines (51). Ces sites sont exploités par Storengy. Dans le cas des couches de sel, les cavités de stockage ont été obtenues en dissolvant le sel (obtention de saumures utilisées pour produire Cl₂ et NaOH). Les sommets des cavités (de 120 000 à 500 000 m³) sont situés entre 800 et 1 200 m de profondeur. Actuellement les sites de Hauterives et Trois Fontaines ne sont pas en activité.

Les autres sites de stockage (dont 2 dans le Sud-Ouest (Izaute (32) et Lussagnet (40)) opérés par Teréga (2,84 milliards de m³ utiles), les autres par Storengy, filiale de Engie, sont situés en nappe aquifère, à Cerville Velaine (54), Gournay-sur-Aronde (60), Germigny-sous-Coulombs (77), St-Clair-sur-Epte (95), Saint-Illiers (78), Beynes (78), Chémery (41), Soings-en-Sologne (41) et Céré-la-Ronde (37). Le gaz chasse l’eau de roches poreuses et perméables (sable…) situées sous un dôme imperméable. Le plus important site de stockage français et le deuxième européen est situé à Chémery (41) à 1100-1200 m de profondeur. Sa capacité est de 7 milliards de m³. Le volume total de gaz stocké souterrainement est de 25,8 milliards de m³ dont seulement 11 milliards utilisables. En une journée, le 6-02-1991, le réservoir de Chémery a débité 46,7 millions de m³ soit l’énergie qu’aurait dû produire, dans le même temps, 15 tranches nucléaires de 1 300 MW. Actuellement les sites de Soings-en-Sologne et de Saint Clair-sur-Epte ne sont pas en fonctionnement.

Fin décembre 2018, le volume utile stocké était de 138,5 TWh. En 2018, les soutirages ont été de 83,2 TWh, les injections de 105,0 TWh.

Consommation, en 2018 : 469,1 TWh. Consommation par type de client :

Utilisations

Consommations : en 2019. Monde : 3 929 milliards de m³, Union Européenne : 470 milliards de m³.

Source : BP Statistical Review of World Energy

En 2019, la consommation française est de 43,4 milliards de m³.

Secteurs d’utilisation :

Sources : Ministère de la transition écologique et solidarité, Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) et Eurogas

Record de consommation journalière française le 2 janvier 1997 : 2,4 TWh (210 millions de m³ de gaz) hors la consommation du Sud-Ouest alimenté par le gaz de Lacq.

Utilisations diverses :

• Énergie : en 2018, le gaz naturel représente 15,2 % de la consommation d’énergie primaire en France, 23,3 % dans l’Union européenne, 24,2 % dans le monde, 30,6 % aux États-Unis. Le pouvoir calorifique du gaz naturel est de 10,7 à 12,8 kWh.m^-3. C’est une énergie plus « propre » que le charbon ou le pétrole : pas de cendres, pas d’émission de SO₂, peu de NO_x (4 kg/tep) et moins de CO₂ (2 290 kg/tep).
• Production d’électricité par cogénération : lorsque le gaz naturel est utilisé pour produire de l’électricité, le rendement est au maximum de 55 %. La chaleur dissipée dans les gaz de combustion et pour la production de vapeur peut permettre de produire de l’eau chaude destinée au chauffage domestique ou industriel. Le rendement énergétique atteint ainsi près de 80 %. En France, des installations de cogénération fonctionnent, en particulier, en hiver, lors des jours de pointe de consommation d’énergie. L’électricité est alors vendue à EDF. En 2016, la capacité installée en France est de 10,9 GW. Total, possède des capacités de production d’électricité, dans le monde, à partir de gaz naturel de 3 500 MW. En plus de 4 centrales en France et en Belgique, cette société exploite avec EdF et Texaco une unité de 250 MW sur le site de sa raffinerie de Gonfreville près du Havre. Fonctionnant initialement au gaz naturel, l’installation devrait ensuite utiliser du gaz de synthèse produit par gazéification de résidus lourds de raffinage. Solvay a mis en service une installation de 90 MW à Tavaux qui utilise outre du gaz naturel des gaz résiduels de son usine (méthane et dihydrogène). Engie exploite, depuis 2005, en partie l’installation DK6 de Dunkerque de 788 MW qui utilise également les gaz de haut fourneau de l’usine ArcelorMittal voisine. Une des plus importante centrale de cogénération, au monde, fonctionnant au gaz naturel est celle de Taweelah en Abu Dhabi (1 600 MW), dont Total détient 20 %. Cette centrale permet outre la production d’électricité, le dessalement de l’eau de mer (385 000 m³/jour de capacité) .
  Les centrales françaises de production d’électricité à l’aide gaz naturel, en 2018, avec une puissance totale de 6,7 GWe sont situées à Montoir (44), avec 435 GWe, Fos-sur-Mer (13), avec 425 et 486 GWe, Martigues (13), avec 930 GWe, Toul (54), avec 413 GWe, Blénod (54), avec 430 GWe, Saint-Avold (57), avec 860 GWe, Pont-sur-Sambre (59), avec 440 GWe, Dunkerque (59), avec 790 GWe, Gennevilliers (92), avec 210 GWe, Montereau (77), avec 370 GWe, Le Bayet (03), avec 410 GWe, Bouchain (59), avec 575 GWe.
  En 2017, en France, la production d’électricité à partir de gaz naturel a été de 37,4 TWh. Dans le monde, le gaz a été à l’origine de 23,2 % de la production d’électricité.

Principaux pays producteurs d’électricité à partir de gaz naturel, en 2019 : monde : 6 298 TWh, Union européenne : 692 TWh.

Source : BP Statistical Review of World Energy

• Carburant : dans le monde, en 2013, près de 18 millions de véhicules fonctionnent à l’aide du gaz naturel, dont 3,3 millions en Iran, 2,8 millions au Pakistan, 2,2 millions en Argentine, 1,7 million au Brésil, 1,6 million en Chine, 1,5 million en Inde, 1,18 million dans l’Union européenne dont 902 800, en 2014, en Italie… Dans les années 60 ce carburant était couramment utilisé dans le Sud-Ouest de la France (35 000 véhicules). En France, fin 2017, fonctionnent ainsi 16 200 véhicules (fin 2015 sur un total de 13 755 véhicules il y avait 2 689 bus, 1 122 bennes à ordures ménagères, 275 poids lourds, 6 952 véhicules utilitaires légers (flotte des sociétés gazières) et 2 065 véhicules légers utilisent le gaz naturel avec une consommation, en 2011, de 1,2 TWh. 1 nouveau bus sur 3 circule à l’aide de gaz naturel. Le record de vitesse automobile (1000 km/h) est détenu par un véhicule utilisant du gaz naturel.
• Matière première chimique : c’est la principale matière première utilisée pour produire du dihydrogène, lui-même utilisé pour fabriquer de l’ammoniac, du méthanol et de l’acide acétique. Le gaz naturel est utilisé dans plus des ¾ des capacités de production de NH₃ et de méthanol dans le monde. Les pays producteurs de pétrole et de gaz naturel assurent plus des 3/4 de la production mondiale d’urée, plus de la moitié de celles du méthanol et de l’ammoniac.

Le méthane et l’effet de serre

Le méthane participe, comme le dioxyde de carbone et d’autres gaz, à l’effet de serre (voir le focus consacré à l’effet de serre). La teneur de l’atmosphère en méthane est, en 2018, de 1,869 ppmv, l’accroissement annuel est de 0,9 %, soit 44 millions de t.

Les émissions annuelles sont de l’ordre de 400 millions de t, en provenance principalement de la décomposition de matières organiques en milieu anaérobie. Origines des émissions :

Par exemple, une vache libère, en moyenne, 200 g de méthane par jour.

La consommation du méthane émis est effectuée, en partie, par des bactéries et surtout par oxydation à l’air, avec production finale de dioxyde de carbone.

Le gaz naturel produit, lors de sa combustion dans un moteur, 23 % d’émission de CO₂ de moins que l’essence. A énergie produite équivalente, le gaz naturel émet 20 à 25 % de moins de CO₂ que le pétrole et 40 à 50 % de moins que le charbon.

Autres gaz de combustion

En France, le gaz naturel représente environ 80 % (compté en pouvoir énergétique) du gaz de combustion commercialisé. Divers autres gaz, riches en molécules combustibles sont utilisés et ont fourni, en 2008, 25,8 TWh.

Gaz manufacturé

Ou gaz à l’eau, gaz de synthèse, gaz d’éclairage, gaz de ville.

Origine : le premier gaz ainsi fabriqué, dès 1815, par distillation de la houille, était destiné à l’éclairage urbain. Supplanté pour cette utilisation par l’électricité, il a été utilisé comme gaz combustible. Puis la concurrence avec le gaz naturel a entraîné, en France, sa disparition. Gaz de France a exploité jusqu’à 546 usines à gaz de houille, la dernière (Belfort) ayant été fermée en mai 1971.

Le gaz manufacturé initialement fabriqué par distillation de la houille a été ensuite élaboré par reformage de produits pétroliers ou de gaz naturel. Actuellement le gaz de synthèse ainsi produit donne industriellement le dihydrogène (voir ce chapitre).

Composition et pouvoir calorifique : en moyenne.

• Gaz de distillation de la houille : H₂ : 48 % – CH₄ : 36 % – CO : 8 % – CO₂ : 5 %.
• Gaz de synthèse : contient jusqu’à 70 % de H₂ et 30 % de CO₂.
• PCS : 4,9 à 5,2 kWh/m³.

Utilisations : production industrielle du dihydrogène.

Gaz de pétrole liquéfié (GPL)

Il est constitué principalement de butane (C₄H₁₀) et/ou de propane (C₃H₈).

Composition et pouvoir calorifique :

• Butane commercial : butane : 90 %, butylène et propane. PCS : 38,3 kWh/m³. 1 L de butane liquide libère 239 L de gaz (à 15°C, 1 bar).
• Propane commercial : propane : 65 %, propylène : 30 %, éthane, butane. PCS : 27,3 kWh/m³. 1 L de propane liquide libère 311 L de gaz (à 15°C, 1 bar).

Le GPL utilisé, en France, comme carburant est un mélange généralement constitué de 50 % de propane et de 50 % de butane.

Origine : extraits de certains gaz naturels ou issus du raffinage du pétrole. En 2015, 62 % de la production mondiale provient du gaz naturel, 38 % du raffinage du pétrole brut (1 t de pétrole donne de 20 à 30 kg de GPL).

Production :

La production mondiale est, en 2019, de 317 millions de t. Les principaux pays producteurs sont en ordre décroissant : États-Unis, Arabie Saoudite, Chine, Russie, Émirats Arabes Unis.

Situation française :

La production française, en 2019, est de 1,431 million de tonnes, provenant des raffineries de pétrole.
Commerce extérieur, en 2019 :

• Exportations :
  • Butane : 397 063 t vers le Maroc à 27 %, la Belgique à 15 %, le Royaume Uni à 13 %, la Tunisie à 9 %.
  • Propane : 389 634 t vers l’Italie à 78 %, l’Espagne à 9 %.

• Importations :
  • Butane : 1 455 735 t d’Algérie à 45 %, de Norvège à 20 %, des États-Unis à 8 %, du Royaume Uni à 5 %.
  • Propane : 1 817 216 t d’Algérie à 32 %, des États-Unis à 30 %, du Royaume Uni à 15 %, de Norvège à 8 %.

La distribution, en France, en 2019 est réalisée, en nombre d’unités :

• dans des stations de vente de GPL carburant : 1 650,
• à l’aide de camions citernes : 1 100,
• à l’aide de wagons citernes : 440,
• dans des citernes fixes : 800 000,
• dans des bouteilles : 68 millions.

Distributeurs : en France, en 2019.

• Antargaz : filiale du groupe américain UGI, dont la filiale Amerigas est leader américain du propane. Vente, en France de 900 000 t/an de GPL et de GPL carburant dans 700 stations-service.
• Butagaz : filiale du groupe Shell France, a été vendu, en 2015, au groupe irlandais DCC Energy qui a vendu, en 2019, 2,2 millions de t. C’est le n°2 français avec 22 % de part de marché. 4 millions de clients pour le gaz en bouteille, 247 000 pour le gaz en citerne, 20 000 t de GPL carburant dans 320 stations.
• Primagaz : filiale du groupe néerlandais SHV Energy, n°1 mondial de la distribution de GPL.
• Vitogaz, filiale du groupe Rubis.

Utilisations : livrés, par les distributeurs, sous forme liquide en bouteilles ou en vrac. Dans certains cas, les clients sont alimentés à partir de réseaux de propane ou d’air propané ou butané comme en Corse. Utilisé par des particuliers ou des industriels comme gaz de combustion ou matière première chimique.

En 2019, en France, sur une consommation totale de 1 660 000 t, 393 000 t ont été livrées dans des bouteilles, 1 220 000 t dans des citernes, 51 000 t comme carburant.

Consommations : en 2018, dans le monde : 313 millions de t, dans l’Union européenne, en 2014 : 26,3 millions de tonnes, en France, en 2019 : 1,66 million de t. Dans le monde, les principaux pays consommateurs sont, en 2015, en ordre décroissant : États-Unis, Chine, Arabie Saoudite, Japon, Inde.

Secteurs d’utilisation : en 2018.

Sources : Comité Français du Butane et du Propane et WLPGA

L’utilisation dans le secteur résidentiel-tertiaire (cuisson) est concentrée principalement en Espagne, France, Turquie et Italie. Dans le monde, près de 500 millions de ménages et un sur deux dans l’Union européenne utilisent les GPL. La chimie et le raffinage sont prépondérants au Benelux : le GPL est utilisé comme matière première pour la production d’éthylène, propylène, ammoniac, MTBE. En 2015, la consommation de la pétrochimie, en France, est de 2 035 000 t. Le secteur industriel, autre que la chimie, est important en Allemagne (25 % des utilisations) car la flamme de combustion des GPL peut être en contact direct avec les produits, en agroalimentaire, verrerie, céramique, métallurgie… Le secteur agricole est important en France, dans le chauffage de bâtiments d’élevages avicoles et porcins, de serres, le séchage des récoltes… Le propane est aussi utilisé comme carburant pour les chariots élévateurs : 110 000 t en France, en 2004.

Dans le monde, en 2019, 27,0 millions de véhicules utilisent le GPL, dont 15 millions en Europe. En Turquie 4,6 millions de véhicules, en Russie 3 millions, en Pologne 3 millions, en Corée du Sud 2,1 millions, en Italie 2,3 million, en Ukraine 2,5 million, en Thaïlande 1,1 million. Au Japon, 250 000 taxis de Tokyo utilisent le GPL. En France, 190 000 véhicules (0,73 % du parc automobile) emploient le GPL comme carburant et les ventes ont été de 51 000 t.

Gaz de mine (grisou)

Origine : se dégage spontanément dans des mines de charbon.

Composition et pouvoir calorifique : en moyenne.

• CH₄ : 60 % – N₂ : 30 % – CO₂ : 10 %.
• PCS : 5,9 à 7 kWh/m³.

Production : la production française injectée dans le réseau de transport de gaz naturel est, en 2017, de 183 GWh.

Utilisations : capté, en France, par Gazonor (l’ancienne filiale des Charbonnages de France a été achetée, en 2016, par la Française de l’Energie (LFDE)), depuis 1993, dans des puits de mines désaffectés du bassin minier du Nord-Pas de Calais, à Avion (59) près de Lens. La production a été, en 2019, de 72,2 millions de m³ d’un gaz contenant 54 % de méthane. Les réserves prouvées et probables sont de 9,2 milliards de m³, dans les Hauts de France et de 2,144 milliards de m³ en Lorraine. Le gaz capté dans le Nord-Pas de Calais est utilisé pour produire de l’électricité avec une capacité de 9 MW. En 2019 a débuté une production en Belgique avec 5,5 millions de m³ et en 2021 devrait  débuter une production en Lorraine, à Lachambre.

Capté également, en Lorraine, par Elyo (Suez) et Dalkia (Veolia environnement) pour alimenter des chaufferies produisant de la chaleur destinée à chauffer des logements, à Forbach (57) et Freyming-Merlebach (57) (6 000 équivalents logements).

Gaz de cokerie

Origine : sous-produit de la cokéfaction de la houille dans les fours à coke des cokeries minières ou métallurgiques (voir le chapitre coke).

Composition et pouvoir calorifique : en moyenne.

• H₂ : 50 % – CH₄ : 25 % – N₂ : 9,5 % – CO : 9 % – CO₂ : 3 %.
• PCS : 4,9 kWh/m³.

Utilisations : principalement dans les industries sidérurgiques et chimiques.

Gaz de hauts fourneaux

Origine : sous-produit de l’élaboration de la fonte dans les hauts fourneaux.

Composition et pouvoir calorifique : en moyenne.

• N₂ : 50 % – CO : 27 % – CO₂ : 11 % – H₂ : 2 %.
• PCS : 1 kWh/m³.

Utilisations : production d’électricité, industrie sidérurgique. La centrale de cogénération de Dunkerque fonctionne, en partie, à l’aide du gaz de haut fourneaux de l’usine ArcelorMittal.

Gaz de raffinerie

Origine : sous-produit du raffinage pétrolier.

Composition : contient principalement du méthane ainsi que du dihydrogène et de l’éthane.

Utilisations : industries chimiques et parachimiques.

Biogaz

Ou gaz de décharges.

Origine : fermentation des matières organiques (agricoles, ordures ménagères ou boues de traitement d’eau usées) à l’abri de l’air (méthanisation).

Composition et pouvoir calorifique : en moyenne. 1 t d’ordures ménagères donne 100 m³ de biogaz soit 550 à 650 kWh.

• CH₄ : 50 à 65 % – CO₂ : 40 à 60 %, H₂ : < 0,5 % – H₂S : 200 à 2 500 ppm.
• PCS : 5,5 à 6,5 kWh/m³.

Production :

Le biogaz peut être brûlé pour donner de l’électricité ou injecté dans le réseau de gaz naturel on parle alors de biométhane.

Dans l’Union européenne, en 2017, il y a 17 783 installations de production de biogaz ayant donné 65 179 GWh d’électricité et, en 2019, 660 de production de biométhane ayant donné 22 TWh de gaz injecté dans les réseaux de gaz naturel. Les principales installations sont situées en Allemagne avec 10 971 unités de biogaz et 300 de biométhane, en Italie avec 1 655 installations de biogaz et 10 de biométhane et en France avec 738 installations de biogaz et 121 de biométhane (87 agricoles, 17 de boues de stations d’épuration, 12 de déchets, 7 d’industries). En France, au 31 décembre 2019, la capacité de production de biométhane est de 2,1 TWh/an avec 123 installations. En 2019, 1,2 TWh ont été injecté dans le réseau de gaz naturel.

En France, fin 2014, il y avait 623 sites de production de biogaz dont 238 de décharges, 185 à la ferme, 87 de stations d’épuration, 80 d’industries agro-alimentaires, 23 de productions agricoles centralisées, 10 d’ordures ménagères.

En France, depuis 1997, le gaz s’échappant des décharges doit être capté pour le valoriser, par exemple par cogénération, ou le brûler. Par exemple, la station d’épuration Seine Aval d’Achères (78) exploitée par le SIAAP, la plus importante d’Europe, traite journellement 1,7 million de m³ d’eaux usées. Les boues obtenues donnent par méthanisation 150 000 m³ de biogaz par jour contenant 65 % de CH₄ utilisé pour fournir de l’électricité et de la chaleur représentant 60 % de l’énergie nécessaire au fonctionnement de l’usine.

Utilisations : le biogaz produit peut être valorisé pour produire de la chaleur et de l’électricité par cogénération ou, après épuration afin d’éliminer principalement le dioxyde de carbone, injecté dans le réseau de distribution du gaz naturel, il est alors appelé biométhane. En France, en 2019, le biogaz est utilisé pour produire de la chaleur à 46 %, de l’électricité à 38 % ou injecté dans le réseau de gaz naturel à 16 %.
Par exemple, le biogaz provenant, depuis août 1988, de la valorisation des ordures ménagères d’Amiens (155 000 personnes) est utilisé pour produire de la vapeur livrée à un industriel voisin. Ce biogaz a été aussi introduit dans le réseau de distribution de gaz naturel de GRTgaz. La matière organique résiduelle est utilisée par la viticulture champenoise et la culture de céréales. Une autre usine a démarré, en novembre 1991, à Tahiti pour traiter la totalité des déchets de l’île (90 000 t/an).

Bibliographie

Données industrielles

Le pétrole représente, en 2019, 33,1 % de la consommation mondiale d’énergie primaire, 38,4 % dans l’Union européenne, 32,5 %, en France. De plus c’est la principale matière première de la chimie organique.

Origine

C’est un mélange de nombreux hydrocarbures provenant de la décomposition d’organismes marins vivant il y a plusieurs millions d’années. La composition du pétrole dépend du lieu d’où il est extrait : il y a actuellement une centaine de bruts différents sur le marché pétrolier. On distingue trois catégories d’hydrocarbures présents dans les fractions du pétrole brut distillant entre 20 et 200°C : les alcanes ou paraffines (18 à 65 %), les cycloalcanes ou naphtènes (25 à 90 %) et des composés aromatiques (jusqu’à 15 %). Il n’y a pas d’alcènes (oléfines) ni d’alcynes. D’autres éléments sont souvent présents dans le pétrole : le soufre, l’azote, des métaux. Il contient très peu d’oxygène. On nomme les pétroles en fonction de leur densité (d) par rapport à l’eau : légers si d < 0,8 et lourds si d > 1.

Productions

Les données statistiques ont été évaluées en prenant les équivalences suivantes : 1 baril = 159 litres = 0,14 t, 1 baril/jour = 49,8 t/an et 1 tep = 42 GigaJoules.

Dans le monde, en 2019, production de pétrole brut : 4 484 millions de tonnes, dont OPEP : 1 680 millions de t, Union européenne : 72 millions de tonnes.

Principaux producteurs : en 2019.

Les principaux producteurs sont des compagnies détenues par les États des principaux pays producteurs.

Commerce international : il a porté, en 2018, sur 3 553 millions de t de pétrole brut, soit 75 % de la production.

Principaux pays exportateurs : en 2019.

Source : ITC

Les exportations russes sont principalement destinées à 26 % à la Chine, 17 % aux Pays Bas, 7 % à l’Allemagne.

Principaux pays importateurs : en 2019.

Source : ITC

Les importations chinoises proviennent principalement à 16 % d’Arabie Saoudite, 14 % de Russie, 10 % d’Irak, 9 % d’Angola.

Réserves : prouvées fin 2019. Monde : 244 600 millions de t, dont OPEP : 171 800 millions de t, Union européenne : 700 millions de t :

Les réserves prouvées au 31 décembre 2019 représentent 50,0 années d’exploitation (au rythme de 2019), mais les prospections pétrolières et l’évolution des techniques de forage permettent de découvrir de nouvelles réserves chaque année. Les réserves ultimes sont aujourd’hui estimées à  300 000 millions de t (ce qui représente 68 années d’exploitation au rythme actuel). Il est à  noter qu’en 1978, les réserves prouvées ne représentaient que 28 ans de production. Toutefois, les combustibles fossiles, dont le pétrole, étant consommés 100 000 fois plus vite qu’ils ne se forment, l’épuisement de cette ressource est inéluctable.

Les réserves du Canada sont principalement, avec 24,4 millions de t, sous forme de sables bitumineux. Celles du Venezuela sont en grande partie, avec 41,9 millions de t, constituées par le pétrole extra-lourd de la Ceinture de l’Orénoque.

Raffinage

Le raffinage a pour objet de séparer et d’améliorer les produits composant le pétrole de façon à  répondre à la demande en différents produits pétroliers à partir de bruts de compositions variables. En particulier, il est nécessaire de transformer des produits lourds en produits légers pour alimenter le marché des carburants.

 Distillation : elle est effectuée après le dégazage, qui a lieu sur les lieux d’extraction, et le dessalage qui permet d’éliminer l’eau salée émulsionnée dans le pétrole qui pourrait endommager les installations de raffinage en formant HCl. Une première distillation sous pression atmosphérique entre 70°C et 370 à 380°C, permet de recueillir différentes fractions :

• à 70°C : une fraction légère dont on extrait par la suite du gaz (méthane, éthane, propane et butane) et une essence légère composée d’alcanes en C5 et C6,
• entre 70°C et 220°C : deux fractions dites essence et naphta,
• puis une fraction kérosène qui sera transformée en carburéacteur et en divers solvants,
• une fraction gazole, destinée au carburant gazole et au fioul domestique,
• à 370 ou 380°C : on récupère en fond de colonne les résidus dits « atmosphériques ».

Ces résidus distillés sous pression réduite entre 70°C et 350°C donnent :

• à  70°C : le gazole lourd, destiné à être craqué pour donner des essences,
• des fractions intermédiaires ou fiouls lourds destinées aux bateaux et aux usines électriques,
• à  350°C : des résidus, dont on tire les bitumes.

Capacités mondiales de distillation : fin 2019. Monde : 5 047 millions de tonnes/an, Union européenne : 700 millions de tonnes/an.

La capacité de distillation est aussi appelée capacité de raffinage.
Dans l’Union européenne, en 2015, il y a 77 raffineries en fonctionnement, elles étaient 101, en 2007.

Craquage : il consiste à casser les chaînes carbonées des hydrocarbures de la charge pour obtenir des produits plus légers. On distingue :

• Le craquage catalytique des gazoles lourds qui a lieu à  480°C-500°C en présence d’un catalyseur (zéolithe, avec des substitutions cationiques de terres rares, maintenu au sein d’une matrice silice-alumine amorphe). Il permet d’obtenir de l’essence (40 à 60 % de la masse initiale) ayant un indice d’octane supérieur à 90, du gazole et des sous-produits dont un gaz riche en alcènes (propène, butène) que l’on distillera par la suite et du coke qu’il faut brûler car c’est un poison du catalyseur. Les principales réactions sont les suivantes :

L’apparition d’un carbocation comme intermédiaire réactionnel permet en outre un grand nombre d’isomérisations.

• L’hydrocraquage des gazoles lourds qui a lieu à 350°C-450°C sous une pression de 100 à 200 bar de H₂, en présence d’un catalyseur bifonctionnel (Pt ou Ni pour l’hydrogénation, zéolithe pour le craquage). Les produits intermédiaires étant hydrogénés au cours du craquage, on n’obtient pas d’alcène, de diène, de coke et moins d’aromatiques que dans la charge. On extrait une essence à faible indice d’octane, du kérosène, du gazole et du fioul domestique. Cette technique impose une désulfuration préalable de la charge pour éviter d’empoisonner le catalyseur d’hydrogénation.
• La viscoréduction qui est un craquage thermique à 470°C-480°C permettant de réduire la viscosité des résidus de distillation. On obtient ainsi des fiouls lourds qui, après avoir été mélangés avec du gazole (pour réduire à  nouveau la viscosité), correspondront aux normes. Sans cette opération, la quantité de gazole à ajouter serait très importante.
• La cokéfaction qui est un autre craquage thermique permettant d’obtenir du coke, des distillats liquides recyclables et du gaz de craquage. On favorise aujourd’hui la fabrication des distillats par rapport à celle du coke. Pour l’utilisation du coke de pétrole, voir le chapitre : carbone.

Reformage : il a pour but de transformer une coupe pétrolière à faible indice d’octane (naphta) en une essence à indice d’octane élevé. Pour cela, il est nécessaire d’isomériser des alcanes linéaires en alcanes ramifiés et d’augmenter la teneur en composés aromatiques par déshydrogénation des cycloalcanes ou déshydrocyclisation des alcanes. Cette opération est effectuée de façon catalytique et se rapproche beaucoup du reformage catalytique développé dans la pétrochimie en vue de produire des composés aromatiques et en particulier du benzène (voir ce chapitre).

Situation française

En 2019 :

Production française :

En 2019, la France a produit 725 000 t de pétrole brut. La production est en baisse depuis qu’elle a atteint son maximum en 1988 avec 3,36 millions de t. Cette production est répartie entre le Bassin Parisien (58 %), l’Aquitaine (41 %) et l’Alsace (0,5 %). Les principaux exploitants sont Vermilion Rep (ex-Esso) et International Petroleum Corporation. Les gisements exploités par Vermilion, sont ceux de Parentis et Cazaux, en Aquitaine et Champotran et Chaunoy, dans le Bassin Parisien, à l’aide 340 puits et, en 2019, une production de 521 000 t et des réserves de 4,9 millions de t.
La production de International Petroleum Corporation, société issue du groupe Lundin Energy a été, en 2019, de 124 500 t, avec des réserves de 2,4 millions de t.
Les réserves françaises sont, au 1^er janvier 2019, de 7,7 millions de t.
Au total depuis les débuts de l’exploitation pétrolière, plus de 3 000 puits d’exploration et de production ont été forés.
La loi du 30 décembre 2017 met fin à la production française d’hydrocarbures en 2040.

Carte des titres miniers d’hydrocarbures au 1^er juillet 2019.

Production du groupe Total à l’étranger :

Total est le cinquième groupe pétrolier privé mondial. L‘entreprise française mène des activités de recherche et de production dans 40 pays et produit du pétrole et du gaz dans 30 de ces pays.

La production de pétrole brut du groupe Total, en 2019, est de 83 millions de t dont, en millions de t : aux Émirats Arabes Unis : 14,6, en Angola : 10,5, au Nigeria : 9,9, au Congo : 6,6, au Qatar : 5,3, en Norvège : 5,3, au Canada : 4,9, au Royaume Uni : 4,1, en Russie : 4,1, en Libye : 3,9, au Kazakhstan : 3,1, aux États-Unis : 1,8, en Algérie : 1,8, au Danemark : 1,7, au Gabon : 1,5, à Oman : 1,4, en Australie : 1,4…

Importations françaises : de pétrole brut, en 2019, avec un total de 50,282 millions de tonnes, en provenance de :

La facture pétrolière d’achat de pétrole brut, représente, en 2019, 21,8 milliards d’euros.

La taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques – TICPE (en 2019, 0,6629 euro/litre sur le supercarburant SP95-E10 et 0,5940 euro/litre sur le gazole, avec une majoration éventuelle, selon les régions) a rapporté, en 2019, 31,9 milliards d’euros, taxe à laquelle il faut ajouter la TVA : 9 milliards d’euros.

Transport du pétrole brut :

La France importe son brut par pétroliers qui arrivent dans les terminaux pétroliers de Marseille-Fos (13), Le Havre-Antifer (76), Nantes-St Nazaire (44) et Dunkerque (59).

•  Pipeline Sud Européen » (Total : 35,14 %, ExxonMobil : 22,00 %, SPITP : 15,74 %, Shell : 13,02 %, BP : 12,10 %, P66 : 2,00 %) : en 2015, 7,322 millions de t de brut ont été transportés. Sur les 3 pipelines posés, seul le premier est opérationnel dans sa partie sud en approvisionnant les dépôts de Saint-Quentin-Fallavier (69) et de Gennes (25) ainsi que les raffineries de Feyzin (69) et de Cressier, en Suisse.
• Lavéra (13)-Fos (13)-Strasbourg (67)-Karlsrühe (Allemagne) : 782 km, 10 stations de pompage, diamètre : 86 cm, ouvert en 1962 et partiellement opérationnel.
• Fos (13)-Feyzin (69) : 260 km, 2 stations de pompage, diamètre : 61 cm, ouvert en 1971 et actuellement inerté.
• Fos (13)-Strasbourg (67) : 714 km, 7 stations de pompage, diamètre : 102 cm, ouvert en 1972 et actuellement inerté.
• « Pipeline de l’Île de France » (Total France) : Le Havre (76)-Grandpuits (77) : 260 km, 5 stations de pompage, diamètre : 58 cm, ouvert en 1968 : 4,293 millions de t en 2015.

Stockage :

La France possède des stocks stratégiques qui, par un accord international, doivent correspondre, au moins, à 90 jours des importations de l’année précédente. En 2017, la capacité de stockage de produits pétroliers (brut et produits finis) s’élève à 46 millions de m³ dont 14,4 millions de m³ dans les raffineries et leurs dépôts annexes et 9,2 millions de m³ dans les dépôts souterrains de Manosque.

Capacités françaises de distillation : en 2018, par opérateur, et localisation des raffineries sur un total de 62,3 millions de tonnes par an.

• En 1973, le nombre de raffineries était de 24. En 2005, BP a vendu la raffinerie de Lavera à Ineos. Le 1^er avril 2008, Shell, a vendu la raffinerie de Berre (6,3 Mt), fermée en 2015, à LyondellBasell et celle de Petit-Couronne (7,4 Mt), fermée depuis, à Petroplus. Fin 2016, la raffinerie de Provence à La Mède a cessé de distiller du pétrole brut et a été convertie à la production de biocarburants.
• En 2018, 57,3 millions de t de pétrole brut ont été traitées pour produire 56,8 millions de t de produits finis.
• En 2019, les importations de produits raffinés ont été de 45,5 millions de t, les exportations, de 17,4 millions de t.
• En septembre 2020, Total a annoncé l’arrêt de la raffinerie de Grandpuits prévue début 2021, transformée en production de biocarburants, de bioplastiques et de recyclage de plastiques.

Procédés utilisés, en 2017, en France :

Production de produits raffinés dérivés du pétrole, en France, en 2018, sur un total de 55,1 millions de tonnes.

Utilisations

Consommations : en 2019. Monde : 4 445 millions de tonnes, Union européenne : 609 millions de tonnes.

• En 1973, en France, avant le développement de la production nucléaire d’électricité, la part des transports était de 27 %. En 2016, la consommation dans les transports est réalisée à 83 % par le transport routier, 15 % par l’aviation, 2 % par le ferroviaire.
• En 2018, en France, les transports ont consommé 45,3 millions de t d’équivalent pétrole à 90 % sous forme de pétrole, 7,5 % de biocarburants, 2 % d’électricité, 0,2 % de gaz naturel.
• Le pétrole représente, en 2018, 9,2 % de la consommation d’énergie de l’industrie française, cette part était de 50 %, en 1973.

Consommation de produits pétroliers, en France, en 2018, sur un total de 59,3 millions de tonnes.

Les carburants automobiles

Sont concernés : l’essence, le gazole et les biocarburants. Le gaz de pétrole liquéfié (GPL) et le gaz naturel sont traités dans le chapitre gaz naturel.

Indice d’octane : définitions.

Déterminé en laboratoire, dans un moteur expérimental, il mesure la résistance des carburants à l’auto-allumage et caractérise donc les propriétés antidétonantes des essences. Il est gradué sur une échelle de référence établie par rapport à un mélange, en proportions variables, de 2 hydrocarbures pris comme étalons : 0 pour l’heptane linéaire, 100 pour le 2,2,4-triméthylpentane (ou isooctane). On distingue l’indice IOR (Indice d’Octane Recherche, en anglais RON) mesuré dans des conditions de faible vitesse et en accélération, de l’indice IOM (Indice d’Octane Moteur, en anglais MON) mesuré à grande vitesse. En général, les indices sont donnés en IOR (RON). Les essences n’ont pas, en général, un indice d’octane suffisant, il faut ajouter des additifs. Toutefois, les producteurs de carburants utilisent, de plus en plus, des techniques de raffinage (reformage catalytique, alkylation, isomérisation) qui permettent d’élever l’indice d’octane.

L’essence « plombée » ou super ARS (Anti Récession de Soupapes) :

De 1920 à 1975, les additifs utilisés ont été exclusivement des composés du plomb : plomb tétraméthyle et surtout plomb tétraéthyle (Pb(CH₃CH₂)₄), à des teneurs, en constante diminution, de 0,6 à 0,1 g/litre d’essence. Le plomb présente l’inconvénient d’être un poison pour les catalyseurs à base de platine utilisés dans les pots d’échappement pour diminuer la pollution par les gaz d’échappement des véhicules automobiles.

L’ARS (qui s’est substitué au supercarburant plombé) est progressivement retiré de la vente. Ce carburant est essentiellement dédié aux voitures de collection sous forme d’une fiole d’additifs que l’automobiliste se procure en station-service et ajoute au supercarburant sans plomb 98.

Dans le monde occidental, la consommation de plomb dans ce secteur a atteint son maximum en 1972 : 370 000 t. En 1988, elle était de 96 000 t et est nulle de nos jours.

L’essence sans plomb :

Le super sans plomb a totalement supplanté le super avec plomb.

Les additifs utilisés peuvent être synthétisés à partir de produits chimiques de base : c’est le cas du MTBE, additif le plus employé, ou obtenus à partir de produits agricoles, on parle alors de biocarburants. Le processus de distillation du pétrole et sa transformation en essence, induit la présence de benzène à des teneurs supérieures à 2 %. Mais à cause de sa forte toxicité (voir le chapitre « benzène, toluène, xylènes« ) sa teneur est légalement limitée à 5 %. Depuis 2000, une étape d’extraction du benzène par distillation permet de ramener sa teneur en dessous de 1 %.

MTBE (méthyltertiobutyléther : C₄H₉-O-CH₃) : il est produit par synthèse à partir d’isobutylène et de méthanol. Son indice RON est de 118 et sa teneur dans l’essence peut atteindre 10 % (un ajout de 10 % dans l’essence permet d’augmenter l’indice d’octane de 2 à 2,6 points). Le MTBE peut être remplacé par de l’éthanol.

Le gazole :

Les gazoles commercialisés sont le résultat d’un mélange d’hydrocarbures d’origine pétrolière, de molécules de synthèse (additifs) et éventuellement de composés oxygénés organiques. Ils sont destinés à l’alimentation des moteurs thermiques à allumage par compression. Sa consommation a été, en France, en constante augmentation jusqu’en 2014 au détriment des supercarburants (il représentait 49 % des immatriculations en 2000 et 70,8 % en 2010). Toutefois, depuis 2014, on assiste à un renversement de situation, avec, en 2019, 30 % des nouvelles immatriculations de voitures particulières.

La France a consommé en 2018, 33,6 millions de t de gazole routier.

Marché français des carburants :

Depuis 1980, le nombre de stations-service (16 000 en 2 000) est en baisse constante du fait de la restructuration des réseaux traditionnels. A partir de cette même date, la part des grandes et moyennes surfaces (GMS) dans le réseau de distribution est en constante augmentation. En 2019, sur les 11 193 stations-services françaises, les pétroliers et indépendants en gèrent 5 907 dont Total (y compris Elf et Elan) 3 480, les GMS en comptent 5 286.

Les biocarburants : ils sont ajoutés, en proportions variables, à l’essence ou au gazole et peuvent être utilisés purs après adaptation du moteur. En 2014, ils représentent, dans l’Union européenne, une consommation de 14 millions de t équivalent pétrole (Mtep) et, en 2016, de 2,3 Mtep, en France. Afin d’éviter d’utiliser des produits utiles à l’alimentation, la production de biocarburants de deuxième génération, à partir de déchets lignocellulosiques (pailles de céréales, tiges, rafles de maïs, branches…) commence à se développer, avec, en 2015, une production mondiale de 350 000 t. En France, en 2019, le biodiesel représente 81 % de la consommation de biocarburants, le bioéthanol, 19 %.

Production de biocarburants, en 2019 : monde : 91 732 milliers de t d’équivalent pétrole, Union européenne : 14 492 milliers de t d’équivalent pétrole.

Éthanol (C₂H₅OH) : produit principalement par fermentation de sucres (1 t de sucre donne 0,51 t d’éthanol et 0,49 t de CO₂) extraits de produits agricoles (betterave, canne à  sucre, maïs, blé…). En moyenne, un hectare de betterave donne 96 hL de bioéthanol/an soit 5,06 tep/an et un hectare de céréales donne 30 hL de bioéthanol/an. Il doit être totalement déshydraté et son coût est élevé (il faut 0,9 tep d’énergie pour produire 1 tep d’éthanol), son indice RON est de 120. Toutefois des pays l’utilisent à grande échelle.

Production d’éthanol destiné aux carburants, en 2017. Monde : 1 193 millions d’hL, Union européenne : 62 millions d’hL.

Production d’éthanol destiné aux carburants, dans l’Union européenne, en 2019 sur un total de 3,207 millions de t équivalent pétrole.

Source : ObservER

Dans l’Union européenne, en 2018, la production totale d’éthanol a été de 73,0 millions d’hL, dont 18,3 en France, 12,9 en Allemagne, 8,3 au Royaume Uni, 5,3 en Espagne, 3,8 en Pologne, 2,7 en Suède, 2,2 en Hongrie, 2,2 en Autriche, 1,3 en Italie…

Au Brésil, l’éthanol est produit essentiellement à partir de canne à sucre, aux États-Unis, à partir de maïs.

En France, en 2017-18, la production d’éthanol a été de 18,281 millions d’hectolitres (à 53 % à partir de betterave sucrière, 45 % à partir de céréales (blé et maïs), 2 % à partir de raisins). Sur ce volume, 11,3 millions d’hectolitres ont été destinés à un usage de carburant. Pour cet usage, l’éthanol est en partie transformé en ETBE (voir ci-dessous). Toutefois se développe l’introduction directe d’éthanol dans l’essence avec une teneur qui, en France, réglementairement peut atteindre 7 %. Il peut être consommé pur ou à 85 % dans l’essence (superéthanol E85) avec des moteurs adaptés. Les ventes de superéthanol E85, ont été, en 2018, de 183 millions de litres, dans 1 133 stations, en avril 2019. En 2017, en France, 40 % de l’éthanol a été incorporé à l’essence sous forme d’ETBE. Au total, l’incorporation dans l’essence a été, en 2015, de 6,39 %.

Les principaux producteurs de bioéthanol français sont les suivants : Tereos avec des distilleries à Origny (02), Lillebonne (76), Nesle (02), Bucy (02), Morains (51), Artenay (45) et Lillers (62) ; Cristal Union à Bazancourt (51), Buchères (10), Toury (28), Saint-Gilles (30), Ay (51) et Arcis-sur-Aube (10), Roquette à Beinheim (68), Abengoa Bioenergy à Lacq (65), St Louis Sucre à Eppeville (80), Sensient à Strasbourg (67), Sica Vallée du Loing à Souppes-sur-Loing (77).

Les utilisations ont été de 70,6 % dans les carburants, 15,5 % dans l’alimentation, 9,1 % dans l’industrie.

ETBE (éthyltertiobutyléther : C₄H₉-O-C₂H₅) : c’est un composé de nature proche du MTBE, le méthanol étant remplacé par l’éthanol. Son indice RON est de 118 et, en France, sa teneur dans l’essence peut atteindre 15 %. Les capacités de production, en Europe, sont de 5,7 millions de t/an à 50 % à partir de bioéthanol. En France, fabrication par LyondellBasell (n°1 mondial, 3 millions de t/an de capacités de production) à Fos-sur-Mer (750 000 t/an) et par Total (235 000 t/an), à  Gonfreville l’Orcher (76), Feyzin (69) et Mardyck (59). En France, en 2015, la production a été de 107 000 t. La consommation française d’éthanol destiné à élaborer de l’ETBE a été de 3,1 millions d’hL, en 2013.

Esters méthyliques ou biodiesel : on distingue les esters méthyliques issus d’huiles végétales (EMHV), des esters méthyliques issus d’huiles animales (EMHA) et des esters méthyliques issus d’huiles usagées (EMHU). Les EMHV sont obtenu par transestérification à partir d’huile de colza ou de tournesol et de méthanol. 0,9 t d’huile et 0,1 t de méthanol donnent 0,9 t d’ester et 0,1 t de glycérol (voir le chapitre glycérol). Un hectare donne 3 t de colza, 1,27 t d’huile et 1,17 t d’ester. En France, en 2017, les EMHV représentent 83,5 % des biocarburants incorporés dans le gazole, les EMHU 4,3 %, les EMHA 1,2 %. En 2017, les EMHV consommés en France proviennent des huiles de colza à 75,7 %, de palme à 14,4 %, de soja à 5,5 %, de tournesol à 3,7 %. Par ailleurs, l’hydrotraitement, à l’aide de dihydrogène, d’huiles, principalement de palme, a donné de l’huile hydrogénée (HVO) qui a représenté 11 % des biocarburants incorporés dans le gazole, en France, en 2017.

En 2014, la consommation mondiale est de 29,1 millions de t dont, en 2017, 6,9 millions de t aux États-Unis, 3,9 millions de t au Brésil, 2,7 millions de t en Indonésie, 2,6 millions de t en Argentine, 1 million de t en Thaïlande, 0,6 million de t en Norvège, 0,3 million de t en Chine, 0,2 million de t au Canada. En France, en 2016, la production est de 1,7 million de t.

Consommation de biodiesel destiné aux transports dans l’Union européenne, en 2019. Total : 14,350 millions de tep.

Bibliographie