Voir la source de Gaz naturel

{{Voir homonyme|Gaz (homonymie)}}
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}}<!------------------- Fin de l'infoboite ---------------------->

Le '''gaz naturel''', ou '''gaz fossile''', est un mélange [[gaz]]eux d'[[hydrocarbure]]s constitué principalement de [[méthane]], mais comprenant généralement une certaine quantité d'autres [[Alcane supérieur|alcanes supérieurs]], et parfois un faible pourcentage de [[dioxyde de carbone]], d'[[azote]], de [[sulfure d'hydrogène]] ou d'[[hélium]]. Naturellement présent dans certaines [[roche]]s [[Porosité|poreuses]], il est extrait par [[forage]] et est utilisé comme [[combustible fossile]] ou par la [[carbochimie]]. Le méthane est généralement valorisé par le gaz de synthèse en [[méthanol]]. La déshydrogénation oxydative de l'éthane conduit à l'[[éthylène]], qui peut être converti en [[oxyde d'éthylène]], [[éthylène glycol]], [[Éthanal|acétaldéhyde]]<ref>{{Article |langue=en |prénom1=Mikhail V. |nom1=Parfenov |prénom2=Larisa V. |nom2=Pirutko |titre=Oxidation of ethylene to acetaldehyde by N2O on Na-modified FeZSM-5 zeolite |périodique=Reaction Kinetics, Mechanisms and Catalysis |volume=127 |numéro=2 |date=2019-08-01 |issn=1878-5204 |doi=10.1007/s11144-019-01610-z |lire en ligne=https://doi.org/10.1007/s11144-019-01610-z |consulté le=2020-11-19 |pages=1025–1038 }}.</ref> ou autres [[alcène]]s<ref>{{Article |langue=en |prénom1=Takashi |nom1=Suzuki |prénom2=Hidekazu |nom2=Komatsu |prénom3=So |nom3=Tajima |prénom4=Kouki |nom4=Onda |titre=Preferential formation of 1-butene as a precursor of 2-butene in the induction period of ethene homologation reaction on reduced MoO3/SiO2 catalyst |périodique=Reaction Kinetics, Mechanisms and Catalysis |volume=130 |numéro=1 |date=2020-06-01 |issn=1878-5204 |doi=10.1007/s11144-020-01773-0 |lire en ligne=https://doi.org/10.1007/s11144-020-01773-0 |consulté le=2020-11-19 |pages=257–272 }}.</ref>. Le [[propane]], un alcane, peut être converti en [[Propène|propylène]]<ref>{{Article |langue=en |prénom1=Meng |nom1=Ge |prénom2=Xingye |nom2=Chen |prénom3=Yanyong |nom3=Li |prénom4=Jiameng |nom4=Wang |titre=Perovskite-derived cobalt-based catalyst for catalytic propane dehydrogenation |périodique=Reaction Kinetics, Mechanisms and Catalysis |volume=130 |numéro=1 |date=2020-06-01 |issn=1878-5204 |doi=10.1007/s11144-020-01779-8 |lire en ligne=https://doi.org/10.1007/s11144-020-01779-8 |consulté le=2020-11-19 |pages=241–256 }}.</ref>{{,}}<ref>{{Article |langue=en |prénom1=Qian |nom1=Li |prénom2=Gongbing |nom2=Yang |prénom3=Kang |nom3=Wang |prénom4=Xitao |nom4=Wang |titre=Preparation of carbon-doped alumina beads and their application as the supports of Pt–Sn–K catalysts for the dehydrogenation of propane |périodique=Reaction Kinetics, Mechanisms and Catalysis |volume=129 |numéro=2 |date=2020-04-01 |issn=1878-5204 |doi=10.1007/s11144-020-01753-4 |lire en ligne=https://doi.org/10.1007/s11144-020-01753-4 |consulté le=2020-11-19 |pages=805–817 }}.</ref>{{,}}<ref>{{Article |langue=en |prénom1=José C. |nom1=Orozco |prénom2=Damola T. |nom2=Shuaib |prénom3=Christopher L. |nom3=Marshall |prénom4=M. Ishaque |nom4=Khan |titre=Divanadium substituted keggin [PV2W10O40] on non-reducible supports-Al2O3 and SiO2: synthesis, characterization, and catalytic properties for oxidative dehydrogenation of propane |périodique=Reaction Kinetics, Mechanisms and Catalysis |volume=131 |numéro=2 |date=2020-12-01 |issn=1878-5204 |doi=10.1007/s11144-020-01893-7 |lire en ligne=https://doi.org/10.1007/s11144-020-01893-7 |consulté le=2020-11-19 |pages=753–768 }}.</ref> ou peut être oxydé en [[acide acrylique]]<ref>{{Article |langue=en|auteur1= |titre=Surface chemistry of phase-pure M1 MoVTeNb oxide during operation in selective oxidation of propane to acrylic acid |périodique=J. Catal. |volume=285 |date=2012 |lire en ligne=https://pure.mpg.de/rest/items/item_1108560_8/component/file_1402724/content |pages=48-60 }}</ref>{{,}}<ref>{{Article |langue=en|auteur1= |titre=The reaction network in propane oxidation over phase-pure MoVTeNb M1 oxide catalysts |périodique=J. Catal. |volume=311 |date=2014 |lire en ligne=https://pure.mpg.de/rest/items/item_1896844_6/component/file_1896843/content |pages=369-385 }}.</ref>{{,}}<ref>{{Ouvrage|langue=en|auteur1=|titre=Kinetic studies of propane oxidation on Mo and V based mixed oxide catalysts|éditeur=|date=2011|isbn=|lire en ligne=}}</ref> et [[acrylonitrile]].

Sa part dans la production mondiale d'[[énergie primaire]] a progressé rapidement, de 19,3 % en 1990 à 23,2 % en 2022. Sa production mondiale s'est accrue de 107 % en {{nobr|32 ans}}, de 1990 à 2023, dopée par l’exploitation des [[gaz non conventionnel]]s). Le gaz naturel est en 2022 la troisième source d'énergie primaire utilisée dans le monde, représentant 23,2 % de la consommation, après le [[pétrole]] (29,9 %) et le [[charbon]] (28,2 %).

Corrélativement, les émissions mondiales de [[gaz à effet de serre]] dues à la combustion du gaz naturel s'élevaient à {{unité|7458 Mt}} (millions de tonnes) d'[[Équivalent CO2|équivalent {{CO2}}]] en 2022, en progression de 103 % depuis 1990 selon l'[[Agence internationale de l'énergie]]. Elles représentent 21,3 % des émissions dues à la combustion en 2022, contre 43,7 % pour le charbon et 32,7 % pour le pétrole. Le secteur pétrolier et gazier engendre 13 à 20 % des émissions mondiales de méthane en 2018, gaz dont le [[potentiel de réchauffement global]] est {{nobr|25 fois}} plus élevé que celui du {{CO2}}.

L'usage de gaz naturel a rapidement augmenté dans l'industrie à partir des années 1970, suivi d'une augmentation dans les usages domestiques puis la production d'électricité, se rapprochant de la part du charbon pendant les années 1990. Mais une augmentation des coûts d'exploitation au début du {{s-|XXI}}, les tassements de consommation des pays développés, les besoins des pays émergents et les progrès réalisés dans le traitement du charbon ont redonné au charbon un certain essor. Après une baisse de 2010 à 2014, la consommation mondiale de gaz naturel a repris sa progression, tirée par la Chine et l’Europe, qui remplacent des [[Centrale électrique thermique#Centrales au charbon|centrales électriques au charbon]] par des [[Centrale électrique thermique#Centrales au gaz|centrales au gaz]].

Les réserves restent mal connues au début des années 2020, mais ont été accrues par l'exploitation de gaz non conventionnels ([[gaz de schiste]]{{etc.}}). En 2022, les réserves mondiales prouvées, en hausse de 9,7 % par rapport à 2010, correspondaient à 52 ans de production. Elles sont géographiquement situées pour 39,4 % au Moyen-Orient et 32,5 % dans les pays de l'ex-URSS. La Russie, l’Iran, le Qatar et les États-Unis détiennent à eux seuls 57,9 % des réserves mondiales.

Les deux principaux producteurs de gaz naturel sont, en 2023, les [[Énergie aux États-Unis|États-Unis]] (25,5 % de la production mondiale) et la [[Énergie en Russie|Russie]] (14,4 %), suivis par l'[[Énergie en Iran|Iran]], la [[Énergie en Chine|Chine]], le [[Énergie au Canada|Canada]], le [[Énergie au Qatar|Qatar]] et l'[[Énergie en Australie|Australie]]. Les principaux consommateurs sont les États-Unis (22,1 %), la Russie (11,3 %), la Chine (10,2 %) et l'Iran (6,1 %). La consommation mondiale a progressé de 18,9 % entre 2013 et 2023, mais a baissé de 25 % au Japon, 25 % en France, 17 % au Royaume-Uni, 12 % en Italie, 11 % en Allemagne, et progressé de 135 % en Chine, 60 % en Iran, 28 % en Inde, 25 % aux États-Unis, 14 % au Canada et 7 % en Russie. En 2017, les États-Unis, qui étaient jusque-là importateurs nets, sont devenus exportateurs nets. En 2023, ils sont au {{1er|rang}} des exportateurs avec 16,6 % des exportations mondiales, devant la Russie (11,3 %), le Qatar (10,4 %), la Norvège (9,5 %) et l'Australie (8,8 %). La part de l'Union européenne dans les importations mondiales atteint 32,9 %, suivie par la Chine (13,0 %), le reste de l'Europe (8,6 %) et le Japon (7,4 %). Les sanctions prises par les pays occidentaux à la suite de l'[[invasion de l'Ukraine par la Russie]] depuis février 2022 ont entrainé des modifications majeures dans les flux internationaux : les  importations de l'Europe par gazoducs ont, entre 2022 et 2024, chuté de 52 %, alors que ses importations de [[gaz naturel liquéfié]] ont augmenté de 57 % ; les exportations russes par gazoducs ont baissé de 52,6 % et leurs exportations de GNL augmentent de de 8 %.

== Propriétés ==
Le gaz naturel est un [[combustible fossile]] [[gaz]]eux qui se trouve dans la nature, notamment au niveau des [[Champ pétrolifère|champs pétrolifères]], des [[Champ de gaz|champs gaziers]] et des [[Charbon|couches charbonnières]]<ref>{{Harvsp|Speight|2007|p=3}}.</ref>.

=== Composition moléculaire ===
Le gaz naturel est un mélange gazeux, composé principalement de [[méthane]] accompagné d'autres [[alcane]]s plus lourds, allant en général jusqu'à cinq [[atome]]s de [[carbone]]<ref>{{Harvsp|Speight|2007|p=4}}.</ref>. Il contient aussi des [[molécule]]s non-[[hydrocarbure]]s, en quantités parfois non négligeables, pouvant donner lieu à une utilisation commerciale<ref>{{Harvsp|Speight|2007|p=5}}.</ref>. À titre d'exemple, le gaz naturel est la source principale pour la production industrielle d'[[hélium]] dans le monde<ref>{{Harvsp|Speight|2007|p=10}}.</ref>.

L'origine du gaz naturel détermine sa composition exacte. Le tableau ci-dessous donne une indication des plages typiques de la composition moléculaire du gaz naturel<ref>{{Harvsp|Speight|2007|p=62}}.</ref>.
{| class="wikitable"
|+
!Composant
!Formule chimique
!Plage
|-
|[[Méthane]]
|{{Fchim|C|3=H|4=4}}
|70..90 %
|-
|[[Éthane]]
|{{Fchim|C|2|H|6}}
| rowspan="3" |0..20 %
|-
|[[Propane]]
|{{Fchim|C|3|H|8}}
|-
|[[Butane]]
|{{Fchim|C|4|H|10}}
|-
|[[Pentane]] et [[alcane]]s plus lourds
|{{Fchim|C|5|H|12}} et supérieurs
|0..10 %
|-
|[[Dioxyde de carbone]]
|{{Fchim|C|3=O|4=2}}
|0..8 %
|-
|[[Dioxygène]]
|{{Fchim|O|2}}
|0..0,2 %
|-
|[[Diazote]]
|{{Fchim|N|2}}
|0..5 %
|-
|[[Sulfure d'hydrogène]], [[oxysulfure de carbone]]
|{{Fchim|H|2|S}}, {{Fchim|C|3=O|5=S}}
|0..5 %
|-
|Gaz rares : [[argon]], [[hélium]], [[néon]], [[xénon]]
|{{Fchim|Ar}}, {{Fchim|He}}, {{Fchim|Ne}}, {{Fchim|Xe}}
|traces
|}

=== Propriétés physiques ===
Les propriétés du gaz naturel non raffiné varient en fonction sa composition chimique<ref>{{Harvsp|Speight|2007|p=67}}.</ref>.

La température de liquéfaction du gaz naturel est de {{Température|-161|°C}}<ref name="Speight2007p61">{{Harvsp|Speight|2007|p=61}}.</ref>.

Le gaz naturel est incolore, inodore et insipide<ref name="Speight2007p61" />. Pour des raisons de sécurité, depuis l'{{Lien|trad=New London School explosion|accident de 1937 à New London}} au [[Texas]], qui causa la mort de {{nobr|295 personnes}} dans une école, un odorisant chimique à base de [[tétrahydrothiophène]] (THT) ou de [[mercaptan]] (composé soufré) lui donne une odeur particulière afin de permettre sa détection olfactive lors d'une fuite<ref>{{Article |langue=en |auteur1=Julien Mouli-Castillo |auteur2=Sam Bartlett |auteur3=Arul Murugan |auteur4=Pete Badham |auteur5=Aidan Wrynne |auteur6=Stuart Haszeldine |auteur7=Mark Wheeldon |auteur8=Angus McIntosh |titre=Olfactory appraisal of odorants for 100% hydrogen networks |périodique=International Journal of Hydrogen Energy |volume=45 |numéro=20 |éditeur=Elsevier BV |mois=avril |année=2020 |ISSN=0360-3199 |doi=10.1016/j.ijhydene.2020.02.095 |pages=11875-11884}}.</ref>.

== Types ==
[[File:GasDepositDiagram2-fr.svg|vignette|redresse=2|Schéma des types de source géologique du gaz naturel :<br /> '''A''' Gaz naturel associé (à un [[Champ pétrolifère|réservoir de pétrole]]) ;<br />'''B''' Gaz naturel conventionnel non associé ; <br />'''C''' [[Gaz de couche]] (ou gaz de houille) ;<br />'''D''' [[Gaz de réservoir compact]] ; <br />E [[Gaz de schiste]].]]
[[Fichier:US Proved Gas Reserves 1925-2010.png|thumb|redresse=2|L'estimation des réserves prouvées de gaz naturel (ici aux États-Unis de 1925 à 2010) doit être régulièrement mise à jour en fonction de l'épuisement des gisements et des nouvelles découvertes, ainsi que des nouveaux moyens techniques donnant accès à des ressources autrefois inaccessibles ({{ex}} [[gaz de couche]], [[gaz de schiste]], [[Hydrocarbure non conventionnel|gaz profonds HT/HP]], gisements en mer et peut-être un jour [[Hydrate de méthane|hydrates de méthane]]).]]

Le gaz naturel se présente sous plusieurs formes, qui se distinguent par leur origine, leur composition et le type de réservoirs dans lesquelles elles se trouvent. Ce gaz est toujours composé principalement de [[méthane]]<ref>{{Lien web |langue=en |titre=Background |url=http://naturalgas.org/overview/background/ |site=naturalgas.org |consulté le=2019-06-24}}.</ref> et issu de la désagrégation d'anciens organismes vivants.

En complément des différents types de gaz naturels cités ci-après figure le [[biogaz]] (dit ''[[biométhane]]'' après [[épuration du biogaz|épuration]]), un substitut [[énergie renouvelable|renouvelable]] issu de la [[méthanisation|décomposition]] de [[biomasse (énergie)|biomasse]], donc certains [[déchet]]s de l'activité anthropique. Idéalement, le biogaz (renouvelable) aurait vocation dans le futur à se substituer au gaz naturel fossile ([[Émission de dioxyde de carbone|émetteur net de {{CO2}}]] donc participant au [[réchauffement climatique]]).

L'appellation « gaz naturel » dans le monde énergétique recouvre exclusivement la forme fossile<ref>{{Article|langue=fr|titre=Le gaz naturel, une solution un peu trop fossile|périodique=Libération.fr|lire en ligne=http://www.liberation.fr/futurs/2017/09/21/le-gaz-naturel-une-solution-un-peu-trop-fossile_1597973|auteur= Coralie Schaub|date=21 septembre 2017|consulté le=2018-08-13}}.</ref>, objet du présent article.

=== Gaz conventionnel non associé ===
Le gaz conventionnel non associé est la forme la plus exploitée de gaz naturel. « Non associé » signifie qu'il n'est pas associé à un [[Champ pétrolifère|gisement de pétrole]], bien que son processus de formation soit assez similaire.

On distingue le gaz thermogénique primaire (issu directement de la [[pyrolyse]] naturelle du [[kérogène]]) et le gaz thermogénique secondaire (formé par la pyrolyse du pétrole). Le gaz thermogénique comprend, outre le [[méthane]], un taux variable d'hydrocarbures plus lourds, pouvant aller jusqu'à l'[[heptane]] ({{fchim|C|7|H|16}}). On peut y trouver aussi du [[dioxyde de carbone]] ({{CO2}}), du [[sulfure d'hydrogène]] (aussi dit « gaz acide » ({{fchim|H|2|S}}) et parfois du [[diazote]] ({{fchim|N|2}}) ainsi que de petites quantités d'[[hélium]] (He), [[mercure (chimie)|mercure]] (Hg) et [[argon]] (Ar) ou d'autres contaminants tels que le plomb quand le gaz provient d'un gisement profond « haute température/haute pression ».

Le marché international du gaz naturel et ses réseaux de transport par [[gazoduc]]s et [[méthanier]]s  {{Pas clair|étaient|date=août 2023}}principalement alimentés par ce type de gaz conventionnel non associé (voir section « [[#Industrie du gaz|Industrie du gaz]] »), mais aux États-Unis les [[gaz de schiste]] prennent une importance croissante et le [[biométhane]] injecté, encore émergent, {{Pourquoi|devrait dans le cadre de la [[transition énergétique]] prendre une importance croissante.|date=4 août 2023}}{{Pas clair|date=août 2023}}

=== Gaz associé ===
Le gaz associé est présent en solution dans le pétrole, séparé de ce dernier lors de l'extraction. Il a longtemps été considéré comme un [[déchet]] et, en tant que tel, été détruit en [[Torchage du gaz naturel|torchère]], ce qui est un [[Gaspillage d'énergies|gaspillage énergétique]] et une pollution inutile, qui a au moins l'avantage d'atténuer le [[réchauffement climatique]] car le [[potentiel de réchauffement global]] du {{CO2}} est 28 fois moindre que celui du méthane<ref>{{Lien web |prénom=Environnement et Changement climatique |nom=Canada |titre=Potentiels de réchauffement planétaire |url=https://www.canada.ca/fr/environnement-changement-climatique/services/changements-climatiques/emissions-gaz-effet-serre/orientation-quantification/potentiels-rechauffement-planetaire.html |site=www.canada.ca |date=2010-01-19 |consulté le=2023-08-21}}</ref>. Il est de plus en plus réinjecté dans le gisement géologique (ce qui contribue à y maintenir la [[pression]] afin de maximiser l'extraction du pétrole) ou [[Valorisation des déchets|valorisé énergétiquement]]. En 2016, près de {{unité|150|km|3}} étaient encore brûlés en torchère par an, en légère baisse d'environ 10 % en 20 ans malgré la progression de près de 20 % de l'extraction de gaz naturel<ref>[http://www.worldbank.org/en/programs/gasflaringreduction#7 Estimation des quantités de gaz brûlés par le Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR)], [[Banque mondiale]].</ref>.

=== Gaz biogénique ===
Il est issu de la [[fermentation]] par des [[bactérie]]s de [[sédiment]]s organiques.

À l'instar de la [[tourbe]], c'est un combustible fossile mais dont le cycle est relativement rapide. Les gisements biogéniques (environ 20 % des réserves connues de gaz conventionnel) sont en général petits, dispersés et situés à faible profondeur. Il a moins de valeur (par mètre cube) que le gaz thermogénique, car il contient une part significative de gaz non combustibles (dioxyde de carbone notamment) et ne fournit pas d'hydrocarbures plus lourds que le méthane<ref>[http://www.clarke-energy.com/fr/gas-type/biogas/biodegradblewaste/ Biogaz issus de déchets alimentaires pour cogénération / CHP].</ref>.

=== Gaz de charbon ===
{{Article détaillé|Gaz de couche|grisou}}
La [[houille]] contient naturellement du méthane et du dioxyde de carbone dans ses pores<ref>[http://www.clarke-energy.com/fr/gas-type/coal-gas/coal-seam-methane/ « Méthane de gaz de charbon »], {{Lien|Clarke Energy}}.</ref>. Historiquement, ce gaz a surtout été connu pour la menace mortelle qu'il présente sur la sécurité des mineurs - il est alors resté dans la mémoire collective sous le nom de [[grisou]]. Cependant, son exploitation est en plein développement, en particulier aux États-Unis. L'exploitation porte sur des strates de charbon riches en gaz et trop profondes pour être exploitées de façon conventionnelle. Il y a eu des essais en Europe également, mais la plupart des charbons européens sont assez pauvres en méthane{{refnec|date=août 2019}}. La Chine s'intéresse également de plus en plus à l'exploitation de ce type de gaz naturel{{refnec|date=août 2019}}.

=== Gaz de schiste ===
{{Article détaillé|Gaz de schiste}}
Certains [[schiste]]s contiennent du méthane issu de la dégradation du [[kérogène]] présent dans le schiste et piégé dans ses feuillets et micro-fissures. Mais, comme pour le [[gaz de couche]], il existe deux grandes différences par rapport aux réserves de gaz conventionnel. La première est que le schiste est à la fois la roche source du gaz et son réservoir. La seconde est que l'accumulation n'est pas discrète (beaucoup de gaz réuni en une zone restreinte) mais continue (le gaz est présent en faible concentration dans un énorme volume de roche), ce qui exige une technique spécifique.

Depuis 2004, la technique principalement retenue est la [[fracturation hydraulique]] associée à un [[Forage dirigé|forage horizontal]] dirigé. Elle permet d'atteindre et de disloquer un plus grand volume de schiste avec un seul forage. Le schiste est pré-fracturé par des trains d'explosions puis une injection sous très haute pression d'un [[fluide de fracturation]] constitué d'eau, de sable et d'additifs (toxiques pour certains) étend cette fracturation. Chaque puits peut être fracturé (stimulé) plusieurs dizaines de fois. Chaque fracturation consomme de {{Unité|7|à=28 millions}} de litres d'eau dont une partie seulement est récupérée{{refnec|date=août 2019}}.

Cette pratique, notamment aux États-Unis, est de plus en plus contestée, dénoncée comme affectant le sous-sol, les écosystèmes en surface et la santé. Les fuites de gaz semblent fréquentes et pourraient contaminer des puits. L'utilisation de produits toxiques risque de polluer les [[Nappe phréatique|nappes phréatiques]]. L'eau de fracturation remonte avec des contaminants indésirables pour la santé et les écosystèmes (sels, métaux et radionucléides)<ref>{{en}} [https://earthworks.org/resources/health_survey_results_of_current_and_former_dish_clark_texas_residents/ « Health Survey Results of Current and Former DISH/Clark, Texas Residents »], ''Earthworks'', 17 décembre 2009.</ref> pour toute personne vivant près d'une source d'extraction<ref>[[OWNI]], [https://www.nouvelobs.com/rue89/rue89-planete/20101208.RUE9804/pollution-fais-sauter-un-puits-de-gaz-de-schiste-pour-voir.html « Pollution : fais sauter un puits de gaz de schiste pour voir ! »], [[Rue89]] sur ''[[L'Obs]]'', 8 décembre 2010.</ref>. L'exploitation en France demeure fortement décriée. [[Jean-Louis Borloo]], comme [[Liste des ministres français de l'Écologie|ministre de l'Écologie]], a autorisé les premiers forages exploratoires dans le sud de la France avant que le gouvernement n'annule ces autorisations<ref>[http://www.lexpress.fr/actualites/1/societe/gaz-de-schiste-autorisations-d-explorer-annulees-mais-la-porte-reste-ouverte_982479.html « Gaz de schiste: autorisations d'explorer annulées mais la porte reste ouverte »], ''[[L'Express]]'', 13 avril 2011.</ref>.

=== Hydrates de méthane ===
{{Article détaillé|Hydrate de méthane}}

Les [[hydrates de méthane]] (aussi appelés [[clathrate]]s de méthane) sont des structures solides contenant du méthane prisonnier. Ils sont issus de l'accumulation de glace contenant des déchets organiques, la dégradation est biogénique. On trouve ces hydrates dans le [[pergélisol]] ou sur le [[Fond marin|plancher océanique]]. Les estimations des ressources de méthane contenues dans les hydrates vont de 13 à {{Unité|24 e15 m 3}}, soit 70 à {{nb|130 fois}} les réserves prouvées de gaz naturel conventionnel. Néanmoins, la part des ressources susceptibles d’être exploitées dans des conditions économiquement rentables reste difficile à chiffrer et fait encore l’objet de controverses<ref>[http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/hydrates-de-methane « Hydrates de méthane »], ''Connaissance des énergies''.</ref>. Aucune technologie rentable ne permet actuellement d'exploiter ces ressources, mais des essais sont en cours au Japon<ref>[https://www.lemonde.fr/planete/article/2013/03/12/premiere-extraction-sous-marine-reussie-d-hydrates-de-methane_1846446_3244.html « Première extraction sous-marine d'hydrate de méthane »], ''[[Le Monde]]'', 12 mars 2013.</ref>, malgré l'impact potentiel considérable sur les émissions de [[gaz à effet de serre]] de cette éventuelle exploitation.

== Industrie du gaz ==
=== Histoire ===
==== Utilisation ancienne en Chine ====
Les [[Chinois (nation)|Chinois]] ont commencé à utiliser du gaz naturel comme [[combustible]] et source d'[[éclairage]] au {{-s-|IV}} Le [[forage]] systématique de puits pour l'extraction de la [[saumure]] au {{-s-|I}} ([[Dynastie Han]]) a mené à la découverte de beaucoup de « puits à feu » au [[Sichuan]], qui produisaient du gaz naturel. Ainsi qu'il est rapporté, cela a entraîné dès le {{-s-|II}} une recherche systématique de gaz naturel. La saumure et le gaz naturel étaient conduits ensemble par des tubes de [[bambou]]s. Depuis les petits puits, le gaz pouvait être acheminé directement aux brûleurs où la saumure était versée dans des cuves d'évaporation en [[Fonte (métallurgie)|fonte]] pour bouillir et produire du [[Sel alimentaire|sel]]. Mais le gaz dense et âcre puisé à des profondeurs d'environ {{unité|600|m}} devait tout d'abord être mélangé à l'[[air]], de crainte qu'une [[explosion]] se produise. Pour remédier à cela, les Chinois conduisaient d'abord le gaz dans un grand réservoir en bois de forme [[conique]], placé {{unité|3|m}} sous le niveau du sol, où un autre conduit amenait l'[[air]]. Ce qui transformait le réservoir en grand [[carburateur]]. Pour éviter les [[incendie]]s à cause d'un soudain surplus de gaz, un « tuyau repoussant le ciel » supplémentaire était utilisé comme système d'échappement<ref name="Magnier">Désiré Magnier, ''Nouveau Manuel complet de l'éclairage au gaz, ou Traité élémentaire et pratique à l'usage des ingénieurs, directeurs, etc.'', Librairie encyclopédique de [[Nicolas Roret|Roret]], 1849 ([https://books.google.be/books?id=Ze4OAAAAYAAJ&dq=gaz&hl=fr&pg=PR3#v=onepage&q&f=false Livre numérique Google]).</ref>.

==== Europe ====
En 1776, le physicien [[Alessandro Volta]] découvre le [[méthane]] en s'intéressant au « gaz des marais », ancien nom du gaz.

Les premiers [[gaz combustible]]s utilisés en [[Europe]], à partir de 1785, date de leur invention, seront des ''[[gaz manufacturé]]s'', c'est-à-dire des gaz fabriqués dans des ''[[usine à gaz|usines à gaz]]'' et des ''[[cokerie]]s'', principalement à partir de la [[houille]]. Ils sont d'abord utilisés comme [[gaz d'éclairage]], par la suite comme [[combustible]] pour les [[turbine]]s et [[moteur]]s, pour le [[chauffage]] ainsi que la [[cuisson]]. L’appellation [[gaz de ville]] apparaît à cette occasion. Les gaz manufacturés seront essentiellement du [[gaz de houille]] mais aussi du [[gaz d'huile]] et du [[gaz de pétrole]], etc. La plupart des gaz manufacturés contiendront principalement du [[dihydrogène]], du [[méthane]] et de [[monoxyde de carbone]].

L'[[histoire du gaz manufacturé]] est liée à l'histoire de nos villes et des [[Liste des grands groupes énergétiques|grands groupes énergétiques]] modernes, ceux-là mêmes qui plus tard achemineront le gaz naturel.

Le gaz de ville sera mêlé, lorsque la demande se fera plus importante à du [[gaz de couche]] et du [[grisou]] - qui a un pouvoir calorifique plus important, doit être « dilué » avant d'être injecté dans le réseau - ainsi que du [[gaz de pétrole liquéfié]]<ref name="Lang">''L'Industrie du gaz en Europe aux {{Sp-|XIX|e|et|XX|e}}s : l'innovation entre marchés privés et collectivités publiques''. Peter Lang, 2005 [https://books.google.be/books?id=mp56qhBdIhwC&lpg=PP1&hl=fr&pg=PP1#v=onepage&q&f=false Livre numérique Google]</ref>.

Les premières utilisations modernes du gaz naturel sont apparues aux [[États-Unis]] vers 1820 pour l'[[éclairage public]]<ref>Gérard Sarlos, Pierre-André Haldi, Pierre Verstraete. Systèmes énergétiques: Offre et demande d'énergie : méthodes d'analyse. PPUR presses polytechniques, 2003 sur [https://books.google.be/books?id=R8K3VtoRlhQC&lpg=PA200&dq=Gaz%20naturel%20%C3%A9clairage&hl=fr&pg=PA200#v=onepage&q=Gaz%20naturel%20%C3%A9clairage&f=false books.google]</ref>.

Si le [[pétrole]] fait l'objet d'une exploitation et d'une utilisation industrielle poussées à partir des années 1850, le gaz naturel devra attendre les années 1950 pour susciter un intérêt mondial. Ses réserves et ressources, voire sa production, sont mal connues en dehors des États-Unis jusqu'à la fin des années 1960. Le gaz naturel est apparu longtemps comme une source d'énergie difficile à mettre en œuvre. Son commerce sous forme liquéfiée ([[Gaz naturel liquéfié|GNL]]) n'a commencé qu'en 1964 dans des volumes très modestes<ref>Alexandre Rojey, Bernard Durand. ''Le Gaz naturel : production, traitement, transport''. Éditions TECHNIP, 1994 sur [https://books.google.be/books?id=2VJc5Av-kmMC&lpg=PP1&dq=Gaz%20naturel&hl=fr&pg=PA3#v=onepage&q&f=false google.books]</ref>.

À partir de la fin de [[Seconde Guerre mondiale]] mais surtout à partir des années 1960, l'usage du gaz naturel se répand à travers le monde et supplante progressivement les gaz manufacturés. Le gaz naturel a de nombreuses qualités, dont l'absence de toxicité. Le [[pouvoir calorifique]] du gaz naturel est double de celui du gaz de houille ({{Unité|9000|cal/m|3}} contre {{formatnum:4250}}).

Le gaz naturel nécessitera des aménagements particuliers de tout son réseau de distribution, appareils de chauffe et autres, méthode de stockage et de transport : [[canalisation]]s, [[gazoduc]]s, [[méthanier]]s et [[Port méthanier|ports méthaniers]].

===== Belgique =====
En 1971, l'ensemble du réseau de distribution est converti au gaz naturel. [[Distrigaz]] s'alimente aux [[Pays-Bas]] (1965), en [[Norvège]] (1973), en [[Algérie]] (1975), l'[[Allemagne]] et [[Abou Dabi (ville)|Abou Dabi]].<br />En 1980, Distrigaz assure la totalité de l'approvisionnement, du transport et du stockage du gaz en Belgique mais également le [[Luxembourg (pays)|Luxembourg]] (1993) et le [[Royaume-Uni]] (1995).<br />En 2001, Distrigaz est scindée entre [[Suez (groupe)|Suez]] ([[GDF Suez]]) et [[Ente nazionale idrocarburi]].

===== France =====
En 1946, l'[[Assemblée nationale (France)|Assemblée nationale]] vote la [[loi de nationalisation (1946)|loi de nationalisation]] des secteurs de l'énergie. [[Gaz de France]] (GDF) est créée. La première activité de Gaz de France durant ses premières années consiste à produire et distribuer du gaz de houille. La découverte et la mise en exploitation du gisement de [[gaz de Lacq|gaz naturel de Lacq]] à la fin des années 1950 permet à Gaz de France de réorienter son activité vers celui-ci et d'abandonner progressivement le gaz de houille. Les Parisiens reçoivent le méthane juste dix ans plus tard.

===== Pays-Bas =====
Le gisement [[Slochteren]] dans la province néerlandaise de [[Groningue (province)|Groningue]] ({{date-|29 mai 1959}}) ({{Lien|fr=Champs de gaz de Slochteren|lang=nl|trad=Aardgasveld van Slochteren}}) est rapidement acheminé aux Pays-Bas et vers la [[Belgique]] (1966).

===== Norvège =====
En  1969, [[Ekofisk|le gisement d'Ekofisk]] fut découvert dans les eaux norvégiennes, ce qui provoqua un élan d'exploration de la [[mer du Nord]], ses réserves étant en effet estimée à plus de {{nobr|150 milliards}} de mètres cubes de gaz, et plus de {{nobr|500 milliards}} de pétrole.

==== Afrique ====
En [[Algérie]], le gisement d'[[Hassi R'Mel]] dans le [[Sahara]].

=== Caractéristiques générales du gaz naturel commercialisé en Europe ===
C'est principalement du gaz naturel dit « conventionnel non associé » (voir section précédente) qui alimente le marché européen de production du gaz naturel et ses réseaux de transport par [[gazoduc]]s et [[méthanier]]s puis de distribution.

Le gaz naturel traité, en vue d'être commercialisé, est incolore, inodore, insipide. Il contient entre 81 % et 97 % de [[méthane]], le reste étant majoritairement de l'azote. Il est moins dense que l'air : sa [[densité]] est de 0,6 par rapport à l'air et sa [[masse volumique]] est d'environ {{nb|0.8|kg||m|-3}}. Il se présente sous sa forme gazeuse au-dessus de {{tmp|-161|°C}} environ, à pression atmosphérique, mais il peut être adsorbé dans la « roche-réservoir » (dans le [[charbon]] parfois, on parle alors de gaz de couche) sous forme liquide (à haute pression et en profondeur).

Son [[pouvoir calorifique supérieur]] (PCS) est d'environ {{nb|11.5|kWh||m|-3}} ({{nb|52|MJ/kg}}) en France, pour le gaz le plus couramment consommé, dit « H » (pour « haut pouvoir calorifique ») ou {{nb|9.7|kWh||m|-3}} pour le gaz « B » (pour « bas pouvoir calorifique »). La pression de livraison (généralement {{nb|20|mbar}} pour le « gaz H » et {{nb|25|mbar}} pour le « gaz B », ou {{nb|300|mbar}} pour les usages de petite industrie ou des chaufferies collectives) ainsi que l'altitude influent sur la valeur du PCS<ref>Comprendre les coefficients de conversion [http://bibliotheque.grdf.fr/fileadmin/user_upload/images/Comprendre_les_coefficients_thermiques_02.pdf Lire en ligne]</ref>.

=== Processus d'exploitation du gaz naturel ===
L'exploitation du gaz naturel passe par cinq étapes :
# La production : extraction sur les sites puis acheminement vers la France
# Le transport : acheminement du gaz naturel depuis les points d'entrée de l'importation vers les différentes régions de France
# Le stockage : stockage du gaz dans des cavités salines, dans des nappes aquifères ou dans des anciens gisements
# La distribution : acheminement du gaz vers les fournisseurs
# La fourniture de gaz : revente du gaz aux consommateurs.

==== Amont : extraction et traitement ====
{{Diagramme circulaire
 | thumb     = right
 | caption   = Production de gaz naturel en 2019
 | label1    = {{États-Unis}}
 | valeur1   = 23.1
 | couleur1  = #ff8c00
 | label2    = {{Russie}}
 | valeur2   = 17.0
 | couleur2  = #008000
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 | couleur4  = #80ffff
 | label5    = Autres
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 | couleur5  = #eeeeee
}}

Le gaz naturel et le pétrole brut sont souvent associés et extraits simultanément des mêmes gisements, ou encore des mêmes zones de production. Les hydrocarbures liquides proviennent du pétrole brut pour une proportion moyenne de l'ordre de 80 % ; les 20 % restants, parmi les fractions les plus légères, le [[propane]] et le [[butane]] sont presque toujours liquéfiés pour en faciliter le transport.

L'exploration (recherche de gisements) et l'extraction du gaz naturel utilisent des techniques à peu près identiques à celles de l'industrie du [[pétrole]]. Une grande partie des gisements de gaz connus à travers le monde a d'ailleurs été trouvée au cours de campagnes d'exploration dont l'objectif était de trouver du pétrole.

Lors de l'extraction d'un gaz sous pression, son refroidissement et sa détente à la tête de puits provoque la condensation des hydrocarbures ({{fchim|C|5}} à {{fchim|C|8}} qu'il peut contenir) et d'[[eau]]<ref>M. J. E. H. Muitjens, V. I. Kalikmanov, M. E. H. Von Dongen, A. Hirschberg et P. A. H. Derks (), ''On Mist Formation in Natural Gas'' (« À propos de la condensation d'eau dans le gaz naturel »); Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, {{vol.|49}} (1994), {{n°|1}}, {{p.|63-72}}, ([http://ogst.ifpenergiesnouvelles.fr/articles/ogst/abs/1994/01/vol49n1p63/vol49n1p63.html résumé])</ref>. Les hydrocarbures liquides légers récupérés, appelés « [[condensats de gaz naturel]] » ou « [[liquide de puits de gaz naturel]] » correspondent à un pétrole extrêmement léger, de très haute valeur (donnant de l'essence et du [[naphta]]). Tout le reste (hydrocarbures C{{ind|1}} à C{{ind|4}}, dioxyde de carbone, sulfure d'hydrogène et hélium) est gazeux à température ambiante et acheminé par [[gazoduc]] vers une usine de traitement de gaz. Il faut donc deux réseaux de collecte, un pour le gaz et un pour les condensats.

Dans cette usine (qui peut être proche des gisements, ou proche des lieux de consommation), le gaz subit ensuite une [[déshydratation (chimie)|déshydratation]] par [[point de rosée]], puis les différents composants sont séparés. Les hydrocarbures C{{ind|2}} à C{{ind|4}} sont vendus sous le nom de [[gaz de pétrole liquéfié]] (GPL et non pas [[gaz naturel liquéfié|GNL]]). Le dioxyde de carbone est le plus souvent simplement rejeté dans l'atmosphère, sauf s'il y a un utilisateur proche. Parfois, on le réinjecte dans une formation souterraine ([[séquestration du CO2|séquestration du {{CO2}}]]) pour réduire les émissions de gaz à [[effet de serre]]. Le gaz acide est vendu à l'industrie chimique ou séquestré. L'[[hélium]] est séparé et commercialisé, s'il est présent en quantité suffisante - dans certains cas, il représente une addition très importante aux revenus générés par le gisement.

Les condensats et les GPL ont une telle valeur marchande que certains gisements sont exploités uniquement pour eux, le « gaz pauvre » (méthane) étant réinjecté au fur et à mesure, faute de débouchés locaux. Même lorsque l'essentiel du gaz pauvre est vendu, on en réinjecte souvent une partie dans le gisement, pour ralentir la baisse de pression, et récupérer finalement une plus grande partie des condensats et du GPL.

L'autre partie (la plus grande) est transportée par gazoduc ou par [[méthanier]] vers les lieux de consommation.

[[Fichier:Ttd-saigon-traitement-gaz-condensats.jpg|vignette|center|upright=2]]

==== Aval : transport gazeux ou liquide ====
[[Fichier:Methane Tanker LNG BONNY.jpg|vignette|Le [[méthanier]] ''LNG BONNY'' en maintenance technique à Brest.]]

Le transport du gaz traité (gaz pauvre, presque exclusivement du méthane) est par nature beaucoup plus difficile que pour le pétrole. Cela explique que, pendant longtemps, les gisements de gaz n'intéressaient les compagnies que s'ils étaient relativement proches des lieux de consommation, tandis que les gisements trouvés dans des endroits isolés n'étaient développés que si leur taille justifiait les infrastructures nécessaires. Sachant que la rentabilité des gisements gaziers s'est considérablement améliorée depuis plusieurs années, plusieurs gisements qui étaient vus comme « sub-commerciaux » sont maintenant profitables.

Pour transporter le gaz naturel des gisements vers les lieux de consommation, les [[gazoduc]]s sont le moyen le plus courant. Toutefois, une part croissante du gaz consommé est transportée sous forme liquide, à {{tmp|-162|°C}} et à pression atmosphérique, c'est-à-dire sous forme de [[gaz naturel liquéfié]] (GNL), dans des [[méthanier]]s. Sous cette forme liquide, le gaz naturel offre un pouvoir calorifique égal à plus de la moitié de celui du fioul domestique, à volume égal<ref group=n>Dans des [[Conditions normales de température et de pression|conditions normales]] ({{tmp|0|°C}} et {{unité|1 [[Atmosphère (unité)|atm]]}}), {{unité|1 m3}} de gaz naturel a un [[pouvoir calorifique supérieur]] (PCS) de {{unité|8 à 10|[[thermie]]s}} suivant son origine (soit {{unité|33 à 42 MJ}}). Pour le [[gaz de Lacq]], dont le gisement est maintenant épuisé, ce PCS était de {{nobr|9,6 thermies}} ({{unité|40 MJ}}).</ref>.

Cette solution, qui permet de « condenser » l'énergie gazeuse sous un volume réduit, exige des investissements très lourds, tant pour la [[liquéfaction]]<ref group=n>Le [[Point critique (thermodynamique)|point critique]] du méthane est caractérisé par une pression de {{unité|45.96|bar}} et une température de {{tmp|-82.7|°C}}. Pour liquéfier le gaz naturel, dont le point critique est proche de celui du méthane, il faut fournir une température inférieure à celle-ci.</ref> que pour le transport<ref group=n>Pour le transport du gaz naturel sous forme liquide à la pression atmosphérique (GNL), il faut maintenir dans les cuves une température de {{tmp|-162|°C}}.</ref>. À titre indicatif, le coût d'une usine de liquéfaction de taille minimale, de l'ordre de {{unité|45 Gthermies}} par an ({{nobr|3,5 millions}} de tonnes de gaz naturel liquéfié), est de l'ordre de 400 à {{nobr|500 millions}} [[Dollar américain|USD]] et, si l'on veut doubler cette capacité, il faut ajouter 85 % de plus à ce coût.

Les navires de transport, dotés de réservoirs cryogéniques, coûtent également très cher : en 2006, plus de {{nobr|200 millions}} d'[[euro]]s pour une capacité de {{unité|100000|t}}, soit le prix d'un [[pétrolier]] de quelque {{Unité|300000|t}}.

Au vu de l'augmentation constante des besoins en énergie de toutes sortes et de la flambée du prix du pétrole depuis le début du {{s-|XXI}}, tous ces investissements sont amplement justifiés. La filière du GNL nécessite cependant une taille importante pour être économiquement viable, il faut donc une forte production à exporter pour justifier la construction d'une usine de liquéfaction et, inversement, d'importants besoins d'importation pour construire un terminal de réception. En 2006, il n'existe aucun projet en dessous de deux à trois millions de tonnes par an pour l'exportation, et un seul pour l'importation{{Référence nécessaire|date=mai 2021}}.

Lors de sa liquéfaction, le gaz naturel est fractionné, si nécessaire, pour le séparer de l'[[éthane]], du [[propane]] et du [[butane]]. À l'arrivée près des lieux de consommation, le GNL est éventuellement stocké sous forme liquide puis vaporisé dans des terminaux méthaniers. Il est alors émis sur un réseau de transport classique. Ici encore, il faut des investissements importants pour la réception, le stockage et la vaporisation. Ces investissements sont cependant moindres que pour la liquéfaction ou le transport par méthanier.

Pour le traitement, et si l'on veut séparer les [[gaz de pétrole liquéfié]] (GPL) avant le transport, à partir des gisements de gaz et de condensats (si ceux-ci sont proches), on installe deux réseaux de collecte, un pour le gaz naturel et un autre pour les condensats. Le gaz et les condensats sont dirigés vers des installations de traitement et de désulfurisation.

{{Article détaillé|Gaz naturel liquéfié|Gazoduc}}

== Économie du gaz ==
=== Marché à terme et marché spot ===
Dans les pays importateurs de gaz, ce combustible est acheté sur<ref>Jacques Percebois, « Pourquoi les Matières premières sont-elles devenues un enjeu stratégique ? », ''[[Le téléphone sonne]]'', 12 décembre 2011</ref> :
* le [[marché à terme]] : qui peut être soit un [[Bourse (économie)|marché organisé]], soit un marché [[de gré à gré]]. Dans le cadre des échanges de gré à gré, les contrats à long terme comportent habituellement des clauses d'[[Indexation (finance)|indexation]] du gaz sur divers indices, qui peuvent être les prix des marchés organisés ou le prix du principal substitut au gaz qui était, jusqu'au début des années 2000, le pétrole ;
* le [[marché au comptant|marché spot]] qui s'est découplé du marché à terme depuis que le pétrole n'est plus le substitut principal du gaz.

Selon l'approvisionnement sur ces deux marchés, le prix peut dépendre du [[prix spot]], du [[Forward (finance)|prix forward]] et de divers indices pétroliers ou gaziers.

=== Réserves de gaz naturel ===
En 2022, selon la BGR (''{{lang|de|Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe}}'', en français : Institut fédéral allemand des géosciences et des ressources naturelles<ref>{{Lien web |langue=fr |titre= Institut fédéral de géosciences et de ressources naturelles (BGR) |url=https://www.bmwk.de/Redaktion/FR/Artikel/Ministere/bundesanstalt-fuer-geowissenschaften-und-rohstoffe-bgr.html |site=[[ministère fédéral de l'Économie (Allemagne)|ministère fédéral de l'Économie et de la Protection du climat]] |consulté le=2023-05-13}}.</ref>), les réserves mondiales prouvées (réserves estimées récupérables avec une certitude raisonnable dans les conditions techniques et économiques existantes) de gaz naturel atteignaient {{unité|210843 Gm3}} ([[Milliard de mètres cubes (gaz naturel)|milliards de mètres cubes]]), en hausse de 9,7 % par rapport à 2010. Le Moyen-Orient regroupe 39,4 % des réserves mondiales et les pays de l'ex-URSS 32,5 %<ref name="BGR2022">{{Ouvrage |langue=de |auteur institutionnel= Agence fédérale pour les sciences de la terre et les matières premières |titre= BGR Energiestudie 2023 - Daten und Entwicklungen der deutschen und globalen Energieversorgung |traduction titre=Données et évolutions de l'approvisionnement allemand et mondial |pages=154 |passage=p.85-94 |url= https://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Downloads/energiestudie_2023.pdf |format=pdf |date= février 2024 |consulté le=20 juin 2024}}</ref>.

{| class="wikitable" style="text-align:right"
|+Réserves prouvées de gaz naturel
! Rang<br>2022
! Pays
! fin 2010<br>(Tm{{3}})<ref name="BGR2010">{{de}} [https://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Energie/Downloads/Energiestudie-Kurzf-2011.pdf Kurzstudie Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2011] {{pdf}}, Agence fédérale pour les sciences de la Terre et les matières premières (BGR), 8 décembre 2011, page 53.</ref>
! fin 2022<br>(Tm{{3}})<ref name="BGR2022"/>
! % 2022
! variation<br>2022/2010
! Production<br>2023 (Gm{{exp|3}})<ref name="e-37" group="e">{{p.}}37</ref>
! ratio R/P
|-
| 1 || align= "left" | {{Russie}}|| 47,58 || 47,76 || 22,7 % || +0,4 % || 586,4 || 81
|-
| 2 || align= "left" | {{Iran}}|| 30,06 || 33,99 || 16,1 % || +13 % || 251,7 || 135
|-
| 3 || align= "left" | {{Qatar}}|| 25,32 || 23,83 || 11,3 % || -6 % || 181,0 || 132
|-
| 4 || align= "left" | {{États-Unis}} || 7,72 || 16,39 || 7,8 % || +112 % || {{formatnum:1035.3}} || 16
|-
| 5 || align= "left" | {{Turkménistan}}|| 8,03 || 13,95 || 6,6 % || +56 % || 76,3 || 183
|-
| 6 || align= "left" | {{Arabie saoudite}} || 7,79 || 9,32 || 4,4 % || +20 % || 114,1 || 82
|-
| 7 || align= "left" | {{Émirats arabes unis}} || 6,03 || 8,20 || 3,9 % || +36 % || 55,6 || 147
|-
| 8 || align= "left" | {{Chine}} || 2,81 || 6,34 || 3,0 % || +126 % || 234,3 || 27
|-
| 9 || align= "left" | {{Nigeria}}|| 5,29 || 5,91 || 2,8 % || +12 % || 43,7 || 135
|-
| 10 || align= "left" | {{Venezuela}} || 5,20 || 5,54 || 2,6 % || +6,5 % || 29,7 || 187
|-
| 11 || align= "left" | {{Irak}} || 3,17 || 3,71 || 1,8 % || +17 % || 9,9 || 375
|-
| 12 || align= "left" | {{Mozambique}} || 0,13 || 2,83 || 1,3 % || x22 || nd || nd
|-
| 13 || align= "left" | {{Canada}} || 2,19 || 2,46 || 1,2 % || +12 % || 190,3 || 13
|-
| 14 || align= "left" | {{Algérie}} || 4,50 || 2,28 || 1,1 % || -49 % || 101,5 || 22
|-
| 15 || align= "left" | {{Malaisie}} || 2,40 || 2,15 || 1,0 % || -10 % || 81,1 || 27
|-
| 16 || align= "left" | {{Azerbaïdjan}} || 1,88 || 1,92 || 0,9 % || +2 % || 35,6 || 54
|-
| 17 || align= "left" | {{Ouzbékistan}} || 1,56 || 1,85 || 0,9 % || +19 % || 44,2 || 42
|-
| 18 || align= "left" | {{Kazakhstan}} || 3,25 || 1,83 || 0,9 % || -44 % || 30,8 || 59
|-
| 19 || align= "left" | {{Australie}} || 2,92 || 1,81 || 0,9 % || -38 % || 151,7 || 12
|-
| 20 || align= "left" | {{Égypte}} || 2,18 || 1,78 || 0,8 % || -18 % || 57,1 || 31
|-
|  || align= "left" | '''Total mondial''' || '''192,1''' || '''210,8''' || '''100,0 %''' || '''+9,7 %''' || '''{{formatnum:4059}}''' || '''52'''
|- align= "left"
|colspan="8" |Tm{{exp|3}} = 10{{exp|12}} mètres cubes ; Gm{{exp|3}} = milliards de mètres cubes<br> R/P = Réserves /Production 2023 (années restantes au rythme actuel)
|}

Les quatre premiers pays de la liste totalisent 57,9 % des réserves mondiales.

D'importantes réserves de gaz naturel ont été découvertes en Méditerranée orientale ; cette zone appelée le « bassin du Levant » recèlerait, selon les estimations de l'[[Institut d'études géologiques des États-Unis]], {{unité|3400|Gm|3}} (milliards de mètres cubes) de gaz naturel « en place ». La totalité ne sera pas récupérable, mais de telles réserves pourraient assurer la consommation d'un pays comme la France pendant plus de cinquante ans au moins. Les premières découvertes datent de 2009 dans les eaux israéliennes : Tamar, puis Léviathan en 2010, Aphrodite dans les eaux de Chypre en 2011, et Zohr en 2015 dans les eaux égyptiennes, où ENI, associé au russe [[Rosneft]] (30 %) et à BP (10 %), prévoit le début de la production fin 2017 ; le démarrage de Léviathan est prévu fin 2019-début 2020. Total et ENI ont lancé en {{date-|juillet 2017}} l'exploration du champ d'Onisiforos au large de Chypre ; l'Égypte a lancé des projets de grande envergure au large du [[delta du Nil]] et le Liban s'apprête à attribuer des permis à l'automne 2017<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/030464542235-la-mediterranee-ce-nouvel-eldorado-gazier-2104203.php La Méditerranée, ce nouvel eldorado gazier], ''[[Les Échos]]'', 25 juillet 2017.</ref>.

Un projet gazier géant est en développement au large du Mozambique, piloté initialement par Anadarko, puis par Total en 2019. Le gaz, pompé au fond de l'Océan indien puis acheminé par gazoduc vers la côte, sera transformé en gaz naturel liquéfié (GNL) puis exporté par navire méthanier. Un autre projet de grande est également lancé par l'américain Exxon. Selon Wood Mackenzie, le Mozambique produira 6 % du GNL mondial lorsque les projets d'Anadarko et d'Exxon atteindront leur régime de croisière en 2027<ref name="+1">[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/le-mozambique-en-passe-de-devenir-un-geant-du-gaz-1030361 Le Mozambique en passe de devenir un géant du gaz], ''[[Les Échos]]'', 19 juin 2019.</ref>. Les gisements découverts au nord du Mozambique depuis le début des années 2010 totalisent près de {{unité|5000|Gm|3}}. Total construit deux trains de liquéfaction, d'une capacité de {{unité|13 Mt/an}} ; la production devrait débuter en 2024. Mais depuis 2017, un groupe djihadiste sème la terreur dans cette région<ref name="+1" />.

=== Statistiques de production ===
{{Graph:Chart/Cadre
|width=300|height=250|type=line|legend=Pays |xAxisTitle=Année|yAxisTitle= Milliards de mètres cubes |yAxisMin=0|xAxisMax=2022
|y1Title=États-Unis
|y2Title=Russie
|y3Title=Iran
|y4Title=Canada
|y5Title=Qatar
|y6Title=Chine
|légende ='''Production de gaz naturel des six principaux producteurs'''<br>Source : [[Energy Institute]]<ref name="EI2023">{{en}} [https://www.energyinst.org/__data/assets/excel_doc/0007/1055545/EI-stats-review-all-data.xlsx Statistical Review of World Energy Data], [[Energy Institute]], 26 juin 2023.</ref>{{,}}<ref name="e-37" group="e"/>
| taille légende = 100
|x=1985,1986,1987,1988,1989,1990,1991,1992,1993,1994,1995,1996,1997,1998,1999,2000,2001,2002,2003,2004,2005,2006,2007,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,2019,2020,2021,2022
|y1=448,436,452,464,471,483,481,485,490,510,503,510,511,517,510,519,532,511,518,503,489,502,522,546,558,575,617,649,656,705,740,727,746,841,928,916,944,979
|y2=425,463,500,542,566,600,591,592,569,558,541,552,523,541,544,537,535,547,571,583,589,605,602,611,536,598,617,602,614,591,584,589,636,669,679,638,702,618
|y3=10,9,11,12,16,25,29,31,16,26,32,37,39,44,53,56,63,74,78,91,97,105,118,124,136,144,151,157,157,175,183,199,214,225,233,249,257,259
|y4=80,75,82,94,100,103,109,120,132,143,153,154,160,166,170,176,179,181,176,177,179,179,175,166,155,150,151,150,152,159,161,165,171,177,170,166,172,185
|y5=6,6,6,6,6,6,8,8,9,9,9,10,13,16,21,26,28,30,32,40,47,52,65,80,92,123,150,162,168,169,176,174,170,175,177,175,177,178
|y6=13,14,14,14,15,15,16,16,17,18,18,20,23,23,25,27,31,33,35,42,50,59,70,81,86,96,106,111,122,131,136,138,149,161,177,194,209,222
|colors=blue,red,purple,orange,green,brown
}}
En 2023, selon l'[[Energy Institute]], la production mondiale de gaz naturel a atteint {{unité|4059 Gm3}} (milliards de mètres cubes), en hausse de 0,3 % par rapport à 2022 et de 20,6 % depuis 2013. La production des États-Unis augmente de 4,2 % ; leur part de marché passe à 25,5 %, loin devant la Russie (14,4 %)<ref group="e" name="e-37"/>.

Les statistiques de production gazière diffèrent selon les sources, car les modes de calcul peuvent ou non inclure le [[Torchage et rejet de gaz naturel|gaz associé brûlé en torchère]], ou donner des volumes de gaz avant ou après séchage et extraction des contaminants {{etc.}} Les données de l'[[Agence internationale de l'énergie]] sont un peu plus élevées que celles de l'Energy Institute, avec une production mondiale de {{unité|146,64 EJ}} pour 2022<ref name="AIEProd">{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=WORLD&fuel=Energy%20supply&indicator=DomesticProduction Energy Statistics Data Browser : Domestic energy production by source, World, 1990-2022] {{pdf}}, [[Agence internationale de l'énergie]], 25 juillet 2024.</ref> contre {{unité|145,75 EJ}} selon l'Energy Institute.

La production a progressé de 107,5 % en {{nobr|32 ans}}, de {{unité|70,66 EJ}} en 1990 à {{unité|146,64 EJ}} en 2023<ref name="AIEProd"/>.

La part du gaz naturel dans l'approvisionnement en [[énergie primaire]] était en 2022 de 23,2 % contre 28,2 % pour le charbon et 29,9 % pour le pétrole ; cette part a fortement progressé : elle n'était que de 19,3 % en 1990<ref name="AIEProd"/>.

{|class="wikitable"
|+ Production mondiale de gaz naturel<ref name="AIEProd"/>
|- align="center" style="background:#F0F000;;"
! Année
! Production (EJ)
! Accroissement
! Part prod. énergie primaire
|-
| 1990 || {{formatnum:70658}} ||  || 19,3 %
|-
| 2000 || {{formatnum:86239}} ||  || 20,8 %
|-
| 2010 || {{formatnum:113594}} ||  || 21,4 %
|-
| 2015 || {{formatnum:124573}} ||  || 21,9 %
|-
| 2016 || {{formatnum:127172}} || +2,1 % || 22,4 %
|-
| 2017 || {{formatnum:132220}} || +4,0 % || 22,8 %
|-
| 2018 || {{formatnum:137127}} || +3,7 % || 22,9 %
|-
| 2019 || {{formatnum:142447}} || +3,9 % || 23,3 %
|-
| 2020 || {{formatnum:139275}} || -2,2 % || 23,7 %
|-
| 2021 || {{formatnum:145486}} || +4,5 % || 23,9 %
|-
| 2022 || {{formatnum:146645}} || +0,8 % || 23,2 %
|-
| 2023<ref group="e" name="e-38"/> || {{formatnum:146130}} || -0,4 % || 23,3 %<ref group="e" name="e-14">{{p.|14}}.</ref>
|}

{| class="wikitable"
|+Production de gaz naturel des principaux producteurs ([[Joule#Multiples|Exajoules]])<ref name="e-38" group="e">{{p.}}38</ref>
! rang
! Pays
! Production<br>2013
! Production<br>2023
! % du total<br>2023
! Variation<br>2023/2013
! Notes
|-
| 1 ||align="left"| {{États-Unis}} || 23,60 || 37,27 || 25,5 % || +58 % || <ref group="n">Part prépondérante de [[gaz de schiste]] et d'[[offshore]] profond.</ref>
|-
| 2 ||align="left"| {{Russie}} || 22,12 || 21,11 || 14,4 % || -4,6 % || <ref group="n">Principalement en Sibérie occidentale ; recul de 12 % en 2022 et de 5,2 % en 2023 du fait des sanctions occidentales.</ref>
|-
| 3 ||align="left"| {{Iran}} || 5,67 || 9,06 || 6,2 % || +60 % || <ref group="n">Réserves sous-exploitées du fait des sanctions américaines.</ref>
|-
| 4 ||align="left"| {{Chine}} || 4,39 || 8,43 || 5,8 % || +92 % || 
|-
| 5 ||align="left"| {{Canada}} || 5,47 || 6,85 || 4,7 % || +25 % || 
|-
| 6 ||align="left"| {{Qatar}} || 6,04 || 6,52 || 4,5 % || +8 % || 
|-
| 7 ||align="left"| {{Australie}} || 2,18 || 5,46 || 3,7 % || +150 % || 
|-
| 8 ||align="left"| {{Norvège}} || 3,90 || 4,20 || 2,9 % || +8 % || 
|-
| 9 ||align="left"| {{Arabie saoudite}} || 3,42 || 4,11 || 2,8 % || +20 % || 
|-
| 10 ||align="left"| {{Algérie}} || 2,86 || 3,66 || 2,5 % || +28 % || <ref group="n">Soit 40 % de la production africaine.</ref>
|-
| 11 ||align="left"| {{Malaisie}} || 2,61 || 2,92 || 2,0 % || +12 % || 
|-
| 12 ||align="left"| {{Turkménistan}} || 2,12 || 2,75 || 1,9 % || +30 % || <ref group="n">Réserves sous-exploitées ([[Dauletabad]]).</ref>
|-
| 13 ||align="left"| {{Indonésie}} || 2,79 || 2,31 || 1,6 % || -17 % || <ref group="n">Production et exportations sont en déclin depuis 2011.</ref>
|-
| 14 ||align="left"| {{Égypte}} || 1,94 || 2,06 || 1,4 % || +6 % || <ref group="n">Déclin depuis le pic de 2009, mais rebond de 2017 à 2022 ; voir [[Énergie en Égypte]].</ref>
|-
| 15 ||align="left"| {{Émirats arabes unis}} || 1,92 || 2,00 || 1,4 % || +4 % || 
|-
| 16 ||align="left"| {{Ouzbékistan}} || 2,01 || 1,59 || 1,1 % || -21 % || 
|-
| 17 ||align="left"| {{Nigeria}} || 1,19 || 1,57 || 1,1 % || +32 % || 
|-
| 18 ||align="left"| {{Oman}} || 1,11 || 1,55 || 1,1 % || +40 % || 
|-
| 19 ||align="left"| {{Argentine}} || 1,24 || 1,50 || 1,0 % || +21 % || 
|-
| 20 ||align="left"| {{Mexique}} || 1,89 || 1,28 || 0,9 % || -32 % || 
|-
|  ||align="left"| '''Total monde''' || '''121,18''' || '''146,13''' || '''100,0 %''' || '''+20,6 %''' || 
|-
|colspan="7" |Source : [[Energy Institute]] (hors gaz brûlé en torchère ou réinjecté ; y compris gaz produit pour liquéfaction).
|}

En 2017, la production de gaz russe a bondi de 8 % et les États-Unis, d'importateur net sont devenus exportateur grâce au [[gaz de schiste]]<ref name="EnvMag 31012018">J.T., [http://www.environnement-magazine.fr/energie/article/2018/01/31/117222/consommation-mondiale-gaz-naturel-progresse-2017.php ''La croissance de la consommation mondiale de gaz naturel est estimée à 3 % au cours des premiers trimestres de 2017, par rapport à la même période en 2016. Une accélération due pour beaucoup à l’impulsion de la Chine''], Environnement magazine, 31 janvier 2018.</ref>.

Pour plus d'informations sur la production par pays, on pourra se reporter à la série [[régions pétrolifères]] ou aux articles sur l'énergie dans le pays concerné ({{ex}} [[Énergie aux États-Unis]], [[Énergie en Russie]]{{etc.}}).

=== Statistiques de consommation ===
{{Diagramme circulaire
 | thumb     = right
 | caption   = Consommation de gaz naturel en 2023 (source : Energy Institute)
 | label1    = {{États-Unis}}
 | valeur1   = 22.1
 | couleur1  = #ff8c00
 | label2    = {{Russie}}
 | valeur2   = 11.3
 | couleur2  = #008000
 | label3    = {{Chine}}
 | valeur3   = 10.2
 | couleur3  = #e62020
 | label4    = {{Iran}}
 | valeur4   = 6.1
 | couleur4  = #80bbbb
 | label5    = {{Canada}}
 | valeur5   = 3.0
 | couleur5  = #008000
 | label6    = Autres
 | valeur6   = 47.3
 | couleur6  = #eeeeee
}}
{{Graph:Chart/Cadre
|width=300|height=250|type=line|legend=Pays |xAxisTitle=Année|yAxisTitle= Milliards de mètres cubes |yAxisMin=0|xAxisMax=2022
|y1Title=États-Unis
|y2Title=Russie
|y3Title=Chine
|y4Title=Iran
|légende ='''Consommation de gaz naturel des quatre principaux consommateurs'''<br>Source : [[Energy Institute]]<ref name="EI2023"/>{{,}}<ref name="e-39" group="e"/>
| taille légende = 100
|x=1985,1986,1987,1988,1989,1990,1991,1992,1993,1994,1995,1996,1997,1998,1999,2000,2001,2002,2003,2004,2005,2006,2007,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,2019,2020,2021,2022
|y1=467,438,465,487,517,517,528,546,560,573,598,609,612,602,604,628,601,620,602,605,595,587,624,629,618,648,658,688,707,722,744,749,740,822,851,833,836,881
|y2=356,360,381,402,408,414,425,411,410,385,372,374,345,360,358,366,372,377,386,396,400,422,429,423,398,424,436,429,425,422,409,421,431,454,444,423,475,408
|y3=13,14,14,14,15,15,16,16,17,18,18,19,20,20,22,25,28,29,34,40,47,59,72,83,92,111,137,153,174,191,198,212,244,287,311,341,385,380
|y4=10,9,11,12,16,23,26,30,16,26,32,37,40,46,55,59,66,78,80,93,97,106,119,126,135,144,153,152,154,173,184,196,205,213,218,237,236,229
|colors=blue,red,purple,orange,green,brown
}}

Au niveau mondial, l'usage du gaz naturel se développe partout où il peut se substituer au pétrole ou au charbon : la consommation mondiale de gaz naturel a progressé de 18,9 % entre 2013 et 2023<ref name="e-40" group="e"/>. {{Référence nécessaire|Il présente en effet plusieurs avantages en comparaison avec celui-ci : moins cher en général, il permet également une diversification des approvisionnements énergétiques des pays importateurs, même si la crise entre l'Ukraine et la Russie au début de l'année 2006 montre que ce n'est pas la solution miracle.|date=février 2025}} {{Référence nécessaire|Dans certains pays, comme la Russie ou l'Argentine, l'usage du gaz naturel a même dépassé celui du pétrole|date=février 2025}}.

Le gaz naturel est devenu une industrie globale après avoir été perçu comme un coproduit (gaz associé) encombrant et dangereux des puits de pétrole (cf [[Torchage et rejet de gaz naturel]]).

[[Fichier:Gas burner.jpg|vignette|Brûleur de {{unité|300|kW}} compact pour le chauffage d'une [[Cuisson industrielle|étuve industrielle]].]]
En 2023, selon l'[[Energy Institute]], le monde a consommé {{unité|4010 Gm3}} (milliards de mètres cubes) de gaz naturel<ref name="e-39" group="e">{{p.}}39</ref>, soit {{unité|144,35 EJ}}, en hausse infinitésimale par rapport à l'année précédente, mais en progression de 18,9 % par rapport à 2013<ref name="e-40" group="e">{{p.}}40</ref>.

Le gaz naturel était en 2022 la troisième source d'énergie la plus utilisée dans le monde avec 23,1 % de l'approvisionnement mondial en [[énergie primaire]], après le [[pétrole]] (30,2 %) et le [[charbon]] (27,6 %) ; sa part a fortement progressé : elle n'était que de 19,1 % en 1990<ref name="AIETES">{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=WORLD&fuel=Energy%20supply&indicator=TESbySource Energy Statistics Data Browser - Total energy supply (TES) by source, World, 1990-2022], [[Agence internationale de l’énergie]], 21 décembre 2023.</ref>. Le gaz naturel était utilisé principalement en 2022 pour la production d'électricité et de chaleur : 39,1 % (centrales électriques : 27,8 %, centrales de [[cogénération]] : 9,5 %, chaufferies des [[Réseau de chaleur|réseaux de chauffage urbain]] : 1,8 %), les besoins propres de l'industrie énergétique : 8,9 % et sa [[consommation finale]] : 48,9 % de l'approvisionnement total<ref>{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=WORLD&fuel=Energy%20supply&indicator=TESbySource Energy Statistics Data Browser - Energy supply (Browse as tables) : Natural gas - World - 2022], [[Agence internationale de l’énergie]], 21 décembre 2023.</ref>. Sa consommation finale se répartissait en 2022 entre le [[secteur industriel]] : 39,9 %, le [[secteur résidentiel]] : 29,0 %, le [[secteur tertiaire]] : 12,1 %, les utilisations non énergétiques (chimie, engrais) : 10,6 %, le secteur des transports : 7,3 % et l'agriculture : 0,8 %<ref name="AIETES"/>.

Le gaz naturel est de plus en plus utilisé par l'industrie pour produire de la chaleur (chauffage, fours…) et de l'[[électricité]], éventuellement en cogénération. En 2022, au niveau mondial, 22,3 % de l'électricité était produite à partir de gaz naturel (charbon : 35,7 %, nucléaire : 9,2 %, hydroélectricité : 15,3 %, éolien : 7,2 %, solaire : 4,5 %), contre 14,6 % en 1990<ref>{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=WORLD&fuel=Energy%20supply&indicator=ElecGenByFuel Energy Statistics Data Browser - Electricity generation by source, World, 1990-2022], [[Agence internationale de l’énergie]], 21 décembre 2023.</ref>, et 36,0 % de la chaleur produite pour alimenter les [[réseaux de chaleur]] était tirée du gaz naturel (charbon : 50,4 %, pétrole : 3,1 %, biomasse : 3,9 %, déchets : 2,9 %)<ref>{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=WORLD&energy=Electricity&year=2022 Energy Statistics Data Browser - Energy supply (Browse as tables) : Electricity - World - 2022], [[Agence internationale de l’énergie]], 21 décembre 2023.</ref>. Chez les particuliers, le gaz naturel est utilisé pour le chauffage, l'[[Installation sanitaire|eau chaude]] et la cuisson des aliments. Le gaz naturel comprimé en bouteilles est utilisé dans de nombreux pays comme carburant pour des véhicules ([[Gaz naturel pour véhicules|GNV]]).

{| class="wikitable"
|+Consommation de gaz naturel des principaux pays consommateurs ([[Joule#Multiples|Exajoules]])<ref group="e" name="e-40" />
!
! Pays
! Consommation<br>2013
! Consommation<br>2023
! Variation<br>2023/2013
! % en 2023
|-align="right"
| 1 ||align="left"| {{États-Unis}} || 25,45 || 31,91 || +25 % || 22,1 %
|-align="right"
| 2 ||align="left"| {{Russie}} || 15,30 || 16,32 || +7 % || 11,3 %
|-align="right"
| 3 ||align="left"| {{Chine}} || 6,28 || 14,74 || +135 % || 10,2 %
|-align="right"
| 4 ||align="left"| {{Iran}} || 5,54 || 8,84 || +60 % || 6,1 %
|-align="right"
| 5 ||align="left"| {{Canada}} || 3,80 || 4,35 || +14 % || 3,0 %
|-align="right"
| 6 ||align="left"| {{Arabie saoudite}} || 3,42 || 4,11 || +20 % || 2,8 %
|-align="right"
| 7 ||align="left"| {{Mexique}} || 2,80 || 3,51 || +25 % || 2,4 %
|-align="right"
| 8 ||align="left"| {{Japon}} || 4,45 || 3,33 || -25 % || 2,3 %
|-align="right"
| 9 ||align="left"| {{Allemagne}} || 3,06 || 2,72 || -11 % || 1,9 %
|-align="right"
| 10 ||align="left"| {{Émirats arabes unis}} || 2,33 || 2,41 || +3 % || 1,7 %
|-align="right"
| 11 ||align="left"| {{Royaume-Uni}} || 2,75 || 2,29 || -17 % || 1,6 %
|-align="right"
| 12 ||align="left"| {{Inde}} || 1,76 || 2,25 || +28 % || 1,6 %
|-align="right"
| 13 ||align="left"| {{Corée du Sud}} || 1,98 || 2,16 || +9 % || 1,5 %
|-align="right"
| 14 ||align="left"| {{Égypte}} || 1,78 || 2,16 || +21 % || 1,5 %
|-align="right"
| 15 ||align="left"| {{Italie}} || 2,40 || 2,11 || -12 % || 1,5 %
|-align="right"
| 16 ||align="left"| {{Turquie}} || 1,58 || 1,74 || +10 % || 1,2 %
|-align="right"
| 17 ||align="left"| {{Thaïlande}} || 1,76 || 1,70 || -3 % || 1,2 %
|-align="right"
| 18 ||align="left"| {{Ouzbékistan}} || 1,66 || 1,68 || +1 % || 1,2 %
|-align="right"
| 19 ||align="left"| {{Algérie}} || 1,16 || 1,67 || +44 % || 1,2 %
|-align="right"
| 20 ||align="left"| {{Malaisie}} || 1,60 || 1,66 || +4 % || 1,1 %
|-align="right"
| 21 ||align="left"| {{Indonésie}} || 1,53 || 1,64 || +7 % || 1,1 %
|-align="right"
| 22 ||align="left"| {{Argentine}} || 1,66 || 1,62 || -2 % || 1,1 %
|-align="right"
| 23 ||align="left"| {{Australie}} || 1,26 || 1,44 || +14 % || 1,0 %
|-align="right"
| 24 ||align="left"| {{Pakistan}} || 1,28 || 1,36 || +6 % || 0,9 %
|-align="right"
| 25 ||align="left"| {{Turkménistan}} || 0,70 || 1,32 || +89 % || 0,9 %
|-align="right"
| 26 ||align="left"| {{France}} || 1,63 || 1,22 || -25 % || 0,8 %
|-align="right"
|  ||align="left"| '''''Total Monde''''' || '''121,39''' || '''144,35''' || +19 % || '''100 %'''
|}

=== Principaux exportateurs ===
Les principaux pays exportateurs, selon l'[[Energy Institute]], sont :
{| class="wikitable"
|+Exportations de gaz naturel en 2023 (milliards de mètres cubes)
! Rang<br>2023
! Pays
! par gazoduc<ref name="e-45" group="e">{{p.}}45</ref>
! par mer ([[Gaz naturel liquéfié|GNL]])<ref name="e-44" group="e">{{p.}}44</ref>
! total 2023
! % en 2023
! Clients principaux
|-align="right"
| 1 ||align="left"| {{États-Unis}} || 89,1 || 114,4 || 203,5 || 16,6 % || Mexique (61,5), Canada (28,0), Asie (29,3, dont Japon : 7,5, Corée du sud : 7,1, Inde : 4,4, Chine : 4,3), Europe (76,2, dont France : 13,2, Royaume-Uni : 11,6, Espagne : 7,4, Italie : 5,3, Turquie : 3,8)
|-align="right"
| 2 ||align="left"| {{Russie}} || 95,4 || 42,7 || 138,1 || 11,3 % || Union européenne (43,6), Turquie, [[Biélorussie]] (16,8), Chine (32,3), Japon (8,4)
|-align="right"
| 3 ||align="left"| {{Qatar}} || 19,5 || 108,4 || 127,8 || 10,4 % || Asie (81,1, dont Chine : 22,9, Inde : 15,0, Corée du sud : 11,8, Pakistan : 8,8, Taïwan : 7,6, Japon : 4,0, Thaïlande : 3,9), Europe (20,8, dont Italie : 6,7, Belgique : 4,6, Royaume-Uni : 2,8, France : 2,3), [[Émirats arabes unis]] (18,0)
|-align="right"
| 4 ||align="left"| {{Norvège}} || 110,7 || 5,5 || 116,2 || 9,5 % || Union européenne (89,8), reste de l'Europe (26,2)
|-align="right"
| 5 ||align="left"| {{Australie}} ||  || 107,4 || 107,4 || 8,8 % || Japon (37,5), Chine (33,0), Corée du sud (14,3), Taïwan (11,0)
|-align="right"
| 6 ||align="left"| {{Canada}} || 79,0 ||  || 79,0 || 6,4 % || États-Unis (79,0)
|-align="right"
| 7 ||align="left"| {{Algérie}} || 34,5 || 19,0 || 53,5 || 4,4 % || Union européenne (41,2), Turquie (6,1), Afrique (3,9)
|-align="right"
| 8 ||align="left"| {{Turkménistan}} || 39,5 ||  || 39,5 || 3,2 % || Chine (30,5), Russie (4,7)
|-align="right"
| 9 ||align="left"| {{Malaisie}} ||  || 36,3 || 36,3 || 3,0 % || Japon (14,3), Chine (9,7), Corée du Sud (8,3)
|-align="right"
| 10 ||align="left"| {{Azerbaïdjan}} || 23,9 ||  || 23,9 || 1,9 % || Europe (23,6), Russie (0,3)
|-align="right"
| 11 ||align="left"| {{Indonésie}} || 4,5 || 16,1 || 20,6 || 1,7 % || Singapour (4,3), Chine (5,5), , Japon (4,1 %), Corée du Sud (4,0)
|-align="right"
| 12 ||align="left"| {{Nigeria}} ||  || 17,5 || 17,5 || 1,4 % || Europe (9,3), Asie (5,5)
|-align="right"
|  ||align="left"| '''Total mondial''' || 677,0 || 549,2 || {{formatnum:1226.2}} || 100 % || 
|}

NB : il s'agit d'exportations brutes, c'est-à-dire que le volume des importations n'en est pas déduit. Par exemple, le Canada a exporté {{unité|79 Gm3}} aux États-Unis, mais a aussi importé {{unité|28 Gm3}} de ce même pays. De même entre le Royaume-Uni et les Pays-Bas.

Les échanges inter-régionaux<ref group="n" name="ref_auto_1">Hors échanges entre pays d'une même région, par exemple entre pays européens ou entre États-Unis et Canada.</ref> par gazoducs sont passés de {{unité|459,1 Gm3}} en 2013 à {{unité|387,7 Gm3}} en 2023, en recul de 15,6 %. Ils ont atteint un pic de {{unité|509,3 Gm3}} en 2018 et de fortes chutes en 2020 (-10,4 %), en 2022 (-16,2 %) et en 2023 (-8,3 %). Les échanges par mer (GNL) sont passés de {{unité|326,8 Gm3}} en 2013 à {{unité|549,2 Gm3}} en 2023, en progression de 68 % ; leur part s'est ainsi accrue en dix ans de 41,6 % à 58,6 %<ref name="e-42" group="e">{{p.}}42</ref>.

Les exportations russes ont baissé de 30,1 % en 2022 et de 18 % en 2023 ; cette baisse concerne seulement les exportations par gazoducs : -52,6 % en deux ans ; par contre, les exportations russes de GNL augmentent de 8,1 % en deux ans. Les exportations des États-Unis augmentent de 4,8 % en 2022 et de 8,6 % en 2023<ref name="e-42" group="e"/>.

En janvier 2022, 101 cargos ont quitté les ports américains pour aller livrer {{unité|7,3 Mt}} de GNL dans le monde, soit quatre de plus qu'au départ du Qatar, ce qui porte les États-Unis au rang de premier exportateur mondial pour le deuxième mois consécutif, selon l'agence Bloomberg. Plus d'un tiers des cargos ont livré leur GNL en Europe. Les États-Unis ont été la principale source de croissance de l'offre de GNL en 2021, ajoutant {{nobr|25 millions}} de tonnes métriques ; ils étaient le troisième exportateur de GNL derrière l'Australie et le Qatar pour l'ensemble de l'année 2021 et sont sur le point de prendre la première place en 2022<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/enjeux-internationaux/en-pleine-crise-russe-le-gaz-americain-conforte-sa-montee-en-puissance-1385203 En pleine crise russe, le gaz américain conforte sa montée en puissance], ''[[Les Échos]]'', 7 février 2022.</ref>.

Le {{date|2 novembre 2023}}, le [[Département d'État des États-Unis|département d'État américain]] annonce de nouvelles sanctions, en particulier contre le projet de [[gaz naturel liquéfié]] (GNL) Arctic {{nobr|LNG 2}}, dont les exportations sont sur le point de commencer. Les terminaux de GNL existants ne sont pas concernés, alors que les importations de GNL russe en Europe ont augmenté de près de 40 % sur les sept premiers mois de 2023 par rapport à la même période en 2021 ; l'Union européenne aurait acheté 52 % de la production russe de GNL, contre 49 % en 2022 et 39 % en 2021. Le gaz russe représente encore près de 15 % de la consommation européenne, dont la moitié est constituée de GNL. Les principaux pays importateurs de GNL russe sont la Chine, le Japon, l'Espagne, la Belgique et la France<ref>« [https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/le-gaz-russe-plus-que-jamais-dans-le-viseur-des-etats-unis-2026544 Le gaz russe plus que jamais dans le viseur des États-Unis] », ''[[Les Échos]]'', 2 novembre 2023.</ref>.

=== Principaux importateurs ===
Les principaux pays ou régions importateurs, selon l'[[Energy Institute]], sont :
{| class="wikitable"
|+Importations de gaz naturel en 2023 (milliards de m{{3}})
! Pays
! par gazoduc<ref group="e" name="e-45" />
! par mer<br>([[Gaz naturel liquéfié|GNL]])<ref group="e" name="e-44" />
! total 2023
! % en 2023
! Fournisseurs principaux
|-align="right"
|align="left"| {{Union européenne}} || 269,1 || 134,8* || 403,9 || 32,9 % || Norvège (89,9), Russie (43,7), Algérie (41,2), États-Unis (60,8), Qatar (19,9), Nigeria (10,7), Azerbaïdjan (11,7)
|-align="right"
|align="left"| reste de l'Europe || 71,7 || 34,3* || 106,0 || 8,6 % || Norvège (26,2), Russie (25,6), États-Unis (15,4), Azerbaïdjan (11,9), Iran (5,2), Qatar (2,8), Algérie (6,6)
|-align="right"
|align="left"| {{Chine}} || 61,3 || 97,8 || 159,1 || 13,0 % || Australie (33,0), Russie (32,3), Turkménistan (30,5), Qatar (22,9), Malaisie (9,7), Indonésie (5,5), Kazakhstan (4,6), États-Unis (4,3), Myanmar (3,7), Papouasie (3,5)
|-align="right"
|align="left"| {{Japon}} ||  || 90,3 || 90,3 || 7,4 % || Australie (37,5), Malaisie (14,3), Russie (8,4), États-Unis (7,5), Papouasie (5,2), Indonésie (4,1), Qatar (4,0), Brunei (3,4), Oman (3,0)
|-align="right"
|align="left"| {{États-Unis}} || 79,0 || 0,5 || 79,5 || 6,5 % || Canada (79,0)
|-align="right"
|align="left"| {{Mexique}} || 61,1 || 0,9 || 62,0 || 5,1 % || États-Unis (61,1)
|-align="right"
|align="left"| {{Corée du Sud}} ||  || 60,6 || 60,6 || 4,9 % || Australie (14,3), Qatar (11,8), Malaisie (8,3), États-Unis (7,1), Oman (6,9), Indonésie (4,0)
|-align="right"
|align="left"| {{Inde}} ||  || 31,0 || 31,0 || 2,5 % || Qatar (15,0), Émirats arabes unis (4,5), États-Unis (4,4)
|-align="right"
|align="left"| {{Taïwan}} ||  || 27,4 || 27,4 || 2,2 % || Australie (11,0), Qatar (7,6), États-Unis (2,7)
|-align="right"
|align="left"| '''Total mondial''' || 677,0 || 549,2 || {{formatnum:1226.2}} || 100 % || 
|- align= "left"
|colspan="6" |* les importations de GNL de l'Union européenne se répartissent en {{unité|30,7 Gm3}} pour la France, {{unité|24,9 Gm3}} pour l'Espagne, {{unité|16,3 Gm3}} pour l'Italie, {{unité|11,8 Gm3}} pour la Belgique et {{unité|51,0 Gm3}} pour les autres pays membres ; les pays européens hors EU importateurs de GNL sont le Royaume-Uni ({{unité|19,4 Gm3}}) et la Turquie ({{unité|14,8 Gm3}}).
|}
NB : ces importations sont brutes, elles coexistent parfois avec des exportations (États-Unis vers Canada, Pays-Bas vers pays voisins, Royaume-Uni, etc.).

Les échanges inter-régionaux<ref group="n" name="ref_auto_1" /> par gazoducs sont passés de {{unité|459,1 Gm3}} en 2013 à {{unité|387,7 Gm3}} en 2023, en recul de 15,6 %. Ils ont atteint un pic de {{unité|509,3 Gm3}} en 2018 et de fortes chutes en 2020 (-10,4 %), en 2022 (-16,2 %) et en 2023 (-8,3 %). Les échanges par mer ([[Gaz naturel liquéfié|GNL]]) sont passés de {{unité|326,8 Gm3}} en 2013 à {{unité|549,2 Gm3}} en 2023, en progression de 68 % ; leur part s'est ainsi accrue en dix ans de 41,6 % à 58,6 %<ref name="e-42" group="e"/>.

Les importations européennes baissent de 4,9 % en 2022 et de 13,2 % en 2023. Ces baisses ne concernent que les importations par gazoducs : -52 % en deux ans ; par contre, les importations de GNL augmentent de 57,3 % en deux ans. Les importations de la Chine baissent de 11 % en 2022, puis remontent de 9,4 % en 2023<ref name="e-42" group="e"/>.

{| class="wikitable"
|+Importations et exportations de gaz naturel en 2022 (EJ)<ref>{{en}} [https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=WORLD&fuel=Imports%2Fexports&indicator=NatGasImportsExports Energy Statistics Data Browser : Natural gas imports vs. exports, World, 1990-2022], [[Agence internationale de l'énergie]], 21 décembre 2023.</ref>
! Pays
! Importations<br>2022
! Exportations<br>2022
! Importations<br>nettes 2022
|-
|align="left"| {{Chine}} || 5,68 || 0,22 || 5,46
|-
|align="left"| {{Japon}} || 3,55 || - || 3,55
|-
|align="left"| {{Allemagne}} || 3,29 || - || 3,29
|-
|align="left"| {{Italie}} || 2,77 || 0,18 || 2,59
|-
|align="left"| {{Corée du Sud}} || 2,54 || - || 2,54
|-
|align="left"| {{Turquie}} || 2,09 || 0,22 || 1,87
|-
|align="left"| {{Mexique}} || 1,70 || - || 1,70
|-
|align="left"| {{France}} || 2,30 || 0,62 || 1,68
|-
|align="left"| {{Espagne}} || 1,61 || 0,25 || 1,36
|-
|align="left"| {{Royaume-Uni}} || 2,23 || 0,94 || 1,29
|-
|align="left"| {{Taïwan}} || 1,24 || - || 1,24
|-
|align="left"| {{Inde}} || 1,09 || - || 1,09
|-
|align="left"| {{Pays-Bas}} || 1,30 || 0,60 || 0,70
|-
|align="left"| {{Thaïlande}} || 0,61 || - || 0,61
|-
|align="left"| {{Belgique}} || 0,94 || 0,33 || 0,61
|-
|align="left"| {{Pologne}} || 0,59 || 0,02 || 0,57
|-
|colspan="4" align="left"| Exportateurs :
|-
|align="left"| {{Russie}} || 0,30 || 6,42 || -6,12
|-
|align="left"| {{Qatar}} || - || 5,22 || -5,22
|-
|align="left"| {{Norvège}} || 0,03 || 4,89 || -4,86
|-
|align="left"| {{Australie}} || 0,15 || 4,64 || -4,49
|-
|align="left"| {{États-Unis}} || 3,27 || 7,47 || -4,20
|-
|align="left"| {{Canada}} || 1,00 || 3,36 || -2,36
|-
|align="left"| {{Algérie}} || - || 1,94 || -1,94
|-
|align="left"| {{Turkménistan}} || - || 1,85 || -1,85
|-
|align="left"| {{Azerbaïdjan}} || 0,06 || 0,88 || -0,82
|-
|align="left"| {{Malaisie}} || 0,56 || 1,38 || -0,82
|-
|align="left"| {{Indonésie}} || - || 0,77 || -0,77
|-
|align="left"| {{Nigeria}} || - || 0,74 || -0,74
|-
|align="left"| {{Iran}} || 0,02 || 0,73 || -0,71
|-
|align="left"| Monde || 47,83 || 49,02 || -1,19
|}

=== Économie du gaz en Chine ===
{{Article détaillé|Énergie en Chine#Gaz naturel}}
La Chine a lancé une réforme pour que le prix du gaz soit calculé sur indexés sur les prix des énergies concurrentes formés par les forces du marché, plutôt que sur les coûts de production, comme c'était le cas auparavant<ref>[http://french.people.com.cn/Economie/7689866.html La Chine lance une réforme pilote sur les prix du gaz naturel], Le Quotidien du Peuple en ligne, 28 octobre 2011.</ref>.

=== Économie du gaz dans l'Union européenne ===
{{Article détaillé|Énergie en Europe}}

==== Présentation ====
En 2013, l'[[Union européenne]] (UE) consomme {{nobr|387 [[Tonne équivalent pétrole|Mtep]]}} de gaz naturel (23,2 % de son [[énergie primaire]])<ref>[http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=table&init=1&plugin=1&language=fr&pcode=tsdcc320 Consommation brute d'énergie intérieure 2012, par type de combustible], [[Eurostat]] (consulté le 27 mai 2014).</ref>. Après une baisse de 5 % en 2013, le volume total de gaz échangé dans les hubs européens a augmenté de 25 % en 2014, atteignant plus de {{unité|40000|[[TWh]]}}, un nouveau record.En 2017, L'Union européenne dépend à 65 % d'un gaz importé, notamment de [[Russie]]. Jusqu'à 90 % du gaz consommé dans l'UE a traversé au moins une frontière, ce qui la rend vulnérable à une crise gazière<ref name=AFPsept2017>[[Agence France-Presse|AFP]] et Connaissance des énergies, « [https://www.connaissancedesenergies.org/afp/le-parlement-enterine-la-cooperation-europeenne-en-cas-de-crise-du-gaz-170912 Le Parlement entérine la coopération européenne en cas de crise du gaz] », sur connaissancedesenergies.org, 12 septembre 2017.</ref>.En 2023, les principaux pays exportateurs de gaz naturel à destination de l’UE sont la Norvège (30,30 %) et les États-Unis (19,40 %). La part de gaz en provenance de la Russie a fortement diminué depuis l’[[Invasion de l'Ukraine par la Russie|invasion de l’Ukraine]] en 2022, passant de 40 % à 8 %<ref>{{Lien web |langue=fr |titre=Des données révèlent une très forte dépendance énergétique dans l'UE |url=https://fr.euronews.com/my-europe/2024/12/04/des-donnees-revelent-une-tres-forte-dependance-energetique-dans-lue |site=[[Euronews]] |date=2024-12-04 |consulté le=2025-02-11}}.</ref>{{,}}<ref>{{Lien web |langue=fr |titre=D'où provient le gaz de l'UE? |url=https://www.consilium.europa.eu/fr/infographics/where-does-the-eu-s-gas-come-from/ |site=[[Conseil de l'Union européenne]] |consulté le=2025-02-11}}.</ref>.

En 2022, l’UE consomme 350 milliards de mètres cubes de gaz naturel<ref>{{Lien web |langue=fr |titre=D'où provient le gaz de l'UE ? |url=https://www.consilium.europa.eu/fr/infographics/where-does-the-eu-s-gas-come-from/ |site=[[Conseil de l'Union européenne]] |consulté le=2025-02-11}}.</ref>.

==== Historique ====
Le [[Groningue (gisement)|gaz du gisement de Groningue]] (« gaz L ») fut utilisé massivement après sa découverte en 1959. Puis la découverte et l'exploitation des gisements anglais et norvégiens et l'arrivée de fournisseurs hors de l'[[espace économique européen]] (Russie principalement), l'utilisation de [[gaz naturel liquéfié]] (GNL) et les restrictions des années 1970 d'exportation du ''gaz L'' aux Pays-Bas ont diminué l'importance du ''gaz L'' en Europe<ref name="CREG">[http://www.creg.info/pdf/Etudes/F313FR.pdf Étude (F)040617-CDC-313 relative à la concurrence sur le marché du gaz L] {{pdf}}, [[Commission de régulation de l'électricité et du gaz (Belgique)|CREG]], 17 juin 2004, 36 pages.</ref>.

Sous l'égide de la [[Commission européenne]] (CE), un Forum européen de régulation du gaz (dit « Forum de Madrid ») se réunit deux fois l'an depuis 1999. Des représentants des autorités nationales de régulation, des gouvernements, de la Commission européenne, les gestionnaires de réseau de transport du gaz, des vendeurs et négociants de gaz, des consommateurs et des utilisateurs du réseau gazier et des marchés d'échange de gaz y discutent de la mise en place d'un ''marché intérieur du gaz''. En 2013, ils négocient la tarification des échanges transfrontaliers, la gestion des {{Citation|faibles capacités d'interconnexion}} et d'autres verrous techniques ou commerciaux faisant obstacle au marché intérieur gazier. En 2013, un règlement impose comme priorité le développement de l'interconnexion transfrontalière des réseaux énergétiques (gaz, pétrole, électricité).

Le lobby industriel gazier est notamment représenté au Forum de Madrid par l'association [[Eurogas]]. Elle défend les intérêts des principaux industriels et associations de l'industrie gazière européenne. Présidée par [[Jean-François Cirelli]], vice-président de [[Engie|GDF Suez]], elle est aussi présent dans le {{langue|en|Gas Coordination Group}}, le {{langue|en|Citizens Energy Forum}} et d'autres groupes d'intérêts.

En 2013, Eurogas estimait que la part du gaz russe dans les 28 pays de l'UE a atteint 27 % (contre 23 % en 2012) ; alors que la consommation gazière de l'UE diminuait pour la troisième année consécutive, baissant de 1,4 % à 462 milliards de mètres cubes, après des baisses de 10 % et 2 % en 2011 et 2012 ; la production européenne de gaz a décliné (de 1 % passant à 156 milliards de mètres cubes) mais reste la première source (33 % de la consommation, comme en 2012) de l'UE ; la Norvège a elle aussi légèrement augmenté sa part (23 % contre 22 % en 2012), tandis que le troisième fournisseur, l'Algérie, a vu sa part baisser de 9 à 8 % ; le [[Qatar]], qui envoie du gaz sous sa forme liquéfiée ([[gaz de pétrole liquéfié]]), n'a représenté que 4 % en 2013 (contre 6 % en 2012), alors que le GNL trouve des débouchés plus rémunérateurs en Asie ; la part de la Russie remonte à environ 40 % des importations de l'UE, alors que la tendance était plutôt à un déclin au cours de la décennie précédent ; le déclin de la demande gazière dans le mix électrique est partiellement attribué à la concurrence des [[Énergie renouvelable|énergies renouvelables]] subventionnées, mais aussi aux bas prix du charbon ; en 2012, le gaz a représenté 23,1 % de la consommation d'énergie primaire dans l'UE<ref name="challenges 04/2014">[https://www.challenges.fr/economie/20140318.CHA1670/en-2013-les-europeens-ont-davantage-consomme-de-gaz-russe.html En 2013, l'UE a encore augmenté sa consommation de gaz... russe] {{Lien archive|url=https://www.challenges.fr/economie/20140318.CHA1670/en-2013-les-europeens-ont-davantage-consomme-de-gaz-russe.html |titre=Copie archivée |horodatage archive=20180806135409 }}, ''Challenges'' (consulté le 14 avril 2014).</ref>.

La consommation européenne gazière a chuté de 11 % en 2014 ; ni la crise de 2009, ni l'année noire 2011 n’avaient provoqué une telle débâcle : la consommation avait alors respectivement reculé de 7,2 % et de 9,5 %, sans toutefois se redresser ensuite : la baisse a été de 3,7 % en 2012 et de 1,3 % en 2013. La douceur du climat explique une partie de cette baisse, car elle pèse sur les besoins en chauffage des Européens : au premier semestre, le recul s’est élevé à 18 % ; cet effet climat est venu s’ajouter à la baisse de la consommation des industriels liée au ralentissement économique et à la moindre utilisation du gaz pour la production d’électricité, où il est concurrencé par les énergies renouvelables et un [[charbon]] meilleur marché. Selon GDF Suez, les énergéticiens européens ont fermé {{unité|70|gigawatts}} de capacités de centrales à gaz ces dernières années<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0203950050828-gaz-naturel-leurope-senfonce-dans-la-crise-1066230.php Gaz naturel : l’Europe s’enfonce dans la crise], ''[[Les Échos]]'', 20 novembre 2014.</ref>.

[[Gazprom]], principal fournisseur de gaz de l'UE, a annoncé en janvier 2015 à ses clients qu'ils devront aller chercher leur gaz à leurs frais en Turquie, appelée à remplacer l'Ukraine comme zone de transit après l'abandon par la Russie du projet de gazoduc [[South Stream]]. Or GDF Suez, [[ENI (entreprise)|ENI]], [[E.ON]] et autres gaziers européens disposent de contrats de long terme prévoyant que Gazprom leur livre du gaz en des points précis, et non à la frontière gréco-turque. Gazprom devrait alors payer des pénalités énormes. Les pays européens sont diversement concernés par ce bras de fer : le Royaume-Uni, la Belgique et les Pays-Bas n'achètent pas de gaz russe, la Pologne et l'Allemagne sont approvisionnés via le Belarus ; mais l'Autriche, la Slovaquie, la République tchèque, tous les pays du sud et du sud-est de l'Europe, ainsi que des clients italiens ou français, sont concernés<ref>[https://www.lesechos.fr/journal20150116/lec1_monde/0204084312345-transit-du-gaz-par-la-turquie-le-poker-menteur-de-gazprom-1083811.php Transit du gaz par la Turquie : le poker menteur de Gazprom], ''[[Les Échos]]'', 16 janvier 2015.</ref>.

Le principe de solidarité entre États-membres en cas de crise du gaz a été validé par les [[eurodéputé]]s (en {{date-|septembre 2017}}). Une nouvelle législation vise « une plus grande transparence » et une moindre dépendance énergétique de l'UE ; les États devront en cas de crise (mais en « dernier recours ») partager leurs réseaux gaziers dans le cadre d’une « coopération régionale » prévoyant par « blocs régionaux » des « corridors d'approvisionnement d'urgence » et des « clients protégés par solidarité » (clients ciblés, ménages ou services publics tels que des hôpitaux)<ref name=AFPsept2017/>. Des compensations sont prévues pour ceux qui auront à aider leurs voisins<ref name=AFPsept2017/>. Chaque État-membre doit rédiger (avec l'aide de la Commission) un Plan de prévention et d'urgence en cas de pénurie<ref name=AFPsept2017/>. Les compagnies gazières devront notifier ceux de leurs contrats à long-terme dits {{Citation|pertinents pour la sécurité de l'approvisionnement}} (c'est-à-dire représentant 28 % de la consommation annuelle de gaz d'un État-membre)<ref name=AFPsept2017/>.

La réglementation environnementale 2020 (RE 2020) entrainera la disparition progressive des logements neufs chauffés au gaz naturel en France, un mouvement déjà engagé en Suède, aux Pays-Bas et au Royaume-Uni qui ont adopté des réglementations similaires<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/immobilier-btp/exclusif-immobilier-le-chauffage-au-gaz-proscrit-des-maisons-neuves-des-2021-1267599 Le chauffage au gaz bientôt proscrit des logements neufs], ''[[Les Échos]]'', 24 novembre 2020.</ref>.

Le programme de [[transition énergétique]] accélérée de l'UE {{langue|en|[[Fit for 55]]}} risque d'accroître la dépendance de l'UE aux importations : le scénario de l'association {{langue|de|Agora Energiewende}} sur la stratégie allemande de [[neutralité carbone]] en 2050 prévoit que, dans la phase intermédiaire de la transition, la production d'électricité à partir de gaz naturel augmentera de 70 % (de {{unité|79 TWh}} en 2018 à {{unité|134 TWh}} en 2030), puis en 2050 une demande annuelle d'hydrogène et autres carburants synthétiques de {{unité|432 TWh}}, dont {{unité|348 TWh}} (80,5 %) devront être importés<ref>{{en}} [https://static.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2020/2020_10_KNDE/A-EW_193_KNDE_Executive-Summary_EN_WEB.pdf « Towards a Climate-Neutral Germany »] {{pdf}}, {{langue|de|Agora Energiewende}}, juin 2021, pages 24 et 26.</ref>.

L'[[Invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022|invasion de l'Ukraine par la Russie]], qui commence le {{date|24 février 2022}}, suscite de nouvelles sanctions économiques de l'Europe contre la Russie. Le projet de gazoduc [[Nord Stream|Nord {{nobr|Stream 2}}]] est suspendu. La question de la dépendance de l'Europe au gaz russe est soulevée à la fois par la volonté de l'Europe de s'en départir et par la menace de la Russie de couper le flux vers l'Europe en représailles. Le prix du gaz en Europe atteint des niveaux record<ref>{{Lien web |titre=Europe : les prix du pétrole et du gaz s'envolent, celui du carbone s’effondre |url=https://www.latribune.fr/economie/union-europeenne/europe-les-prix-du-petrole-et-du-gaz-s-envolent-celui-du-carbone-s-effondre-905679.html |périodique=[[La Tribune (France, 1985)|La Tribune]] |date=08-03-2022}}.</ref>. Des réflexions s'engagent sur la capacité de l'Europe à compenser ce manque par des livraisons de GNL, un recours accru au charbon et au nucléaire pour la production d'électricité et des réductions d'activité dans les industries consommatrices de gaz, mais ces solutions d'urgence coûteraient très cher et pourraient causer une récession, alors que les économies sortent juste de [[Crise économique liée à la pandémie de Covid-19|celle liée à la pandémie de Covid-19]]<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/enjeux-internationaux/leurope-pourrait-compenser-une-coupure-du-gaz-russe-mais-au-prix-fort-1385145 L'Europe pourrait compenser une coupure du gaz russe mais au prix fort], ''[[Les Échos]]'', 7 février 2022.</ref>{{,}}<ref>{{Lien web |url=https://www.lemonde.fr/economie/article/2022/03/08/comment-l-europe-peut-reduire-sa-dependance-au-gaz-russe_6116588_3234.html|titre=Guerre en Ukraine : comment l’Europe peut réduire son ultradépendance au gaz de la Russie |site=[[Le Monde]]|date=08-03-2022}}.</ref>{{,}}<ref>{{Lien web|url=https://www.francetvinfo.fr/monde/europe/manifestations-en-ukraine/guerre-en-ukraine-washington-estime-que-le-gazoduc-nord-stream-2-est-mort_4998948.html|titre=Guerre en Ukraine : Washington estime que le gazoduc Nord Stream 2 est "mort" et ne pourra pas "être ressuscité"|site=[[France Info (offre globale)|France Info]] |date=09-03-2022}}.</ref>.

Dans un rapport publié début novembre 2022, l'[[Agence internationale de l'énergie]] appelle l'Europe à prendre des mesures immédiates pour éviter toute pénurie de gaz durant l'hiver 2023-2024. En 2022, l'Europe a profité de plusieurs facteurs favorables : la demande s'est effondrée en Chine, minée par le ralentissement économique et les nouveaux confinements décrétés, et le gaz russe a continué à arriver par gazoduc. Ce ne devrait plus être le cas en 2023, où la Chine pourrait capter 85 % de la croissance mondiale du marché du GNL en 2023. L'AIE estime la réduction de consommation nécessaire à 13 %<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/gaz-leurope-plus-que-jamais-sous-la-menace-pour-lhiver-2023-204-1875570 Gaz : l'Europe plus que jamais sous la menace pour l'hiver 2023-2024], ''[[Les Échos]]'', 3 novembre 2022.</ref>.

Le rapport de l'Union européenne sur l'état de l'union de l'énergie, publié le 11 septembre 2024, constate que l'UE est parvenue à faire baisser sa demande de gaz de 18 % depuis l'invasion de l'Ukraine, dépassant l'objectif de 15 % fixé en 2022. La part des importations de gaz russe dans les importations totales de l'UE est tombée de 45 % en 2021 à 18 % en {{date|juin 2024}}<ref>Fabienne Schmitt, [https://www.lesechos.fr/monde/europe/leurope-a-drastiquement-reduit-sa-consommation-de-gaz-depuis-linvasion-de-lukraine-2118375 L'Europe a drastiquement réduit sa consommation de gaz depuis l'invasion de l'Ukraine], ''[[Les Échos]]'', 11 septembre 2024.</ref>.

En 2024, la part du gaz russe dans les importations européennes de gaz est remontée à 18 % contre 14 % en 2023, en grande partie grâce à son prix attractif. Les importations par gazoduc (Slovaquie, Hongrie et Autriche) ont augmenté de 19 % sur les trois premiers trimestres selon le Bruegel Institute, et celles de GNL sont passées à plus de {{unité|17 Mt}} en 2024 contre {{unité|15,2 Mt}} en 2023 selon Kpler<ref>Nicolas Rauline, [https://www.lesechos.fr/monde/europe/pourquoi-les-importations-de-gaz-russe-repartent-a-la-hausse-en-europe-2139853 Pourquoi les importations de gaz russe repartent à la hausse en Europe], ''[[Les Échos]]'', 30 décembre 2024.</ref>.

==== Économie du gaz en Belgique ====
Deux types de gaz sont fournis sur le marché belge : le ''gaz riche'' ou ''gaz H'' (gaz issus du Royaume-Uni, de Norvège et de Russie ainsi que le [[Gaz naturel liquéfié|GNL]]), et le ''gaz L'' ([[Groningue (gisement)|gaz de Slochteren]]). Le gaz H a un [[Pouvoir calorifique supérieur|PCS]] de {{unité|11.630|kWh/Nm3}}, le gaz L a un PCS de {{unité|9.769|kWh/Nm3}}. Cette différence de pouvoir calorifique nécessite un acheminement du gaz H et du gaz L par des réseaux de canalisation différents et divise les utilisateurs belges en consommateur de gaz L et consommateur de gaz H. L'organisation du marché du gaz est dévolue au [[Commission de régulation de l'électricité et du gaz (Belgique)|CREG]], ''Commission de régulation de l'électricité et du gaz''<ref name="CREG"/>. D'ici 2030, la Belgique ne se fournira plus qu'en ''gaz riche'' car les Pays-Bas prévoient de diminuer, puis d'arrêter leur production de ''gaz pauvre''. Une phase transitoire est en cours pour changer l’approvisionnement<ref>[https://www.legazchange.be/fr La moitié des consommateurs de gaz belges passent à une autre sorte de gaz], legazchange.be, 2017.</ref>.

===== Infrastructures gazières =====
* [[Berendrecht-Zandvliet-Lillo|Zandvliet]] et [[Poppel]], deux points où arrivent le gaz en provenance des Pays-Bas (Gaz L). Capacité utilisable : {{Unité|3285 kNm3/h}}, dont une partie est acheminée vers la France ({{Unité|1750 kNm3/h}})<ref name="CREG"/>.
* Terminal GNL à [[Zeebruges]] ({{Lien|Zeebrugge Hub}}) : reçoit les gaz provenant du Royaume-Uni ([[National Balancing Point]] via {{Lien|lang=en|trad=Interconnector (North Sea)|fr=Interconnector|texte=Interconnector}}), de Norvège ({{lien|langue=en|trad=zeepipe}}), d'Algérie et du Qatar ([[Gaz naturel liquéfié|GNL]] acheminé par [[méthanier]])<ref name="CREG"/>.
* [[Berneau]], point où arrive le gaz en provenance d'Allemagne, de Norvège et de Russie (Gaz H)<ref name="CREG"/>.

Stockage à [[Bruges]], [[Anvers]] (Wuustwezel) et [[Anderlues]]<ref name="CREG"/>.

Stations de compression à [[Poppel]], [[Winksele]], [[Berneau]] et [[Sinsin]]<ref name="CREG"/>.

===== Réseau de transport =====
Le [[gestionnaire de réseau de transport]] est [[Fluxys]] ([[GDF Suez]])<ref>[http://www.creg.be/fr/transportg1.html Gestionnaires du réseau de transport, de l'installation de stockage et de l'installation de GNL] sur le site du [http://www.creg.be CREG]</ref>.

===== Réseau de distribution =====
Le [[gestionnaire de réseau de distribution]] est [[Distrigaz]] ([[Ente nazionale idrocarburi]]).

==== Économie du gaz en France ====

==== Infrastructures gazières ====
Les infrastructures comprennent<ref name=cre-infrastructures>[http://www.cre.fr/reseaux/infrastructures-gazieres/description-generale#section1 Les infrastructures gazières], [[Commission de régulation de l'énergie]].</ref> :
* les [[Pipeline (transport par canalisation)|réseaux de transport]] ;
* les réseaux de distribution ;
* les sites de stockage ;
* les [[terminal méthanier|terminaux méthaniers]].

Les terminaux méthaniers sont au nombre de quatre : [[Terminal méthanier de Fos-Tonkin|Fos-Tonkin]], [[Terminal méthanier de Fos-Cavaou|Fos-Cavaou]], [[Terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne|Montoir-de-Bretagne]] (près de [[Saint-Nazaire]]) et [[Terminal méthanier de Loon-Plage|Loon-Plage]] (près de Dunkerque). {{refnec|Deux autres projets sont en cours de développement au [[port du Havre-Antifer]] et à [[Fos-sur-Mer]] (projet ''Fos-Faster'')}}.

Les [[gazoduc]]s internationaux et les terminaux méthaniers sont reliés, au niveau des frontières et des ports (la France importe 98 % du gaz naturel qu'elle consomme) au réseau de transport principal, qui se subdivise en un réseau de transport régional.

Alors que le [[Réseau électrique#Le réseau de transport|réseau de transport d'électricité]] est géré en France par un seul opérateur, [[RTE (entreprise)|RTE]], les échanges de gaz sont organisés autour de trois zones d'équilibrage du réseau de transport. Les expéditeurs peuvent faire circuler leur gaz librement à l'intérieur d'une zone d'équilibre, en payant uniquement à l’entrée et à la sortie :
* la zone nord, au nord d'une ligne allant de la [[Vendée (département)|Vendée]] au [[Doubs (département)|Doubs]], est gérée par [[GRTgaz]] ;
* la zone sud, qui comprend le centre-ouest, le Massif central et un grand quart sud-est, relève également de GRTgaz ;
* la zone sud-ouest est opérée par [[Teréga]] (ex-[[TIGF]]).

Le réseau de distribution achemine le gaz depuis les grandes infrastructures du réseau de transport jusqu'aux consommateurs. Vingt-cinq entreprises de distribution de gaz assurent ce service. [[GrDF]] assure la distribution de 96 % du marché français<ref>{{Lien web |langue=fr |titre=La consommation de gaz du réseau GRDF a représenté 12 % des émissions de gaz à effet de serre de la France en 2023 |url=https://www.lefigaro.fr/flash-eco/la-consommation-de-gaz-du-reseau-grdf-a-represente-12-des-emissions-de-gaz-a-effet-de-serre-de-la-france-en-2023-20240404 |site=Le Figaro |date=2024-04-04 |consulté le=2025-02-18}}.</ref>. S'y ajoutent vingt-deux [[entreprises locales de distribution]] et trois « nouveaux entrants »{{refnec}}.

[[Storengy]], filiale d'[[Engie]], ainsi que Teréga (ex-[[TIGF]]), filiale de [[Snam]], [[GIC Private Limited|GIC]], [[Électricité de France|EDF]] et [[Predica]]<ref>[http://geoscopie.fr/articles/total_la_cession_de_tigf_est_signee-a146906.html geoscopie.fr] (Enerzine.com).</ref>{{,}}<ref>[http://www.bfmtv.com/economie/total-finalise-cession-tigf-a-un-consortium-reunissant-snam-gic-edf-570972.html Total finalise la cession de TIGF à un consortium réunissant Snam, GIC et EDF], BMFTV, citant ''Dow Jones Newswires'', 30 juillet 2013 (consulté le 18 novembre 2013).</ref>, possèdent des installations de stockage de gaz réparties dans les différentes zones d'équilibre.

===== Marchés de gros =====
Les opérateurs achètent du gaz sur les marchés de gros<ref>[http://www.cre.fr/marches/marche-de-gros/marche-du-gaz Marché de gros du gaz], Commission de régulation de l'énergie.</ref> :
* soit au gré à gré, via des contrats de long terme qui permettent de garantir les approvisionnements. Le producteur s'engage à livrer des quantités de gaz que le client s'engage à acheter ;
* soit via un marché intermédié. Des plateformes de négociations, telles que [[Powernext]], permettent d'échanger des contrats ''spot'' de court terme ou des contrats de plus long terme.

Le prix de gros du gaz est fixé sur les cours des produits pétroliers, avec en général trois à six mois de décalage.

===== Marché de détail et prix du gaz =====
{{Article détaillé|Marché du gaz en France}}
Les clients en France peuvent choisir entre un tarif réglementé ou un prix de marché<ref>[http://www.cre.fr/marches/marche-de-detail/marche-du-gaz Marché de détail du gaz], [[Commission de régulation de l'énergie]].</ref>.

Au {{date-|30 septembre 2014}}, le nombre de consommateurs restés au tarif réglementé était de 7,39 millions contre 9,5 millions en 2010 ; sur les 3,2 millions de particuliers ayant abandonné le tarif réglementé, près de 90 % ont opté pour des offres à prix fixes, en particulier celles d'[[EDF]] (1 million de clients gaz), de [[GDF Suez]] lui-même (1,5 million) et de [[Lampiris]] ({{unité|109000|clients}}) qui a remporté en {{date-|janvier 2015}} l’appel d’offres d’[[UFC Que choisir]] pour un achat groupé qui permettra aux souscripteurs de bénéficier pendant un an d’un tarif fixe égal au tarif réglementé de vente de {{date-|janvier 2015}} décoté de 13 % ; [[ENI (entreprise)|ENI]] et [[Direct Energie]] proposent aussi des tarifs indexés sur le tarif réglementé, avec un rabais entre – 10 et – 1 %, mais la formule à prix fixes a été choisie par 80 % des {{unité|400000|clients}} d'ENI et 10 % des {{unité|300000|clients}} de Direct Energie<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0204110622377-les-offres-a-prix-fixe-sont-devenues-incontournables-1087062.php Gaz : les offres à prix fixe sont devenues incontournables], ''[[Les Échos]]'', 26 janvier 2015.</ref>.

Sur les quelque 10,6 millions d’abonnés particuliers au gaz à fin {{date-|septembre 2014}}, le fournisseur historique GDF Suez, seul habilité à proposer le tarif réglementé, en capte encore 8,9 millions (soit 84 %), qu’ils soient au tarif réglementé ou en offre de marché. EDF s’arroge la première place des fournisseurs « alternatifs », avec 9,5 % des parts de marché du nombre total de sites, et 60 % des parts de marché des fournisseurs alternatifs. En volume, la part de marché d’EDF est de 8 % ({{unité|10|TWh}} sur {{unité|125|TWh}})<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0204110636410-gaz-edf-franchit-le-cap-du-million-de-clients-particuliers-1087063.php Gaz : EDF franchit le cap du million de clients particuliers], ''[[Les Échos]]'', 26 janvier 2015.</ref>.

Les tarifs réglementés de vente de gaz doivent en principe couvrir les coûts de fourniture des opérateurs (loi du {{date-|3 janvier 2003}}<ref>{{Légifrance|base=JORF|numéro=ECOX0200139L|texte=Loi {{n°}}2003-8 du 3 janvier 2003}} relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie.</ref>). Ces tarifs sont fixés par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie, sur avis de la CRE.

Le tarif réglementé comme le prix de marché pour le particulier s'analyse comme la somme :
* du tarif d'utilisation des réseaux, fixé par le gouvernement sur proposition de la [[Commission de régulation de l'énergie]] (CRE) ;
* du coût d'utilisation des stockages, fixé par l'opérateur ;
* et du tarif de fourniture.

L'[[Autorité de la concurrence (France)|Autorité de la concurrence]] a rendu en 2013 un avis préconisant la suppression progressive des tarifs réglementés du gaz, en commençant par les consommateurs industriels ; elle considère que ces tarifs constituent le principal facteur de dysfonctionnement du marché de la fourniture de gaz, qu’ils dissuadent les fournisseurs alternatifs de pénétrer le marché pour faire concurrence à GDF et EDF, alors même que ces nouveaux entrants pourraient stimuler la concurrence en promouvant des offres de marché moins chères que les tarifs réglementés<ref>[http://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/20130418trib000760232/l-autorite-de-la-concurrence-prone-la-fin-des-tarifs-reglementes-du-gaz.html L'Autorité de la concurrence prône la fin des tarifs réglementés du gaz], sur le site du journal ''La Tribune''.</ref>{{,}}<ref>[http://www.atlantico.fr/decryptage/tarifs-reglementes-ont-pour-effet-pervers-gonfler-prix-olivier-babeau-703983.html Les tarifs réglementés ont-ils pour effet pervers de gonfler les prix ?], sur [[Atlantico]].</ref>.

La formule de calcul des tarifs réglementés a été modifiée par la [[Commission de régulation de l'énergie|CRE]] durant l'été 2014 : la part d'indexation sur les prix du marché de gros a été portée de 45,8 % à 60 %<ref>[http://www.latribune.fr/journal/edition-du-04092014/entreprises-2/393744-le-prix-du-gaz-devrait-augmenter-de-3-9-des-l-automne.html Le prix du gaz devrait augmenter de 3,9% dès l'automne], ''La Tribune'', 3 septembre 2014</ref>.

Au {{date-|1 janvier 2015}}, les tarifs réglementés ont été supprimés pour les professionnels abonnés au gaz dont la consommation annuelle est supérieure à 200 [[Kilowatt-heure|MWh]] ; ils devaient avoir d'ici là souscrit à une offre de marché ; {{formatnum:40000}} sites sont concernés : acteurs publics (hôpitaux, écoles, maisons de retraite, etc) mais aussi des milliers de petites entreprises, ou des grosses copropriétés. Depuis la promulgation de la loi sur la consommation du {{date-|18 mars 2014}}, qui a fixé cette échéance cruciale pour l’ouverture des marchés de l’énergie, {{formatnum:20000}} sites ont déjà basculé sur les offres de marché. Au {{date-|1 janvier 2016}}, les tarifs réglementés seront supprimés pour les {{formatnum:105000}} professionnels dont la consommation dépasse {{unité|30|MWh}} par an<ref>[https://www.lesechos.fr/pme-innovation/actualite-pme/0203959681537-gaz-echeance-cruciale-pour-des-milliers-de-pme-1067211.php Gaz  : échéance cruciale pour des milliers de PME], ''[[Les Échos]]'', 23 novembre 2014.</ref>. Au {{date-|23 décembre 2014}}, {{formatnum:26000}} sites n'avaient pas souscrit à une offre de marché ; ils ont basculé automatiquement vers une offre de marché transitoire de six mois par l'opérateur historique, dont les prix seraient en moyenne supérieurs de 3 % aux ex-tarifs réglementés. Les fournisseurs alternatifs de gaz ont été débordés par les demandes, en particulier les appels d'offres des consommateurs publics ; par ailleurs, la plupart des offres sont à prix fixes, ce qui est illégal pour les entités publiques<ref>[https://www.lesechos.fr/journal20150102/lec2_industrie_et_services/0204038578143-gaz-la-fin-tumultueuse-des-tarifs-reglementes-1079590.php Gaz : la fin tumultueuse des tarifs réglementés], ''[[Les Échos]]'', 2 janvier 2015.</ref>.

Les tarifs réglementés du gaz baissent de 3,5 % au {{date-|1 mars 2015}} ; ils sont en effet indexés à 40 % sur les cours du pétrole, qui ont chuté de 60 % entre juin et {{date-|décembre 2014}} ; la formule de calcul des tarifs du gaz répercute l'évolution des cours du brut avec six à huit mois de retard ; de ce fait, les tarifs du gaz devraient reculer de 8 à 9 % entre {{date-|janvier 2015}} et {{date-|juillet 2015}}. En 2014, le tarif réglementé avait perdu environ 7 % jusqu'en septembre, puis avait rebondi à compter du {{1er}} octobre pour terminer à -2,1 % sur l'année ; ce rebond était lié à l'évolution des prix du marché de gros du gaz, qui pèse pour 60 % dans la formule de calcul des tarifs ; or les prix du marché augmentent en hiver du fait de la demande pour le chauffage. La baisse des tarifs depuis le début 2014 a permis au gouvernement d'introduire la taxe carbone en {{date-|avril 2014}} et de l'augmenter au {{date-|1 janvier 2015}} (+1,8 % sur le prix total)<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0204165786319-les-tarifs-du-gaz-en-france-afficheront-une-baisse-record-le-1er-mars-1094168.php Les tarifs du gaz en France afficheront une baisse record le {{1er}} mars], ''[[Les Échos]]'', 17 février 2015.</ref>.

La [[Commission de régulation de l'énergie]] a proposé en {{date-|mai 2015}} de porter la part du prix du marché dans la formule d'indexation des tarifs réglementés à un niveau compris entre 70 % et 80 %, contre 59,8 % actuellement, modification qui reflète l'évolution des conditions d'approvisionnement d'Engie. Par ailleurs, l’évolution du coût des infrastructures à prendre en compte au {{1er}} juillet devrait entraîner une hausse en moyenne de 2,3 % des tarifs réglementés<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/02194540607-vers-plus-de-volatilite-dans-les-tarifs-du-gaz-pour-les-menages-1122910.php Vers plus de volatilité dans les tarifs du gaz pour les ménages], ''[[Les Échos]]'', 27 mai 2015.</ref>.

===== Programmation pluriannuelle de l'énergie =====
La [[programmation pluriannuelle de l'énergie]] (PPE), dans sa version quasi-définitive publiée le {{date|20 janvier 2020}}, prévoit un recul des volumes de gaz consommés de 22 % d'ici à 2028, car {{citation|le gaz naturel est une énergie fossile qui, à ce titre, devra être supprimée du mix énergétique de 2050}}. Le gouvernement compte pour cela sur les actions d'[[Efficacité énergétique (économie)|efficacité énergétique]], en particulier dans le bâtiment. Pour le développement de la [[méthanisation en France]], l'objectif de montée en puissance du gaz renouvelable est de passer de {{unité|1,2 TWh}} de biogaz injectés dans le réseau en 2018 à {{unité|6 TWh}} en 2023. Il représenterait 6 à 8 % de la consommation de gaz dans dix ans et la prévision de [[tarif d'achat]] auprès des producteurs est relevée à {{unité|75 €/MWh}} en moyenne en 2023 au lieu de {{unité|67 €/MWh}} prévus auparavant<ref>{{lien web|url=https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/la-france-devra-reduire-sa-consommation-de-gaz-de-20-en-dix-ans-1164626|titre=La France devra réduire sa consommation de gaz de 20 % en dix ans|éditeur=''Les Échos''|date=21 janvier 2020}}.</ref>.

== Utilisation ==
=== Matière première de l'industrie chimique et pétrochimique ===
Le gaz naturel est aujourd'hui la matière première d'une bonne partie de l'industrie chimique et pétrochimique : à la quasi-totalité de la production d'[[hydrogène]], de [[méthanol]] et d'[[ammoniac]], trois produits de base, qui à leur tour servent dans diverses industries :
* [[engrais]] ;
* [[Résine (constituant)|résines]] ;
* [[matière plastique|plastiques]] ;
* [[solvant]]s ;
* [[raffinage du pétrole]].

Ci-après est présentée la chimie du méthane dans l'industrie pétrochimique :

[[Fichier:Ttd-paris-chimie-methane.jpg|thumb|center|upright=2]]

=== Utilisation comme carburant ===
{{Article détaillé|Gaz naturel pour véhicules}}
En 2015, {{nobr|22,4 millions}} de [[Gaz naturel pour véhicules|véhicules au gaz naturel]] roulent dans le monde, en particulier en Iran ({{nobr|4,1 millions}}), en Chine ({{nobr|4 millions}}), au Pakistan ({{nobr|3,7 millions}}), en Argentine ({{nobr|2,5 millions}}), au Brésil ({{nobr|1,8 million}}), en Inde ({{nobr|1,8 million}}) et en Italie ({{nobr|0,89 million}})<ref>{{en}} [http://www.ngvjournal.com/worldwide-ngv-statistics/ Worldwide NGV statistics], NGVJournal (Journal du véhicule à gaz naturel).</ref>.

Le gaz naturel est un carburant de véhicules routiers ou industriels sous forme comprimée à {{unité|200 bars}} (GNC) ou liquéfiée à {{tmp|-163|°C}} (GNL). Le [[biogaz]], issu de la valorisation de [[déchet organique|déchets organiques]] par [[méthanisation]], une fois [[épuration du biogaz|épuré]] en [[biométhane]] est équivalent au gaz naturel et peut aussi être utilisé, comprimé ou liquéfié . La combustion du gaz naturel et du biométhane est chimiquement beaucoup plus propre que celle des carburants classiques {{refnec|({{CO2}} : -25 % ''vs'' l’essence, pas de particules, oxydes d’azote : -80 %)}} et {{refnec|les moteurs fonctionnant au GNV sont deux fois plus silencieux}}. Ainsi, trouve-t-on en Europe des véhicules et utilitaires légers, des engins spéciaux et de propreté, des camions, bus et bennes à ordures ménagères fonctionnant au gaz. Leur autonomie s’étend de {{unité|300|km}} pour les véhicules légers au GNC à {{Unité|1000 km}} pour les poids lourds au GNL.

=== Source d'hydrogène pour une pile à combustible ===
Le gaz naturel est aussi l'une des sources possibles d'hydrogène pour les [[piles à combustible]]<ref>{{Article|langue=fr|prénom1=|nom1= |titre=Une première en France : des piles à combustible au gaz naturel expérimentées en conditions réelles |date=2014-10-22|lire en ligne=https://www.lemoniteur.fr/article/une-premiere-en-france-des-piles-a-combustible-au-gaz-naturel-experimentees-en-conditions-reelles.1462304|périodique=[[Le Moniteur (France)|Le Moniteur]] |consulté le=2023-08-17}}</ref>.

En Europe depuis 2016, le programme PACE prévoit l'installation de {{nombre|2650|microgénérateurs}} dans l'Union, et une capacité de production d'au moins {{nombre|1000|machines}} par an en 2018 par quatre grands installateurs<ref name=BaActuJuin2018>[https://www.batiactu.com/edito/experimentation-elargie-pile-a-combustible-53416.php ''Expérimentation élargie pour la pile à combustible ''], BatiActu, 27/06/2018</ref>.

De 2018 à 2020, en France, l'[[Ademe]] s'est associée à [[GRDF]] pour tester durant trois ans une cinquantaine de piles au gaz naturel expérimentales qui fourniront en [[cogénération]] de l'électricité et de la chaleur dans des immeubles collectifs, des maisons ou de petites entreprises. De telles piles sont déjà courante au Japon (leader en la matière) et émergentes (dont en usage domestique) en Allemagne, où les piles ([[Viessmann]]) seront achetées. Leur rendement énergétique est de 1,4 à {{nobr|1,5 fois}} celui d'une [[chaudière à condensation]])<ref name=BaActuJuin2018/>.

En 2018 leur coût d'achat et de maintenance sur trois ans est encore d'environ {{euro|25000}} par unité, mais l'Ademe et GRDF prendront en charge {{euro|20000}} pour les {{nobr|50 installations}} et leur cœur doit être changé après une dizaine d'années<ref name=BaActuJuin2018/>. La part du [[biométhane]] dans les réseaux devrait s'accroître (objectif de 10 % en 2030 en France<ref>[http://atee.fr/biogaz/injection-du-biogaz-dans-le-r%C3%A9seau Injection du Biogaz dans le réseau], atee.fr, 26 juillet 2018, consulté le 24 août 2018.</ref>) tandis que les prix de l'électricité photovoltaïque devraient continuer à baisser, rendant la pile à combustible plus compétitive<ref name=BaActuJuin2018/>.

== Pouvoir calorifique ==
Le [[pouvoir calorifique]] d'un combustible est la quantité de chaleur exprimée en kWh ou MJ, qui serait dégagée par la combustion complète de {{unité|1|m|3}} normal (Nm{{3}}) de gaz sec dans l'air à une pression absolue constante et égale à {{unité|1.01325|bar}}, le gaz et l'air étant à une température initiale de {{tmp|0|°C}} (zéro degré Celsius), tous les produits de combustion étant ramenés à {{tmp|0|°C}} et une pression de {{unité|1.01325|bar}}.

Le pouvoir calorifique du gaz naturel s'exprime en [[mégajoule]] (MJ) ou kilowatt-heure (kWh) par [[normo mètre cube]] ({{nb|Nm3}}).

On distingue deux pouvoirs calorifiques :
: PCS = PCI + [[Enthalpie de changement d'état|Chaleur latente]] de condensation (ou de vaporisation) de l'eau

;[[pouvoir calorifique supérieur]] (PCS) : C'est la quantité de chaleur qui serait dégagée par la combustion complète d'un mètre cube normal de gaz. La vapeur d'eau formée pendant la combustion étant ramenée à l'état liquide et les autres produits de combustion étant à l'état gazeux.
;[[pouvoir calorifique inférieur]] (PCI) : Il se calcule en déduisant du PCS la chaleur de vaporisation ({{unité|2511|kJ/kg}}) de l'eau formée au cours de la combustion et éventuellement de l'eau contenue dans le combustible.
; Chaleur latente de condensation (ou de vaporisation) : La combustion d'un hydrocarbure génère, entre autres, de l'eau à l'état de vapeur. Pour la vaporisation de {{unité|1|kg}} d'eau, {{unité|2511|kJ}} de chaleur sont nécessaires. Cette énergie est perdue lorsque la vapeur d'eau contenue dans les gaz de combustion est évacuée avec ceux-ci par la cheminée, à moins de la récupérer, comme dans les chaudières à condensation, en condensant la vapeur d'eau contenue dans les gaz de combustion en les refroidissant par un échangeur de chaleur où circule l'eau froide : l'eau froide entrante récupère d'abord les calories de la vapeur qui s'est condensée avant d'être chauffée « pour de bon » dans le brûleur, et l'eau de combustion condensée est évacuée par un drain.

La récupération de chaleur de condensation est particulièrement judicieuse pour le gaz naturel, qui contient principalement du méthane, {{fchim|CH|4}}, gaz qui a la plus grande proportion d'atomes d'[[hydrogène]] par molécule ({{nombre|4|H}} pour un C). Cet hydrogène se combine avec l'oxygène au cours de la combustion pour produire de la chaleur et de l'eau, immédiatement vaporisée et mélangée avec les autres produits de combustion (essentiellement du {{CO2}}). Ce fort contenu hydrogène dans le gaz naturel conduit une part non négligeable (environ 10 %) de l'énergie libérée lors de la combustion à être absorbée par la vaporisation de l'eau. Ces 10 % absorbés sont en grande partie restitués dans les chaudières à condensation.

Rapport PCI/PCS pour le gaz naturel : environ 0,9028 (3,25/3,6)

Pour le gaz naturel, on distingue :
* les gaz « type B » (ou « type L »)<br />distribués dans le Nord de la France. Ils ont un pouvoir calorifique supérieur compris entre {{unité|9.5 et 10.5 kWh/Nm3}}. C'est essentiellement le cas du gaz de [[Groningue (gisement)|Groningue]] (en provenance des [[Pays-Bas]]). Ce gaz se distingue par sa teneur élevée en [[azote]].
* les gaz « type H »<br />distribués sur le reste du territoire français. Ils ont un pouvoir calorifique supérieur compris entre {{unité|10.7 et 12.8 kWh/Nm3}}.

Pour la plupart des appareils domestiques, ces deux types de gaz sont interchangeables, certains appareils nécessiteront cependant un réglage.

== Enjeux géopolitiques ==
[[Fichier:World - Natural Gas Production of Countries.png|upright=2|thumb|Pays classés par volume de gaz extrait (m{{3}}/an).]]
{{Section à sourcer|date=juillet 2017}}

Le gaz naturel, jusque dans les années 1970, présentait peu d'intérêt pour des raisons pratiques : difficile à transporter, moins énergétique que le charbon ou le fioul pour un même volume, dangereux à manipuler, il était souvent [[Torchage et rejet de gaz naturel|brûlé à la torche]].

À partir des deux [[chocs pétroliers]], le commerce du gaz naturel a pris de l'ampleur, {{pourquoi|mais la valorisation du gaz naturel, pour un même contenu énergétique, est toujours très inférieure à celle du pétrole}}. Les sites de grande taille et à proximité d'un port sont plus facilement rentables. Au {{s-|XXI}}, la géopolitique du gaz naturel présente {{lesquels|des points communs}} avec la [[géopolitique du pétrole]], mais toujours avec {{lesquelles|des différences importantes}} ; en particulier, le gaz naturel fait souvent l'objet de contrats à long terme pour financer les gazoducs ou les stations de liquéfaction, nécessaires à ce commerce. {{refnec|Ce mode de fonctionnement commercial rend le marché peu dynamique et concerne un petit nombre d'acteurs, ne facilitant pas son développement.}}

La dépendance de l'Europe au gaz russe pose un problème stratégique depuis les crises ukrainiennes répétées. En 2013, selon une étude d'[[Eurogas]], la part du gaz russe dans la consommation des 28 pays de l'[[Union européenne]] a atteint 27 %, contre 23 % en 2012 ; la consommation de gaz de l'UE a pourtant reculé, pour la troisième année de suite, baissant de 1,4 %, après des baisses de 10 % et 2 % en 2011 et 2012 ; la production de gaz sur le territoire de l'Union européenne a connu un déclin de 1 % mais reste la première source (33 % de la consommation, comme en 2012) ; la Norvège a légèrement augmenté sa part (23 % contre 22 % en 2012) ; la part de la Russie remonte à environ 40 % des importations de l'UE, alors que la tendance était plutôt à un déclin au cours de la dernière décennie<ref name="challenges 04/2014" />.

En {{date-|octobre 2015}}, un terminal maritime de [[gaz naturel liquéfié]] (GNL) a été mis en service à [[Świnoujście]], au Nord-Ouest de la Pologne, près de la frontière allemande. Il permet à la Pologne de s’approvisionner désormais par navires [[méthanier]]s auprès de nombreux pays tels que le Qatar ou le Nigeria. La mise en exploitation du terminal GNL de Świnoujście réduira sensiblement le risque de pressions russes et permettra surtout à la Pologne de choisir en toute indépendance ses fournisseurs et de négocier librement les prix. Le terminal aura une capacité de {{unité|5|milliards de m{{3}}}} par an, soit un tiers du gaz consommé par la Pologne, dont environ 40 % provient de Russie. Il permettra également d'approvisionner, via un gazoduc, les États baltes, dépendants de la Russie pour 30 % à 100 % de leurs achats de gaz, selon un protocole signé début {{date-|octobre 2015}} à Bruxelles ; l'[[Union européenne]] financera la moitié, de ce gazoduc<ref>[https://www.lesechos.fr/journal20151023/lec1_monde/021424259206-varsovie-semancipe-du-gaz-russe-1168479.php Varsovie s’émancipe du gaz russe], ''[[Les Échos]]'', 23 octobre 2015.</ref>.

La Lituanie a reçu le {{date-|21 août 2017}} son premier méthanier chargé de GNL en provenance des États-Unis. L'accord sur la livraison de GNL avait été signé fin {{date-|juin 2017}} avec le groupe américain Cheniere. Le gaz livré servira des clients lituaniens, mais aussi lettons et estoniens. À moyen terme, la Lituanie souhaite s'approvisionner à hauteur de 50 % en GNL, qui lui sera essentiellement fourni par le norvégien Statoil. Le solde sera fourni par un gazoduc la reliant à la Russie. La Lituanie a mis fin au monopole du russe Gazprom en 2014, avec l'ouverture du terminal gazier de Klapeida. En 2015, un accord a été signé à Bruxelles pour financer une interconnexion gazière entre la Lituanie et la Pologne, dont la construction devrait être achevée à l'horizon fin 2019. L'Union européenne promeut un gazoduc reliant l'Estonie à la Finlande, un autre projet prévoyant une interconnexion entre l'Estonie et la Lettonie<ref>[https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/030502617944-premiere-livraison-de-gnl-americain-a-la-lituanie-2108797.php La Lituanie s’affranchit du gaz russe avec du GNL américain], ''[[Les Échos]]'', 22 août 2017.</ref>.

Le [[Fonds monétaire international]] (FMI) publie le {{date|19 juillet 2022}} trois documents de travail sur l'impact économique d'un arrêt des livraisons de gaz russe aux pays de l'Union européenne (UE). Le FMI constate que les infrastructures européennes et l'approvisionnement mondial ont permis de surmonter une baisse de 60 % des livraisons de gaz russe depuis juin 2021. Il estime qu'une réduction du gaz russe allant jusqu'à 70 % pourrait être gérée à court terme grâce à d'autres sources d'approvisionnement et d'énergie et au fait que la hausse des prix de l'énergie réduirait la demande. Mais une interruption complète obligerait à une baisse de la consommation « d'hiver » (de début novembre jusqu'à fin mars) d'environ 12 %, soit {{unité|36 Gm3}}, et un hiver particulièrement rigoureux se traduirait par une économie forcée de {{unité|30 Gm3}} supplémentaires. Les pays les plus touchés seraient la Hongrie, la Slovaquie, la Tchéquie et l'Italie, qui pourraient subir une perte de PIB de 3 à 6 % ; l'Allemagne, l'Autriche, la Roumanie et la Slovénie verraient leur PIB baisser de 2 à 3 % ; la France, l'Espagne et le Royaume-Uni seraient peu touchés : environ un point de PIB<ref>[https://www.lesechos.fr/monde/europe/le-fmi-detaille-le-choc-que-provoquerait-une-rupture-totale-de-gaz-russe-pour-leurope-1777518 Les scénarios noirs du FMI pour une Europe privée de gaz russe cet hiver], ''[[Les Échos]]'', 20 juillet 2022.</ref>.

== Impacts environnementaux du gaz naturel ==
L'extraction, la distribution et l'utilisation finale du gaz naturel entraînent des émissions à la fois de [[gaz carbonique]] ({{CO2}}) lors de la combustion et de [[méthane]] {{CH4}} tout au long du cycle.

L'[[Agence internationale de l'énergie]] (AIE) évalue les émissions mondiales  de gaz à effet de serre dues à la combustion du gaz naturel à {{unité|7458 Mt}} (millions de tonnes) d'[[Équivalent CO2|équivalent {{CO2}}]] en 2022, contre {{unité|2049 Mt}} en 1971 et {{unité|3677 Mt}} en 1990 ; la progression depuis 1990 est de 103 %<ref name="GHGEn">{{Lien web |langue=en |titre=Greenhouse Gas Emissions from Energy |sous-titre=Highlights |site=[[Agence internationale de l'énergie]] |date=2 août 2024 |url=https://www.iea.org/data-and-statistics/data-product/greenhouse-gas-emissions-from-energy-highlights |format=xls}}.</ref>.

La gaz naturel était responsable de 21,3 % des émissions de {{CO2}} dues à la combustion en 2022, contre 43,7 % pour le charbon et 32,7 % pour le pétrole ; en 1990, la part du gaz n'était que de 17,2 %<ref name="GHGEn"/>.

=== Émissions de gaz carbonique ===
[[Fichier:Profil écologique de systèmes de chauffage (2).jpg|vignette|alt=|Bilan des émissions de [[gaz à effet de serre]] (en [[Équivalent CO2|équivalent {{CO2}}]]) de systèmes de chauffage en Suisse. Émissions directes. Autres émissions = émissions sur la [[chaîne de production]]<ref name="tableau_psi">[http://e-collection.library.ethz.ch/eserv/eth:27872/eth-27872-07.pdf version en anglais] de l'[http://gabe.web.psi.ch/pdfs/Energiespiegel_Nr.11_Juni_2004.pdf original en allemand] {{pdf}}, {{p.|3}}) et la légende de [http://www.gaz-naturel.ch/fileadmin/customer/erdgasch/Data/Erdgas/Umwelt/Grafik_Feinstaub_f.pdf ce tableau] {{Lien archive |url=http://www.gaz-naturel.ch/fileadmin/customer/erdgasch/Data/Erdgas/Umwelt/Grafik_Feinstaub_f.pdf |titre=Copie archivée |horodatage archive=20180806135409}} pour « Autres émissions ».</ref>]]

La combustion du gaz naturel rejette du dioxyde de carbone : {{unité|56.9|kg}} [[Équivalent CO2|équivalent {{CO2}}]] par [[gigajoule]] [[Pouvoir calorifique inférieur|PCI]] de chaleur produite (contre 73,8 pour le fioul domestique et 96 pour le [[houille|charbon]])<ref>[http://bilans-ges.ademe.fr/fr/basecarbone/donnees-consulter/liste-element/categorie/31 Gaz naturel], [[ADEME]], Base Carbone.</ref>.

=== Émissions de méthane ===
{{Article détaillé|Torchage du gaz naturel|Dégazage (industrie pétrochimique) {{!}} Dégazage}}
Le gaz naturel est responsable, de son extraction à sa combustion en passant par son transport, d'importantes émissions de [[méthane]], son principal constituant, dont le [[potentiel de réchauffement global]] vaut {{nobr|25 fois}} celui du {{CO2}}<ref>{{en}} [http://www.ipcc.ch/pdf/assessment-report/ar4/wg1/ar4-wg1-chapter2.pdf PRG ''{{langue|en|values and lifetimes from IPCC TAR}}''] {{pdf}}, [[GIEC]], 2007.</ref>.

Les fuites de [[méthane]] dans la chaîne de fourniture de pétrole et de gaz naturel des États-Unis en 2015 sont évaluées à 2,3 % de la production de gaz naturel par une étude approfondie parue dans ''[[Science (revue)|Science]]'', soit 60 % de plus que les estimations de l'{{langue|en|[[Environmental Protection Agency]]}}<ref>{{en}} [http://science.sciencemag.org/content/early/2018/06/20/science.aar7204 Assessment of methane emissions from the U.S. oil and gas supply chain], ''[[Science (revue)|Science]]'', 21 juin 2018.</ref>. L'AIE estime en 2018 que chaque année, les compagnies pétrolières et gazières émettent plus de {{nobr|75 millions}} de tonnes de méthane dans l'atmosphère, et que le taux de fuite moyen atteint 1,7 % pour la chaîne du gaz ; cela représente, selon les sources, 13 % à 20 % des émissions de méthane<ref name=EchosFuites />.

Une autre étude décrite dans ''{{langue|en|[[Scientific American]]}}'' en mai 2020 estime les fuites de méthane dans le [[Bassin permien (États-Unis)]] à 3,7 % du gaz naturel extrait. Or le gaz naturel perd son avantage par rapport au charbon en matière d'émissions de gaz à effet de serre lorsque le taux de fuites dépasse 2,7 %. Les fuites de méthane sont moins élevées dans les champs exploités pour le gaz lui-même ([[schistes de Marcellus]], {{lien|lang=en|trad=Haynesville Shale|fr=schistes de Haynesville}}) que dans ceux où la gaz est un sous-produit de l'extraction du pétrole (Bakken, Permian) ; le problème est particulièrement aigu dans le Permien, où les infrastructures sont anciennes et fuient<ref>[https://www.scientificamerican.com/article/methane-leaks-erase-some-of-the-climate-benefits-of-natural-gas/ Methane Leaks Erase Some of the Climate Benefits of Natural Gas], ''{{langue|en|[[Scientific American]]}}'', 5 mai 2020.</ref>.

=== Impact global sur le réchauffement climatique ===
Le gaz naturel est souvent présenté comme moins polluant que le pétrole et préférable au charbon, ses émissions de {{CO2}} étant inférieures de 40 % et celles de [[dioxyde de soufre]] pratiquement nulles s'il est désoufré. Mais les fuites de méthane (cf. [[#Émissions de méthane]]) menacent d'annuler ces avantages. Treize grande compagnies regroupées dans l'{{lang|en|Oil & Gas Climate Initiative}} ont annoncé en 2018 leur intention de tendre vers zéro émission<ref name=EchosFuites>Vincent Collen, « [https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0302270607019-les-petroliers-sengagent-dans-la-chasse-aux-fuites-de-methane-2207304.php Les pétroliers s'engagent dans la chasse aux fuites de méthane] », ''[[Les Échos]]'', 22 septembre 2018.</ref>.

Le [[torchage]] est une émission directe et volontaire de [[gaz à effet de serre]] (sous forme de gaz carbonique [{{CO2}}] principalement).

Le secteur gazier génère en outre des émissions de méthane ({{fchim|CH|4}}) et d'autres [[polluant]]s durant le forage, l'exploitation du gisement, le stockage, la compression, le transport et la distribution du gaz<ref>{{Lien web|langue=en-US|titre=Natural gas accelerates climate change through alarming methane emissions|url=http://energywatchgroup.org/natural-gas-makes-no-contribution-to-climate-protection|site=Energy Watch Group|date=2019-09-17|consulté le=2019-10-26}}.</ref>. Les techniques modernes de fracturation hydraulique augmentent le risque et le niveau de fuites ou de perte lors des forages et des incertitudes existent quant à la fiabilité à moyen ou long terme du colmatage des puits en fin de production, notamment en [[Séisme|zone sismiquement active]].

En termes d'émissions, [[Émission de gaz à effet de serre par source d'énergie électrique|selon le {{4e|rapport}} du GIEC]], pour la production électrique le gaz naturel émet en moyenne {{unité|490|g}}{{CO2}}e/kWh alors que le charbon émet {{unité|820|g}}{{CO2}}e/kWh. Cependant, le [[gaz de schiste]] s'accompagne d'émissions indirectes largement supérieures car la technique de [[fracturation hydraulique]] utilisée pour son extraction entraîne des fuites de méthane d'au moins 4 % de la production du gisement ; cela rend le gaz de schiste aussi émissif que le charbon<ref>Étude parue le {{date-|21/02/12}} dans ''Journal of Geophysical Research'' et présentée dans ''Nature'', {{date-|09/02/12}}, p.139.</ref>.

Le gaz naturel a longtemps été présenté comme un combustible moins nuisible pour le climat que le charbon et les produits pétroliers. C'est en partie vrai, car il émet par unité de masse moins de gaz à effet de serre que les autres combustibles fossiles quand il brûle. Une [[centrale au gaz]] émet ~ 57 % moins de {{CO2}} par kilowatt-heure (kWh) qu'une [[centrale au charbon]], et est en moyenne 20 % plus efficace pour convertir l'énergie du combustible en électricité qu'avec du charbon<ref>Anonymous (2013) ''International Energy Statistics'' (Washington, département de l'Énergie des États-Unis, Energy Information Administration)</ref>, le remplacement du charbon par le gaz a donc d'abord été présenté comme un ''pont'' vers un secteur de l'énergie décarboné<ref name=Bridge2009>Podesta J.D & Wirth T.E (2009) [http://energyfuturecoalition.org/files/webfmuploads/Natural%20Gas%20Docs/CAP%20EFC%20Natural%20Gas%20Memo%2008-08-09.pdf ''Natural Gas: A Bridge Fuel for the 21st Century''] {{Lien archive|url=http://energyfuturecoalition.org/files/webfmuploads/Natural%20Gas%20Docs/CAP%20EFC%20Natural%20Gas%20Memo%2008-08-09.pdf |titre=Copie archivée |horodatage archive=20180806135412 }}, Washington, Center for American Progress, ([http://www.rff.org/RFF/Documents/RFF-IB-09-11.pdf autre lien])</ref>.

Cette assertion tend cependant à être nuancée voire contredite, notamment depuis les années 1980, quand les études ont commencé à prendre en compte les effets indirects et connexes de l'exploitation des sources de méthane fossiles<ref>{{en}} J. H. Ausubel, A. Grubler et N. Nakicenovic, ''Carbon dioxide emissions in a methane economy'', ''Clim. Change'', 12, 1988, p. 245–263.</ref>, du cas particulier (qui tend à devenir le cas général) des gaz non conventionnels<ref>{{en}} N. Hultman, D. Rebois, M. Scholten et C. Ramig, ''The greenhouse impact of unconventional gas for electricity generation.'', ''Environ. Res. Lett.'', 6, 2011, 044008 ([http://iopscience.iop.org/1748-9326/6/4/044008/ résumé]).</ref> ainsi que les effets indirects d'un prix moins cher de l'énergie-gaz, devenue provisoirement abondante grâce à la fracturation hydraulique<ref>{{en }} P.L. Joskow, ''Natural gas: from shortages to abundance in the United States'', ''Am. Econ. Rev.'', 103, 2013, p. 338–343.</ref>{{,}}<ref>{{en }} R. Kerr, ''Energy. Natural gas from shale bursts onto the scene'', ''Science'', 328, 2010, p. 1624–1626.</ref>.

Depuis 2010, le débat  scientifique et technique est très actif sur l'intérêt ou non de passer du charbon au gaz naturel pour protéger l'environnement.
* Des études publiées en 2011 et 2012 remettent en cause l'intérêt climatique du gaz naturel géologique, si la hausse de sa production devait se poursuivre. Le gaz de schiste, de couche et les gaz profonds sont en effet plus « sales » et plus difficiles à collecter sans fuites de gaz vers l'atmosphère, la mer ou les nappes<ref>Alvarez R A, Pacala S, Winebrake J J, Chameides W L et Hamburg S P (2012) "Greater focus needed on methane leakage from natural gas infrastructure" ; ''Proc. Natl. Acad. Sci.'' 109 6435–40</ref>{{,}}<ref>Wigley T.M.L (2011) Coal to gas: the influence of methane leakage Clim. Change 108 601–8</ref>{{,}}<ref>Howarth R, Santoro R and Ingraffea A (2011) Methane and the greenhouse-gas footprint of natural gas from shale formations ; Clim. Change 106 679–90 ([https://link.springer.com/article/10.1007%2Fs10584-011-0061-5 résumé])</ref> ou sans consommation importante d'eau et d'énergie.
* Un prix bas du gaz incite au gaspillage et à consommation croissante (encouragée aux États-Unis par une réglementation imposant le passage du charbon au gaz, et non à des alternatives encore plus propres).
* Le [[bilan carbone]] global du gaz de schiste apparaît parfois pire que celui du charbon<ref>Brandt A.R et al. (2014) ''Methane leaks from North American natural gas systems'' ; ''Science'' 343 733–5</ref> et les fuites de gaz induites par la fracturation et les fuites dans les réseaux contribuent au changement climatique<ref>Newell R G et Raimi D (2014), ''« Implications of shale gas development for climate change »'' ; ''Environ. Sci. Technol''. 48 8360–8</ref>.
* Une étude<ref>Shearer C, Bistline J, Inman M & Davis S.J (2014) [http://iopscience.iop.org/1748-9326/9/9/094008/article The effect of natural gas supply on US renewable energy and {{CO2}} emissions] Environmental Research Letters, Open access cc-by-sa 3.0, 24 septembre 2014 9 094008 ; doi:10.1088/1748-9326/9/9/094008</ref> publiée en {{date-|septembre 2014}} confirme que l'utilisation croissante de gaz naturel retarderait aussi le déploiement d'énergie propres, sûres et renouvelables, qui permettraient une économie réellement décarbonée<ref>Balmer J (2014) [http://news.sciencemag.org/climate/2014/09/abundant-natural-gas-may-do-little-reduce-u-s-emissions-study-suggests Abundant natural gas may do little to reduce U.S. emissions, study suggests], ''Sciencemag'' (consulté le {{date-|2014-10-18}}).</ref>.
* Dans la revue ''[[Nature (revue)|Nature]]'' en 2014, une étude de McJeon {{et al.}} constate que le gaz naturel n'aidera pas à réduire le changement climatique, mais au contraire augmentera les émissions de gaz à effet de serre de près de 11 %<ref>McJeon H, Edmonds J, Bauer N, Clarke L, Fisher B, Flannery B.P, Hilaire J, Krey V, Marangoni G, Mi R, Riahi K, Rogner H et Tavoni M (2014) ''Limited impact on decadal-scale climate change from increased use of natural gas'', ''Nature'' doi:10.1038/nature13837, mis en ligne {{date-|15/10/2014}} ([http://www.nature.com/nature/journal/vaop/ncurrent/full/nature13837.html résumé]).</ref>. Une importante baisse du prix du gaz aux États-Unis est constatée à partir de 2011 à cause de l'exploitation de gaz profonds et du gaz de schiste ; cette étude, en se basant sur divers modèles disponibles de réduction des effets de gaz naturel sur l'atmosphère, conclut que cette baisse des coûts du gaz pourrait freiner le processus de décarbonation de l'économie et conduire à une augmentation de la consommation avec une légère hausse globale des émissions de gaz à effet de serre d'ici à 2050, rapporte le ''[[National Journal]]''<ref>Geman Ben (2014) [http://www.nationaljournal.com/energy/why-natural-gas-won-t-help-save-the-planet-20141015 ''Why Natural Gas Won't Help Save the Planet A new study argues that expanding the fracking-enabled gas boom won’t cut global greenhouse-gas pollution''], {{date-|2014-10-15}} (consulté le {{date-|2014-10-18}}).</ref>.

En 2019, Katsumasa Tanaka<ref group="n">Tanaka est chercheur à l'Institut national des études environnementales du Japon.</ref> dans la revue ''[[Nature Climate Change]]''<ref name="Nies2019">NIES (2019) [https://phys.org/news/2019-04-coal-gas-shift-stabilize-climate.html ''From coal to gas: How the shift can help stabilize climate change''], par le NIES (National Institute for Environmental Studies), publié le 22 avril 2019 ; [[Phys.org]] |Travail cofinancée par le Fonds de développement de la recherche et de la technologie pour l’environnement (2-1702) de l’Agence japonaise pour la restauration et la conservation de l’environnement et l’Institut für transformative Nachhaltigkeitsforschung (Allemagne) et le Research Council of Norway.</ref>{{,}}<ref>{{Article|langue=en|prénom1=Katsumasa|nom1=Tanaka|prénom2=Otávio|nom2=Cavalett|prénom3=William J.|nom3=Collins|prénom4=Francesco|nom4=Cherubini|titre=Asserting the climate benefits of the coal-to-gas shift across temporal and spatial scales|périodique=Nature Climate Change|volume=9|numéro=5|date=2019-5|issn=1758-678X|issn2=1758-6798|doi=10.1038/s41558-019-0457-1|lire en ligne=http://www.nature.com/articles/s41558-019-0457-1|consulté le=2019-06-07|pages=389–396}}</ref> juge que convertir les centrales au charbon au gaz reste préférable que continuer à utiliser le charbon (notamment pour la Chine, les États-Unis, l’Inde ou même l’Allemagne) car selon lui les avantages d’une combustion plus propre l'emportent sur ses risques potentiels si on intègre le contexte géopolitique et les récents progrès de la compréhension des métriques d’émissions, qui permettent de ne pas passer par la modélisation<ref name="Nies2019" />. Mais il convient aussi de sortir du gaz fossile qui doit n’être qu’une « passerelle vers des formes d'énergie plus durables et vers une [[décarbonation]] ». Il admet que si les impacts de fuites de méthane commencent à être étudiés aux États-Unis, ils restent très incertains ailleurs dans le monde<ref name="Nies2019" />. Les métriques retenues pour cette étude correspondent selon les auteurs aux récentes recommandations du [[Programme des Nations unies pour l'environnement]] et de la {{lien|Society of Environmental Toxicology and Chemistry}}<ref name="Nies2019" />. Ils sont les premiers à utiliser ces recommandations dans le débat « charbon contre gaz ». Ils précisent qu’ils n’ont pas intégré la qualité de l'air dans leurs calculs, mais que le faire renforcerait sans doute leur conclusion, de même pour les effets secondaires sur la contamination de l'eau potable et les activités sismiques induites selon Tanaka<ref name="Nies2019" />.

Selon une étude scientifique parue en 2023, l'impact du gaz naturel sur le réchauffement climatique peut être égal ou même supérieur à celui du charbon, dans certaines circonstances, du fait des fuites de méthane<ref>{{Article|langue=en|auteur1=Deborah Gordon et al|titre=Evaluating net life-cycle greenhouse gas emissions intensities from gas and coal at varying methane leakage rates|périodique=Environmental Research Letters|date=17 juillet 2023|lire en ligne=https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1748-9326/ace3db|consulté le=6 août 2023}}</ref>. Les bassins de production de gaz aux États-Unis révèlent des taux de fuite allant de 0,65 % à 66,2 % et des taux de fuite similaires ont été détectés dans le monde entier<ref>{{Article|langue=en|auteur1=Hiroko Tabuchi|titre=Leaks Can Make Natural Gas as Bad for the Climate as Coal, a Study Says|périodique=New York Times|date=2023-07-13|lire en ligne=https://www.nytimes.com/2023/07/13/climate/natural-gas-leaks-coal-climate-change.html|consulté le=2023-08-06}}</ref>.

Les pays producteurs ne sont pas seuls à être touchés ou responsables, en raison des exportations de gaz vers l'étranger<ref>{{en}} K. Sarica et W.E. Tyner, [http://www.bipac.net/dow/PurdueTynerSaricagasexports.pdf ''Economic and environmental impacts of increased US exports of natural gas Energy Policy''] {{pdf}}, sur bipac.net</ref>.

=== Risques pour le grand public ===
[[Fichier:Profil écologique de systèmes de chauffage (1).jpg|thumb|alt=|Émissions de [[Particules en suspension|PM{{ind|10}}]] et de [[Oxyde d'azote|NO{{ind|x}}]] (NO + NO{{ind|2}}) de systèmes de chauffage actuels en Suisse ([[Institut Paul Scherrer]], 2004). Pour réduire les émissions du bois énergie, l'institut préconise sa conversion en [[Bois énergie#Un gaz naturel de synthèse (GNS) issu du bois|gaz naturel de synthèse]].]]
Les principaux [[danger]]s directs sont l'explosion, l'incendie. Les produits de combustion du méthane sont dangereux pour la santé (risque d'asphyxie en atmosphère confinée ou en cas de mauvaise combustion) :
* inflammation : le méthane peut s'enflammer en présence d'air, d'autres oxydants et d'une source de chaleur. Sa limite inférieure d'inflammabilité est de 5 % et sa limite supérieure d'inflammabilité est de 15 % ;
* explosion d'un mélange air/gaz :
** en milieu non confiné, ce gaz ne détone pas et son inflammation conduit à de faibles surpressions,
** en milieu confiné, il peut exploser (en cas d'inflammation d'un mélange air/gaz s’il y a suffisamment de gaz dans le mélange) ;
* [[wikt:décompression|décompression]] : La libération brutale de gaz comprimé à haute-pression peut s'accompagner d'un effet local de congélation et de projections violentes d'objets (éclats métalliques, terre, pierres...) ;
* [[Anoxie (biologie)|anoxie]]/[[asphyxie]] :
** en milieu libre ce gaz plus léger que l'air s'élève rapidement et se disperse sans créer de nappe gazeuse au sol ni dans l'air,
** en milieu confiné le gaz naturel est un gaz asphyxiant (par privation d'oxygène) ;
* intoxication ; en cas de combustion incomplète en milieu confiné ou en milieu appauvri en oxygène (défaut d'air de combustion ou ventilation insuffisante), il y a production de [[monoxyde de carbone]] (toxique à de très faibles concentrations) ;
* particules : Ce gaz n'étant pas livré pur à 100 %, et les systèmes de combustion étant imparfaits, sa combustion est source de [[microparticule]]s et [[nanoparticule]]s<ref name=particulesUltrafines08/> dont les effets sur la santé sont encore mal appréhendés.

Si la combustion du gaz naturel ne produit pas de [[suie]]s (particules de 10 à {{nobr|100 [[nanomètre]]s}}), une étude publiée en 2008<ref name="particulesUltrafines08">« ''Emission of ultrafine particles from natural gas domestic burners'' », ''Environmental engineering Science'', décembre 2008 (étude de l’université Federico II de [[Naples]]) ([http://biblio.sosblog.fr/sftg-S-Environnement-b1/Gaz-naturel-une-etude-sur-les-particules-emises-lors-de-la-combustion-b1-p50804.htm En savoir plus] {{Lien archive |url=http://biblio.sosblog.fr/sftg-S-Environnement-b1/Gaz-naturel-une-etude-sur-les-particules-emises-lors-de-la-combustion-b1-p50804.htm |titre=Copie archivée |horodatage archive=20180806135410}}).</ref> montre qu'un [[brûleur]] normal de [[chauffe-eau]] au gaz ou de [[gazinière]] produit des particules ultrafines ou des nanoparticules (de 1 à {{unité|10|nm}} de diamètre). Dans une [[chaudière à condensation]], leur taux est plus bas ({{unité|0.1|mg||Nm|-3}} ou milligramme par normo-mètre cube) grâce à une combustion optimisée, mais un brûleur normal de gazinière engendre des taux particulaires bien plus élevés ({{unité|5|mg||Nm|-3}}) ainsi d'ailleurs qu'une « quantité significative » d’[[hydrocarbures aromatiques polycycliques]] qui pourraient peut-être interagir avec ces nanoparticules.

=== Risque industriel ===
Il concerne surtout l'amont de la filière (du puits au client final) et les gros clients industriels.

Les principaux [[danger]]s du gaz naturel sont liés au fait qu'il est extrait, véhiculé et fourni sous pression, qu'il est inflammable et explosif. L’exploitation offshore ou terrestre de gaz profonds (à plus de {{unité|4|ou=5|km}} de profondeur), chauds (de {{tmp|190|°C}} à plus de {{tmp|200|°C}}), très corrosifs et sous très haute pression, est source de risques nouveaux, comme l'a montré l'[[accident d'Elgin]].

=== Risques pour les écosystèmes ===
Ils peuvent s'exprimer tout au long de la filière (de l'accident de forage à la contribution du gaz naturel à l'effet de serre en passant par les [[séismes induits]]).

Les gisements les plus accessibles étant en cours d'épuisement, les industriels gaziers doivent forer plus profondément et exploiter des gaz « non conventionnels » souvent plus ''sales'', c'est-à-dire plus [[acide]]s, [[corrosif]]s et [[toxique]]s. Les industriels ont ainsi à traiter et gérer une quantité croissante de [[soufre]] (sous forme de {{fchim|H|2|S}} principalement), ce qu'ils ont appris à faire en France dès les années 1950 avec le gisement de [[Gaz de Lacq|Lacq]] dans le Sud-Ouest de la France (16 % d'hydrogène sulfuré et 10 % de {{CO2}}<ref name=TotalAcidSourGas/>, deux gaz acidifiants et très toxiques pour le {{fchim|H|2|S}}). Ils sont de plus en plus confrontés à la présence de [[Mercure (chimie)|mercure]] et de [[Sulfure de plomb(II)|sulfure de plomb]] et/ou de [[sulfure de zinc]], sources de risques de colmatage par [[Entartrage|entartrage minéral]] dans le puits, les vannes de sécurité ou la tête de puits<ref name="SulfuresPlombZincProfonds2007">K. Orski, B. Grimbert, C. Menezes & E. Quin (2007), Fighting Lead and Zinc Sulphide Scales on a North Sea HP/HT Field ; Total E&P UK Ltd. ; European Formation Damage Conference, 30 mai-{{1er}} juin 2007, Scheveningen, Pays-Bas ; {{ISBN|978-1-55563-160-4}} Society of Petroleum Engineer ([http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=SPE-107745-MS résumé])</ref>. On parle maintenant de {{Citation|gaz ultra-acides}} (''Sour and Acid Gas''<ref name=TotalAcidSourGas>Total, [http://www.total.com/en/our-energies/natural-gas-/exploration-and-production/our-skills-and-expertise/sour-acid-gas-940886.html ''Page consacrée aux gaz acides et sulfurés (Sour and Acid Gas)''] et aux moyens de désulfuration utilisés par Total. (en anglais), consulté 2012-04-15</ref> pour les anglophones), par exemple pour le [[gaz d'Elgin-Franklin]] en mer du Nord. 40 % du gaz des réserves mondiales connues en 2005 et susceptibles d'être exploitées (plus de {{formatnum:2600}} billions de pieds cubes) sont acides ou ultra-acides et riches en {{fchim|H|2|S}}<ref name=AcidificationCroissanteDesulfurationGaz2005/>. Dans ces réserves, plus de 350 milliards de pieds cubes contiennent plus de 10 % de {{fchim|H|2|S}}<ref name="AcidificationCroissanteDesulfurationGaz2005">F. Lallemand (Total); F. Lecomte (IFP) et C. Streicher (Prosernat), ''Highly Sour Gas Processing: H2S Bulk Removal With the Sprex Process'' ; International Petroleum Technology Conference ; 21-23 novembre 2005, Doha, Qatar ; {{ISBN|978-1-55563-991-4}}. ([http://www.onepetro.org/mslib/servlet/onepetropreview?id=IPTC-10581-MS Résumé])</ref>. Outre des risques de corrosion exacerbés pour l'infrastructure extractive, ce caractère acido-toxique est ''a priori'' source d'un risque environnemental supplémentaire en cas d'accident ou de fuites chroniques.

La fracturation hydraulique consomme de grandes quantités d'eau et utilise des additifs chimiques souvent toxiques. Le torchage et les fuites ont, en outre, des effets directs et indirects sur le [[climat]] et l'[[Pluie acide|acidification]] des milieux (voir ci-dessus).

== Notes et références ==
=== Notes ===
{{Références|groupe=n}}

=== Références ===
* {{Lien web|langue=en|url=https://www.energyinst.org/__data/assets/pdf_file/0006/1542714/EI_Stats_Review_2024_single_pages.pdf |titre=2024 Statistical Review of World Energy|format=pdf|site=[[Energy Institute]]|date=20 juin 2024}}.
{{Références|taille=15|group=e}}

* Autres références :
{{Références}}

== Voir aussi ==

=== Bibliographie ===
{{Légende plume}}
* Restrictions à l'utilisation de crédits internationaux pour des projets relatifs aux gaz industriels - 08/06/2011 - Règlement (UE) {{n°|550}}/2011 de la Commission du {{date-|7 juin 2011}} établissant, conformément à la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil, certaines restrictions applicables à l’utilisation de crédits internationaux résultant de projets relatifs aux gaz industriels (JOUE L146, 08-06-2011, {{p.|1}})
* {{Ouvrage |langue=en |auteur1=James G. Speight |titre=Natural Gas: A Basic Handbook|lieu=Londres|éditeur=Gulf Publishing Company |date=juillet 2007 |pages totales=239 |isbn=9781933762142 |isbn2=1933762144 |libellé=Speight 2007 |plume=oui}}

=== Articles connexes ===
{{colonnes|taille=30|
* [[Méthane]] - [[Gaz de ville]]
* [[Méthanation]]
* [[Gaz de synthèse]]
* [[Pétrole]]
* [[Régions pétrolifères]]
* [[Champ de gaz]]
* [[Raffinage du pétrole]]
* [[Pétrochimie]]
* [[Diagnostic gaz]]
* [[Contenu CO2|Contenu {{CO2}}]]
* [[Sortie des combustibles fossiles]]
* [[Forum des pays exportateurs de gaz]]
* [[Ressources et consommation énergétiques mondiales]]
* [[Simulation numérique de réseaux de gaz naturel]]
* [[Cratère de Darvaza]]
}}

=== Liens externes ===
{{Liens}}
* ''[https://www.lemonde.fr/web/article/0,1-0@2-3214,36-727707@51-724321,0.html Gaz : la nouvelle ruée vers « l'or bleu »]'', ''[[Le Monde]]'', 5 janvier 2006
* [http://www.gaz-naturel.ch Association suisse de l'industrie gazière]
* [http://www.afgaz.fr Association française du gaz (AFG)]
* [https://web.archive.org/web/20090124083939/http://unctad.org/infocomm/francais/gaz/plan.htm CNUCED/UNCTAD Information sur le gaz naturel]
* [http://www.corporatif.gazmetro.com/Le-Gaz-Naturel/Default.aspx Gaz Métro, Québec, Canada - L'ABC du gaz naturel]
* [http://www.toutsurlegaznaturel.com Tout sur le gaz naturel, Québec, Canada]

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[[Catégorie:Gaz naturel|*]]
[[Catégorie:Gaz combustible]]