Données industrielles

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

Il existe trois grandes familles de matières plastiques :

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

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

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

Fabrication industrielle

Modes de fabrication schématiques des principaux thermoplastiques :

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

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

Techniques de synthèse et additifs :

Les catalyseurs

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

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

PP atactique	PP isotactique	PP syndiotactique
répartition aléatoire des substituants méthyle

Les additifs

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

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

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

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

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

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

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

Transformations

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

Productions

Principaux pays producteurs, hors fibres, en 2022 : monde : 400,3 millions de t, Europe (Union européenne + Norvège et Suisse) : 58,7 millions de t.

en millions de t, en  2015

Chine, en 2020	117		Turquie	8,6
États-Unis, en 2022	57		Italie	8,4
Allemagne	16,8		Brésil	7,8
Inde	13,0		France	7,5
Japon, en 2022	9,5		Pologne	7,1
Thaïlande	9,7		Russie	7,1

Source : Pagev 2016, World & Turkish plastics industry

Évolution de la production mondiale, y compris les fibres :

en millions de t

1950	2		1990	120
1960	8		2000	213
1970	35		2010	313
1980	70		2015	381

Source : Science Advances, 19 juillet 2017

Commerce extérieur de l’Union européenne, en 2022, hors produits élaborés : balance positive de 5,4 milliards d’euros.

Exportations, en valeur : 37,2 milliards d’euros, à 15,1 % vers le Royaume Uni, 12,5 % vers les États-Unis, 11,6 % vers la Turquie, 11,4 % vers la Chine, 5,9 % vers la Suisse.

Importations, en valeur : 31,8 milliards d’euros, à 19,3 % des États-Unis, 12,3 % de Corée du Sud, 11,8 % de Chine, 9,4 % du Royaume Uni, 7,2 % d’Arabie Saoudite.

Productions par type de matières plastiques :

Aux États-Unis et au Japon, en 2022 :

en milliers de t

	États-Unis		Japon
Total matières plastiques	56 929		9 511
Polyéthylène basse densité (PE-BD)	3 786		1 349
Polyéthylène basse densité linéaire (PE-BDL)	10 574*
Polyéthylène haute densité (PE-HD)	10 260*		714
Polypropylène (PP)	7 634**		2 120
Polystyrène (PS et PS-E)	2 195**		1 035
Polychlorure de vinyle (PVC)	7 128*		1 545
Autres thermoplastiques	8 861		1 715
Résines époxydes	?		117
Autres thermodurcissables	7 853		718

Sources : American Chemistry Council et The Japan Plastics Industry Federation

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

Dans l’Union européenne et en France, en 2022 :

en milliers de t

	Union européenne	France		Union européenne	France
Polyéthylène basse densité (PE-BD)	3 483	203	Fluoropolymères	76	18
Polyéthylène basse densité linéaire (PE-BDL)	3 252	731	Polyoléfines halogénées	155	?
Polyéthylène haute densité (PE-HD)	5 340	?	Résines époxydes	496	33
Autres polyéthylènes	1 200	19	Polycarbonate	1 215	2
Polychlorure de vinyle (PVC)	4 125	947	Polyéthylène téréphthalate (PET)	2 418	?
Autres polymères de vinyle	1 347	169	Polyméthyl méthacrylate (PMMA)	125	–
Polypropylène (PP)	8 989	985	Autres polymères acryliques	4 276	809
Autres polymères de propylène	2 151	132	Polyuréthane	2 100	109
Polystyrène (PS)	1 784	358	Polyamides	2 475	19
Polystyrène expansé (PS-E)	1 673	146, en 2020	Résines urée et thiourée	3 126	?
Résines styréniques (SAN et ABS)	1 141	?	Mélamine	273	2, en 2013
Autres polymères styréniques	757	46	Polyesters	702	159
Résines phénoliques	993	60
Résines alkydes	407	9

Source : Eurostat

Les données notées ? sont confidentielles.

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

Recyclage

Dans le monde, entre 1950 et 2015, 8,3 milliards de t de plastiques ont été produites. 2,5 milliards de t sont en cours d’utilisation, 500 millions de t ont été recyclées, 800 millions de t incinérées et 4,6 milliards de t mises en décharge. En 2021, dans le monde, le recyclage a porté sur 32,5 millions de t soit 8,3 % de la production totale.

Aux États-Unis, en 2017, sur un total de 35,4 millions de t collectées, 8,5 % ont été recyclées, 15,8 % incinérées, 75,7 % mises en décharge.

Dans l’Union européenne, plus la Norvège, le Royaume Uni et la Suisse, en 2020, 29,5 millions de t de déchets de matières plastiques ont été collectés. Sur ce total 34,6 % ont été recyclés, 42,0 % valorisés en récupérant de l’énergie et 23,4 % mis en décharge. Entre 2006 et 2018, la collecte a augmenté de 19 %, le recyclage  de 100 %, la valorisation énergétique de 77 % et la mise en décharge a diminué de 44 %.

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

	Recyclage	Valorisation énergétique	Mise en décharge
Suisse	24 %	76 %	0 %
Allemagne	38 %	60 %	2 %
Autriche	25 %	75 %	0 %
Belgique	35 %	61 %	4 %
Pays Bas	34 %	66 %	0 %
France	24 %	43 %	33 %
Italie	32 %	32 %	36 %
Espagne	42 %	19 %	39 %
Royaume Uni	33 %	45 %	22 %

Source : PlasticsEurope

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

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

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

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

Principales sociétés de recyclage en France :

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

Utilisations

Consommation européenne (Union européenne plus Norvège, Royaume Uni et Suisse), hors fibres, répartition, en 2020, sur un total de 49,1 millions de t :

Allemagne	23,3 %		Pologne	7,5 %
Italie	14,1 %		Espagne	7,4 %
France	9,3 %		Royaume Uni	7,0 %

Source : PlasticsEurope

Répartition de la consommation par type de matière plastique

En 2022, dans le monde (source : PlasticsEurope)

Secteurs d’utilisation des matières plastiques, en 2021, dans le monde.

Emballages	44 %	Électricité, électronique	7 %
Construction	18 %	Maison, loisirs, sport	7 %
Automobile	8 %	Agriculture	4 %

Source : PlasticsEurope

Bibliographie

Archives

Matières plastiques 2022

Matières plastiques 2019

Matières plastiques 2014

Matières plastiques 2012

Matières plastiques 2004

Matières plastiques 1996

 

Données industrielles

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

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

Naphta	43 %		Butane	5 %
Éthane	36 %		Gasoil	3 %
Propane	9 %		Charbon	2 %

Consommations de la pétrochimie, en France, en 2022, sur un total de 6,302 millions de t :

en milliers de t

Naphta	4 090		Éthane	0
Butane	983		Condensats	0
Gazole	519		Divers	143
Propane	130		Recyclage	437

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

	Nord Amérique	Moyen-Orient	Europe	Chine
Éthane	71 %	66 %	11 %	0 %
Naphta	11 %	15 %	78 %	84 %
Butane-Propane	18 %	19 %	11 %	16 %

Source : Deloitte, The future of petrochemicals, 2019.

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

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

composition finale (%) pour diverses charges	éthane	propane	butane	naphta	gazole	gazole lourd
dihydrogène	8,8	2,3	1,6	1,5	0,9	0,8
méthane	6,3	27,5	22,0	17,2	11,2	8,8
éthylène	77,8	42,0	40,0	33,6	26,0	20,5
propylène	2,8	16,8	17,3	15,6	16,1	14,0
butadiène	1,9	3,0	3,5	4,5	4,5	5,3
autres C4	0,7	1,3	6,8	4,2	4,8	6,3
benzène	0,9	2,5	3,0	6,7	6,0	3,7
toluène	0,1	0,5	0,8	3,4	2,9	2,9
C8 aromatiques	–	–	0,4	1,8	2,2	1,9
C8 non aromatiques	0,7	3,6	2,9	6,8	7,3	10,8
fioul	–	0,5	1,7	4,7	18,1	25,0

Pyrolyse

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

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

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

Séparation

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

Capacités de production des vapocraqueurs dans le monde

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

en milliers de t/an de capacités de production d’éthylène

États-Unis	28 426 (34)		Iran, en 2017	7 300 (7)
Chine, en 2017	24 200 (27)		Taipei chinois	4 540 (6)
Arabie Saoudite	13 155 (14)		Pays Bas	4 045 (5)
Japon	6 645 (13)		Singapour	3 980 (5)
Allemagne	5 514 (11)		Émirats Arabes Unis	3 550 (3)
Corée du Sud	5  630 (11)		Thaïlande	3 532 (7)
Canada	5 236 (6)		Brésil	3 500 (6)

Localisation des vapocraqueurs en Europe

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

Localisation, opérateur, capacités de production d’éthylène des 10 principales installations de vapocraqueurs dans l’Union européenne, en 2021 :

en milliers de tonnes/an

Vapocraqueurs	Opérateurs	Capacités et ( ) nombre d’installations
Terneuzen (Belgique)	Dow	1 825 (3)
Geleen (Pays-Bas)	Sabic	1 310 (1)
Anvers (Belgique)	TotalEnergies	1 160 (2)
Anvers (Belgique)	BASF	1 080 (1)
Gelsenkirchen (Allemagne)	BP	1 073 (1)
Wesseling (Allemagne)	LyondellBasell	1 040 (2)
Köln – Worringen (Allemagne)	Ineos	946 (1)
Moerdijk (Pays-Bas)	Shell	910 (1)
Lavéra (France)	Ineos/TotalEnergies	740 (1)
Tarragona (Espagne)	Repson	702 (1)

Localisation des vapocraqueurs en France

Localisation, opérateur, capacités de production d’éthylène des principaux vapocraqueurs français, en 2021 :

en milliers de tonnes/an

Vapocraqueurs	Opérateurs		Capacités
Lavéra (13)	Naphtachimie1		740
Gonfreville (76)	TotalEnergies		525
Aubette (Berre) (13)	LyondellBasell		470
Notre Dame de Gravenchon (76)	ExxonMobil		425
Dunkerque (59)	Versalis (ENI)		380
Feyzin (69)	A.P. Feyzin2		250

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

En avril 2024, ExxonMobil a annoncé l’arrêt de son vapocraqueur de Notre Dame de Gravenchon.

Bibliographie

Archives

Vapocraquage 2022

Vapocraquage 2019

Vapocraquage 2015

Vapocraquage 2012

Vapocraquage 2006

Vapocraquage 1996

 

Données industrielles

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

Composition

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

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

	Frigg (Mer du Nord)	Lacq (France)	Urengoï (Russie)	Hassi R’Mel (Algérie)	Groningue (Pays Bas)
Réserves initiales récupérables (milliards de m3)	230	240	6 200	2 000	2 000
Profondeur minimale (m)	110	3 300	1 100	2 200	3 000
Méthane (%)	95,7	69,2	98	83,5	81,3
Éthane (%)	3,6	3,3-3,6		7,9	2,9
Propane (%)	0,04	1,0-1,2		2,1	0,4
Butane (%)	0,01	0,6-0,9		1,0	0,2
Diazote (%)	0,4	0,6	1,2	5,3	14,3
Dioxyde de carbone (%)	0,3	9,3	0,3	0,2	0,9
Sulfure d’hydrogène (%)	–	15,3	–	–	–
Pouvoir calorifique du gaz commercialisé (kWh/m3)	11,6	11,2	env 10,8	env 11,3	env 9,2

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

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

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

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

Une autre partie du gaz (142 milliards de m³, en 2020), liée à la production de pétrole, est brûlée (opération appelée torchage) ou évacuée directement dans l’atmosphère. Le maximum de perte a été atteint en 1973, 210 milliards de m³, soit environ 13 % de la production mondiale de l’époque. En 2018, les principaux pays pratiquant le torchage ont été la Russie avec 21,3 milliards de m³, l’Irak avec 17,8 milliards de m³, l’Iran avec 17,3 milliards de m³, les États-Unis avec 14,1 milliards de m³.

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

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

Productions

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

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

Production commercialisée de gaz naturel

En milliards de m3, en 2023, sur un total mondial de 4 059 milliards de m3. Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

en milliards de m³

États-Unis	1 035	Qatar	181	Malaisie	81
Russie	586	Australie	152	Turkménistan	76
Iran	252	Norvège	117	Indonésie	64
Chine	234	Arabie Saoudite	114	Égypte	57
Canada	190	Algérie	101	Émirats Arabes Unis	56

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

En 2016, la production de gaz non conventionnel a atteint 817 milliards de m³, à 75 % aux États-Unis, 11 % au Canada, 8 % en Chine, 4 % en Australie. Le gaz de schiste représente 56 % de cette production, le gaz de houille 9 %. La production de gaz brut des États-Unis provient, en 2020, à 70,0 % de gaz de schiste, 16,6 % de forages gaziers, 11,4 % de forages pétroliers, 2,0 % de gaz de houille.

La production de l’Union européenne, en 2023, est de 34,4 milliards de m³.

En 2021, 44 % de la production canadienne est exportée vers les États-Unis.

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

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

 

Stockage

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

Capacités de stockage, fin 2020. Monde, fin 2017 : 417 milliards de m³, Union européenne, fin 2017 : 104 milliards de m³.

en milliards de m³

États-Unis	139		Allemagne	28
Russie	91		Italie	24
Chine	37		Turquie	15
Ukraine	34		France	14
Canada	28		Autriche	13

Source : IGU, Rystad Energy

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

Réserves prouvées de gaz naturel

En milliers de milliards de m3, en 2020, sur un total mondial de 188 100 milliards de m3. Source : BP Statistical Review of World Energy

en milliards de m³

Russie	37 400	États-Unis	12 600	Émirats Arabes Unis	5 900
Iran	32 100	Chine	8 400	Nigeria	5 500
Qatar	24 700	Venezuela	6 300	Irak	3 500
Turkménistan	13 600	Arabie Saoudite	6 000	Australie	2 400

Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

• Les réserves de gaz naturel représentent 48,8 années de consommation au rythme actuel, 53,5 années pour le pétrole.
• 40 % des réserves mondiales sont situées sous la mer (offshore), 70 % des réserves de l’Europe occidentale.
• Les membres de l’OPEP contrôlent 47 % des réserves.
• Les réserves dans l’Union européenne, en 2020, sont de 400 milliards de m³.
• Près du tiers (3 000 milliards de m³) des réserves des États-Unis sont constituées de gaz non conventionnels : 600 milliards de m³ de gaz de houille, 900 milliards de m³ de gaz de schistes, 1 500 milliards de m³ de gaz de réservoirs compacts.
• 64 % des réserves sont contrôlées par des sociétés étatiques, 36 % par des sociétés privées.

Liquéfaction

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

Principe de fonctionnement d’une usine de liquéfaction :

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

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

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

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

Capacités mondiales de liquéfaction, fin avril 2023. Total : 478,4 millions de t/an.

en millions de t/an

États-Unis	88,1		Indonésie	25,5
Australie	87,6		Algérie	25,5
Qatar	77,1		Nigeria	22,2
Malaisie	32,0		Trinité-et-Tobago	14,8
Russie	29,1		Égypte	12,2

Source : IGU

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

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

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

Méthaniers : sur un total, fin avril 2023, de 668 navires de 19 000 à 266 000 m³ de capacité de GNL (la capacité moyenne étant, en 2019, de 170 000 m³), deux types de technologies sont principalement employées. Les navires en opération ont été construits à 65 % en Corée du Sud et à 20 % au Japon.

• A sphères autoporteuses (MRK) avec, fin avril 2023, 18,4 % des navires : les réservoirs sont indépendants de la structure du navire. Fabriqués par la société japonaise Moss-Rosenberg.
• A double membrane en invar (alliage Fe-Ni à très faible coefficient de dilatation) ou en acier inoxydable et composite, isolée de la coque du navire dont elle épouse la forme, avec, fin avril 2023, 81,6 % des navires. Conçus en France par Gaztransport Technigaz (GTT, détenu à 40,41 % par Engie), selon cette technique mise au point par Gaz de France.

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

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

Capacités mondiales de regazéification, fin avril 2023. Total : 970,6 millions de t/an.

en millions de t/an

Japon	217,5		Inde	39,5
Corée du Sud	141,1		Royaume Uni	36,5
Chine	100,8		Brésil	28,6
Espagne	43,9		Turquie	25,3
États-Unis	41,4		France	24,7

Source : IGU

Dans le monde, en février 2021, il y a 133 usines de regazéification, dont 33 au Japon, 7 en Espagne, 4 en France.

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

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

Commerce international

En 2023, il a porté sur 12 262 milliards de m³ dont 677 milliards de m³ par gazoduc et 549 milliards de m³ liquéfié.

Par pays, sous formes gazeuses et liquides.

• Principaux pays exportateur : les États-Unis (203 milliards de m³), devant la Russie (138 milliards de m³), le Qatar (127 milliards de m³), la Norvège (111 milliards de m³), l’Australie (107 milliards de m³), le Canada (79 milliards de m³), l’Algérie (53 milliards de m³).
• 1^er importateur mondial : la Chine (159 milliards de m³) devant le Japon (90 milliards de m³), l’Allemagne (93 milliards de m³), les États-Unis (79 milliards de m³), l’Italie (72 milliards de m³), la Corée du Sud (61 milliards de m³).

Sous forme gazeuse : 677 milliards de m³.

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

Principaux pays exportateurs :

en milliards de m³

Norvège	111		Algérie	34
Russie	95		Azerbaïdjan	24
États-Unis	89		Qatar	19
Canada	79		Iran	14
Turkménistan	39		Birmanie	9

Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

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

Principaux pays importateurs :

en milliards de m³

Allemagne, en 2022	93		Italie, en 2022	58
États-Unis	79		Belgique, en 2022	51
Chine	61		Royaume Uni, en 2022	36
Mexique	61		Canada	28

Sources : Energy Institute Statistical Review of World Energy et ITC

Sous forme liquide : 549 milliards de m³.

Principaux pays exportateurs :

en millions de t

États-Unis	114		Algérie	19
Qatar	108		Nigeria	17
Australie	107		Indonésie	16
Russie	43		Oman	15
Malaisie	36		Papouasie Nll Guinée	11

Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

Principaux pays importateurs :

en millions de t

Chine	98		Taipei chinois	27
Japon	90		Espagne	25
Corée du Sud	61		Royaume Uni	19
France	31		Thaïlande	16
Inde	31		Italie	16

Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

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

Dans l’Union européenne : en 2019, les importations sont réalisées à 81 % par gazoduc et 19 % par GNL. Le gaz importé provient à 46 % de Russie, 28 % de Norvège, 9 % d’Algérie, 8 % du Qatar, 4 % du Nigeria…

Producteurs

Productions mondiales, par sociétés, en 2020.

en milliards de m³

Gazprom (Russie)	454		Saudi Aramco (Arabie Saoudite)	93
NIOC (Iran)	251		Exxon Mobil	87
CNPC (Chine)	160		BP	82
Sonatrach (Algérie), en 2017	135		Shell	79
Qatar Petroleum, en 2018	120		TotalEnergies	75

Sources : rapports d’activité des sociétés

Le groupe d’état russe Gazprom contrôle 65,6 % de la production russe avec 138 gisements, exploite 176 800 km de gazoducs (4 fois le tour de la terre), 27 stockages souterrains. Il assure 10,9 % de la production mondiale et détient 15,6 % des réserves prouvées mondiales avec 17,5 milliards de m³. La production est assurée à 91,6 % par les gisements de l’Oural.

Situation française

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

Productions de sociétés françaises :

TotalEnergies : 4^ème producteur mondial non étatique avec 69 856 milliards de m³. Productions principales, en 2022.

en millions de m³

Russie	22 379		Nigeria	4 476
Royaume Uni	6 471		Qatar	4 207
Norvège	5 313		États-Unis	3 587
Australie	4 621		Bolivie	2 305
Argentine	4 528		Thaïlande	2 067

Source : rapport d’activité

Les réserves du groupe TotalEnergies sont, fin 2020, de 997 milliards de m³.

TotalEnergies détient des participations dans des usines de liquéfaction de gaz : part de TotalEnergies avec une production totale, en 2020, de 17,6 millions de t de GNL.

en %

Yamal (Russie)	29,73 %		Snøhvit (Norvège)	18,4 %
Nigeria	15 %		Angola	13,6 %
Ichthys (Australie)	26 %		Oman (LNG et Qalhat)	5,54 % et 2,04 %
Gladstone (Australie)	27,5 %		Adgas (Abu Dhabi)	5 %
Qatar II	16,7 %		Cameron (États-Unis)	16,6 %
Qatar I	10 %		Idku (Égypte)	5 %

Sources : rapports d’activité

Au Yémen l’usine, détenue à 39,62 %, située à Bal Haf, actuellement arrêtée, est approvisionnée par le gaz du Champ Marib. Au Qatar les usines Qatar 1 et Qatar 2, implantées à Ras Laffan, sont exploitées par Qatargas. En Norvège, l’usine de liquéfaction de Snøhvit, est située dans l’île de Melkoya, la production est à l’arrêt depuis un incendie en septembre 2020. A Abou Dhabi l’usine est implantée sur l’île de Das.
L’usine située dans la péninsule de Yamal, en Russie, a débuté sa production en novembre 2017, la part de Total est de 29,73 % avec une capacité totale prévue de 16,5 millions de t/an.
En novembre 2017, Total a acquis la participation de 5 % de Engie dans l’usine égyptienne de liquéfaction d’Idku (4,8 milliards de m³/an achetés en totalité durant 20 ans).
L’usine de Ichthys, en Australie, avec une part de 26 %, et 8,4 millions de t/an a débuté sa production en 2018.
A commencer à produire, en mai 2019, avec une part de 16,6 % héritée d’Engie, sur projet Cameron, aux États-Unis, en Louisiane, de 13,5 millions de t/an.

TotalEnergies détient également des participations dans des usines de regazéification, avec une capacité de 28 milliards de m³, 25 % à Sabine Pass (États-Unis), 8,35 % à South Hook (Royaume Uni) d’une capacité de 21 milliards de m³ et 3,2 milliards de m³ à l’Isle of Grain. En France, les participations de 27,54 % du terminal de Fos Cavaou (13) et 9,99 % de celui de Dunkerque mis en service au cours de l’année 2016, on été vendues en 2018, celle de Fos Tonkin, fin 2020. Détient toujours en France des capacités de 4,2 milliards de m³ portée à 6,5 milliards de m³, en octobre 2021, à Montoir. Détient également des capacités de regazéification en Belgique, aux Pays Bas et en construction au Bénin, en Côte d’Ivoire.

Commerce extérieur :

Les importations, en 2021, sont de 474 TWh, dont 35 % liquéfié, en provenance de :

Norvège	31 %		Nigeria	7 %
Russie	21 %		Pays-Bas	7 %
Algérie	9 %		Qatar	1 %

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

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

Les exportations, en 2021, sont de 59,8 TWh à destination, en 2018, de la Suisse pour 33,2 TWh et l’Espagne pour 31,3 TWh.

La facture gazière est, en 2022, de 46,7 milliards d’euros.

Transport et distribution :

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

Stockages souterrains dans 16 sites :

• Cavités salines ou ancien gisement de gaz naturel : 4 dans des couches de sel à Etrez (01), Tersanne (26), Hauterives (26) et Manosque (04) et 1 dans un ancien gisement de gaz naturel à Trois Fontaines (51). Ces sites sont exploités par Storengy. Dans le cas des couches de sel, les cavités de stockage ont été obtenues en dissolvant le sel (obtention de saumures utilisées pour produire Cl₂ et NaOH). Les sommets des cavités (de 120 000 à 500 000 m³) sont situés entre 800 et 1 200 m de profondeur. Actuellement les sites de Hauterives et Trois Fontaines ne sont pas en activité.
• Nappes aquifères : les autres sites de stockage (dont 2 dans le Sud-Ouest (Izaute (32) et Lussagnet (40)) opérés par Teréga (2,84 milliards de m³ utiles), les autres par Storengy, filiale de Engie, sont situés en nappe aquifère, à Cerville Velaine (54), Gournay-sur-Aronde (60), Germigny-sous-Coulombs (77), St-Clair-sur-Epte (95), Saint-Illiers (78), Beynes (78), Chémery (41), Soings-en-Sologne (41) et Céré-la-Ronde (37). Le gaz chasse l’eau de roches poreuses et perméables (sable…) situées sous un dôme imperméable. Le plus important site de stockage français et le deuxième européen est situé à Chémery (41) à 1100-1200 m de profondeur. Sa capacité est de 7 milliards de m³. Le volume total de gaz stocké souterrainement est de 25,8 milliards de m³ dont seulement 11 milliards utilisables. En une journée, le 6-02-1991, le réservoir de Chémery a débité 46,7 millions de m³ soit l’énergie qu’aurait dû produire, dans le même temps, 15 tranches nucléaires de 1 300 MW. Actuellement les sites de Soings-en-Sologne et de Saint Clair-sur-Epte ne sont pas en fonctionnement.

Le 23 octobre 2021, le volume utile stocké était de 122,2 TWh, à 74,5 % par Storengy et 25,5 % par Teréga.

Consommation, en 2022 : 463 TWh.

en TWh

Résidentiel	143		Tertiaire	78
Industrie	109		Usage non énergétique	14
Centrales thermiques à gaz	109		Transport	2

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

Utilisations

Consommation de gaz naturel

En milliards de m3, en 2023, sur un total mondial de 4 010 milliards de m3. Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

en milliards de m³

États-Unis	886	Mexique	98	Corée du Sud	60
Russie	453	Japon	92	Égypte	60
Chine	405	Allemagne	76	Italie	59
Iran	246	Émirats Arabes Unis		Turquie	48
Canada	121	Royaume Uni	63	Thaïlande	47
Arabie Saoudite	114	Inde	63	Ouzbekistan	47

Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

En 2023, la consommation de l’Union Européenne est de 319,5 milliards de m³.

En 2023, la consommation française est de 33,9 milliards de m³.

Secteurs d’utilisation :

	États Unis en 2018	UE en 2016	France en 2020		États-Unis en 2018	UE en 2016	France en 2020
Chauffage résidentiel et tertiaire	29 %	39,6 %	49,4 %	Production d’électricité	35 %	29,9 %	18,6 %
Industrie	34 %	22,5 %	26,9 %	Matière première	–	3,5 %	2,8 %

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

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

Utilisations diverses :

• Énergie : en 2020, le gaz naturel représente 16,8 % de la consommation d’énergie primaire en France, 24,5 % dans l’Union européenne, 24,7 % dans le monde, 34,1 % aux États-Unis. Le pouvoir calorifique du gaz naturel est de 10,7 à 12,8 kWh.m^-3. C’est une énergie plus « propre » que le charbon ou le pétrole : pas de cendres, pas d’émission de SO₂, peu de NO_x (4 kg/tep) et moins de CO₂ (2 290 kg/tep).
• Production d’électricité par cogénération : lorsque le gaz naturel est utilisé pour produire de l’électricité, le rendement est au maximum de 55 %. La chaleur dissipée dans les gaz de combustion et pour la production de vapeur peut permettre de produire de l’eau chaude destinée au chauffage domestique ou industriel. Le rendement énergétique atteint ainsi près de 80 %. En France, des installations de cogénération fonctionnent, en particulier, en hiver, lors des jours de pointe de consommation d’énergie. L’électricité est alors vendue à EDF. En 2016, la capacité installée en France est de 10,9 GW. TotalEnergies, possède des capacités de production d’électricité, dans le monde, à partir de gaz naturel de 3 500 MW. En plus de 4 centrales en France et en Belgique, cette société exploite avec EdF et Texaco une unité de 250 MW sur le site de sa raffinerie de Gonfreville près du Havre. Fonctionnant initialement au gaz naturel, l’installation devrait ensuite utiliser du gaz de synthèse produit par gazéification de résidus lourds de raffinage. Solvay a mis en service une installation de 90 MW à Tavaux qui utilise outre du gaz naturel des gaz résiduels de son usine (méthane et dihydrogène). Engie exploite, depuis 2005, en partie l’installation DK6 de Dunkerque de 788 MW qui utilise également les gaz de haut fourneau de l’usine ArcelorMittal voisine. Une des plus importante centrale de cogénération, au monde, fonctionnant au gaz naturel est celle de Taweelah en Abu Dhabi (1 600 MW), dont TotalEnergies détient 20 %. Cette centrale permet outre la production d’électricité, le dessalement de l’eau de mer (385 000 m³/jour de capacité).
  Les centrales françaises de production d’électricité à l’aide gaz naturel, en 2020, avec une puissance totale de 6,7 GWe sont situées à Montoir (44), avec 435 GWe, Fos-sur-Mer (13), avec 425 et 486 GWe, Martigues (13), avec 930 GWe, Toul (54), avec 413 GWe, Blénod (54), avec 430 GWe, Saint-Avold (57), avec 860 GWe, Pont-sur-Sambre (59), avec 440 GWe, Dunkerque (59), avec 790 GWe, Gennevilliers (92), avec 210 GWe, Montereau (77), avec 370 GWe, Le Bayet (03), avec 410 GWe, Bouchain (59), avec 575 GWe.
  En 2020, en France, la production d’électricité à partir de gaz naturel a été de 33,2 TWh. Dans le monde, le gaz a été à l’origine de 23,4 % de la production d’électricité.

Principaux pays producteurs d’électricité à partir de gaz naturel, en 2023 : monde : 6 746 TWh, Union européenne : 452 TWh.

en TWh

États-Unis	1 938		Arabie Saoudite	265
Russie	528		Mexique	205
Iran	324		Égypte	179
Japon	321		Corée du Sud	167
Chine	298		Émirats Arabes Unis	119

Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

• Carburant : dans le monde, en 2013, près de 18 millions de véhicules fonctionnent à l’aide du gaz naturel, dont 3,3 millions en Iran, 2,8 millions au Pakistan, 2,2 millions en Argentine, 1,7 million au Brésil, 1,6 million en Chine, 1,5 million en Inde, 1,18 million dans l’Union européenne dont 902 800, en 2014, en Italie… Dans les années 60 ce carburant était couramment utilisé dans le Sud-Ouest de la France (35 000 véhicules). En France, mi-2020, fonctionnent ainsi 22 000 véhicules (fin 2015 sur un total de 13 755 véhicules il y avait 2 689 bus, 1 122 bennes à ordures ménagères, 275 poids lourds, 6 952 véhicules utilitaires légers (flotte des sociétés gazières) et 2 065 véhicules légers utilisent le gaz naturel avec une consommation, en 2011, de 1,2 TWh). 1 nouveau bus sur 3 circule à l’aide de gaz naturel. Le record de vitesse automobile (1000 km/h) est détenu par un véhicule utilisant du gaz naturel.
• Matière première chimique : c’est la principale matière première utilisée pour produire du dihydrogène, lui-même utilisé pour fabriquer de l’ammoniac, du méthanol et de l’acide acétique. Le gaz naturel est utilisé dans plus des ¾ des capacités de production de NH₃ et de méthanol dans le monde. Les pays producteurs de pétrole et de gaz naturel assurent plus des 3/4 de la production mondiale d’urée, plus de la moitié de celles du méthanol et de l’ammoniac.

Le méthane et l’effet de serre

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

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

en millions de t/an

Rizières	50 à 150		Feux de végétation	20 à 80
Zones humides naturelles	50 à 150		Déchets industriels et urbains	30 à 70
Digestion des animaux	65 à 90		Mines de charbon	10 à 50
Insectes (termites…)	10 à 30		Exploitation du gaz naturel	25 à 50

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

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

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

Autres gaz de combustion

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

Gaz manufacturé

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

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

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

Composition et pouvoir calorifique : en moyenne.

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

Utilisations : production industrielle du dihydrogène.

Gaz de pétrole liquéfié (GPL)

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

Composition et pouvoir calorifique :

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

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

Origine : extraits de certains gaz naturels ou issus du raffinage du pétrole. En 2020, 60 % de la production mondiale provient du gaz naturel, 40 % du raffinage du pétrole brut (1 t de pétrole donne de 20 à 30 kg de GPL).

Production :

La production mondiale est, en 2021, de 329,4 millions de t. Les principaux pays producteurs sont en ordre décroissant : États-Unis, Chine, Arabie Saoudite, Russie, Émirats Arabes Unis.

Situation française :

La production française, en 2019, est de 1,431 million de tonnes, provenant des raffineries de pétrole.
Commerce extérieur, en 2021, avec une pureté > 90 %, hors produits destinés à être transformés chimiquement :

• Exportations :
  • Butane : 416 153 t vers la Belgique à 34 %, la Tunisie à 23 %, le Maroc à 22 %.
  • Propane : 365 319 t vers l’Italie à 79 %, l’Espagne à 9 %.

• Importations :
  • Butane : 1 124 033 t d’Algérie à 44 %, du Royaume Uni à 32 %, des États-Unis à 12 %, de Norvège à 9 %.
  • Propane : 1 662 177 t des États-Unis à 35 %, d’Algérie à 32 %, du Royaume Uni à 15 %, de Norvège à 5 %.

La distribution, en France, en 2020 est réalisée, en nombre d’unités :

• dans des stations de vente de GPL carburant : 1 650,
• à l’aide de camions citernes : 1 100,
• à l’aide de wagons citernes : 410,
• dans des citernes fixes : 800 000,
• dans des bouteilles : 68 millions.

Distributeurs : en France, en 2020.

• Antargaz : filiale du groupe américain UGI, dont la filiale Amerigas est leader américain du propane. Vente, en France de 900 000 t/an de GPL et de GPL carburant dans 700 stations-service.
• Butagaz : filiale du groupe Shell France, a été vendu, en 2015, au groupe irlandais DCC Energy qui a vendu, en 2020, 2,3 millions de t. C’est le n°2 français avec 22 % de part de marché. 4,4 millions de clients pour le gaz en bouteille, 247 000 pour le gaz en citerne, 20 000 t de GPL carburant dans 320 stations.
• Primagaz : filiale du groupe néerlandais SHV Energy, n°1 mondial de la distribution de GPL.
• Vitogaz, filiale du groupe Rubis.

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

En 2020, en France, sur une consommation totale de 1 544 878 t, 383 565 t ont été livrées dans des bouteilles, 1 126 188 t dans des citernes, 112 816 t comme carburant et 52 099 t par des réseaux de distribution.

Consommations : en 2021, dans le monde : 316,9 millions de t, dans l’Union européenne, en 2014 : 26,3 millions de tonnes, en France, en 2019 : 1,66 million de t. Dans le monde, les principaux pays consommateurs sont, en 2021, en ordre décroissant : Chine, États-Unis, Inde, Arabie Saoudite, Japon.

Secteurs d’utilisation : en 2018.

	Europe	France		Europe	France
Résidentiel et tertiaire	19 %	56 %	Carburant	28 %	10 %
Pétrochimie et raffinage	40 %		Agriculture	2 %	20 %
Autres industries	11 %	14 %

Sources : Comité Français du Butane et du Propane et WLPGA

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

Dans le monde, en 2021, 27,6 millions de véhicules utilisent le GPL, dont 15 millions en Europe. En Turquie 4,6 millions de véhicules, en Russie 3 millions, en Pologne 3 millions, en Corée du Sud 2,1 millions, en Italie 2,3 millions, en Ukraine 2,5 millions, en Thaïlande 1,1 million. Au Japon, 250 000 taxis de Tokyo utilisent le GPL. En France, 190 000 véhicules (0,73 % du parc automobile) emploient le GPL comme carburant et les ventes ont été de 51 000 t.

Gaz de mine (grisou)

Origine : se dégage spontanément dans des mines de charbon.

Composition et pouvoir calorifique : en moyenne.

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

Production : la production française injectée dans le réseau de transport de gaz naturel est, en 2020, de 183 GWh.

Utilisations : capté, en France, par Gazonor (l’ancienne filiale des Charbonnages de France a été achetée, en 2016, par la Française de l’Energie (LFDE)), depuis 1993, dans des puits de mines désaffectés du bassin minier du Nord-Pas de Calais, à Avion (59) près de Lens. La production a été, en 2019, de 72,2 millions de m³ d’un gaz contenant 54 % de méthane. Les réserves prouvées et probables sont de 9,2 milliards de m³, dans les Hauts de France et de 2,144 milliards de m³ en Lorraine. Le gaz capté dans le Nord-Pas de Calais est utilisé pour produire de l’électricité avec une capacité de 12 MW ou injecté dans le réseau de distribution du gaz naturel. En 2019 a débuté une production en Belgique avec 5,5 millions de m³ et en 2021 devrait  débuter une production en Lorraine, à Lachambre.

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

Gaz de cokerie

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

Composition et pouvoir calorifique : en moyenne.

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

Utilisations : principalement dans les industries sidérurgiques et chimiques.

Gaz de hauts fourneaux

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

Composition et pouvoir calorifique : en moyenne.

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

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

Gaz de raffinerie

Origine : sous-produit du raffinage pétrolier.

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

Utilisations : industries chimiques et parachimiques.

Biogaz

Ou gaz de décharges.

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

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

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

Production :

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

Dans l’Union européenne, en 2020, la production primaire d’énergie par le biogaz a été de 14 716 ktep à 80 % issue de la fermentation de déchets et de matières brutes végétales, 11,2 % de gaz de décharges, 7,8 % de boues de stations d’épuration. Les principales installations sont situées en Allemagne avec une production de 7 745 ktep, en Italie avec 2 018 kep et en France avec 1 134 ktep. La production d’électricité a été de 55 755 GWh dont 33 495 GWh en Allemagne, 8 166 GWh en Italie, 2 743 GWh en France et celle de chaleur de 1 001 ktep dont 422 ktep en Allemagne, 274 ktep en Italie, 76 ktep en France.

En France, fin 2021, il y avait 945 sites de production de biogaz (avec, en 2020, 608 d’installations agricoles, 169 de décharges, 107 d’industries agro-alimentaires, 76 de stations d’épuration, 15 d’ordures ménagères) et 365 sites de production de biométhane (avec, en 2021, 309 agricoles, 26 de boues de stations d’épuration, 17 de déchets, 13 d’industries). En France, au 31 décembre 2020, la capacité de production de biométhane est de 3,9 TWh/an. En 2021, 4,3 TWh ont été injectés dans le réseau de distribution de gaz naturel soit 0,92 % de la consommation de gaz naturel.

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

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

Bibliographie

Archives

Gaz naturel 2022

Gaz naturel 2019

Gaz naturel 2015

Gaz naturel 2014

Gaz naturel 2012

Gaz naturel 1996

Gaz naturel 1993

Données industrielles

Le pétrole représente, en 2021, 30,1 % de la consommation mondiale d’énergie primaire, 35,5 % dans l’Union européenne et 27,8 %, en France. De plus c’est la principale matière première de la chimie organique.

Origine

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

Productions

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

Production de pétrole brut

En millions de t, en 2023, sur un total de 4 508 millions de t. Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

en millions de tonnes de pétrole brut, en 2023

États-Unis	827		Chine	209
Russie	542		Brésil	184
Arabie Saoudite	532		Émirats Arabes Unis	176
Canada	278		Koweït	140
Iran	214		Mexique	102
Irak	213		Norvège	95

Principaux producteurs :

en millions de t

Saudi Aramco (Arabie Saoudite), en 2022	573		ExxonMobil (États-Unis), en 2022	82
Rosneft (Russie), en 2021	194		Petrobas (Brésil), en 2022	107
Iraq National Oil Co. (Irak), en 2020	202		BP* (Royaume Uni), en 2022	60
CNPC (Chine), en 2021	179		Chevron (États-Unis), en 2022	72
Abu Dhabi National Oil Co.	166		Shell (Royaume Uni/Pays Bas), en 2022	73
National Iranian Oil Co. (Iran), en 2020	143		Petroleos Mexicanos (Mexique), en 2020	84
Kuwait Petroleum Corp. (Koweït), en 2020	130		TotalEnergies (France), en 2022	76

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

Commerce international : pour le pétrole brut, en 2023, il concerne 2 127 millions de t soit 47 % de la production.

Principaux pays exportateurs : en 2023.

en millions de t de pétrole brut

Arabie Saoudite	349		Irak	184
Russie	241		Émirats Arabes Unis	171
Canada	207		Koweït	81
États-Unis	185

Source : Energy Institute Statistical Review of World Energy

Les exportations d’Arabie Saoudite sont principalement destinées à 25 % à la Chine, 15 % à l’Inde, 12 % à l’Europe, 10 % au Japon 5 % aux États-Unis.

Principaux pays importateurs : en 2023.

en millions de t de pétrole brut

Chine	564		Pays Bas	86
États-Unis	370		Allemagne	72
Inde	240		Thaïlande	58
Corée du Sud	134		Royaume Uni	50
Japon	125		France	48

Source : ITC

Les importations chinoises proviennent principalement à 19 % de Russie, 15 % d’Arabie Saoudite, 10 % d’Iran, 10 % de Malaisie, 7 % des Émirats Arabes Unis.

Réserves de pétrole

En milliards de t, en 2020, sur un total de 244,4 milliards de t. Source : BP Statistical Review of World Energy

en millions de t

Venezuela	48 000		Russie	14 800
Arabie Saoudite	40 900		Koweït	14 000
Canada	27 100		Émirats Arabes Unis	13 000
Iran	21 700		États-Unis	8 200
Irak	19 600		Libye	6 300

Les réserves prouvées, fin 2020, sont, dans le monde de 244 400 millions de t, pour les pays de l’OPEP de 171 800 millions de t et pour ceux de l’Union européenne de 300 millions de t.

Les réserves prouvées au 31 décembre 2020 représentent 53,5 années d’exploitation (au rythme de 2020), mais les prospections pétrolières et l’évolution des techniques de forage permettent de découvrir de nouvelles réserves chaque année. Les réserves ultimes sont aujourd’hui estimées à  300 000 millions de t (ce qui représente 68 années d’exploitation au rythme actuel). Il est à  noter qu’en 1978, les réserves prouvées ne représentaient que 28 ans de production. Toutefois, les combustibles fossiles, dont le pétrole, étant consommés 100 000 fois plus vite qu’ils ne se forment, l’épuisement de cette ressource est inéluctable.

Les réserves du Canada sont principalement, avec 26,2 millions de t, sous forme de sables bitumineux. Celles du Venezuela sont en grande partie, avec 42,0 millions de t, constituées par le pétrole extra-lourd de la Ceinture de l’Orénoque.

Raffinage

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

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

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

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

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

Capacités mondiales de distillation : fin 2023. Monde : 5 154 millions de tonnes/an, Union européenne : 605 millions de tonnes/an.

en millions de tonnes/an

Chine	921		Arabie Saoudite	164
États-Unis	918		Japon	153
Russie	338		Iran	130
Inde	253		Brésil	114
Corée du Sud	167		Allemagne	103

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

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

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

Type de réaction	Exemples
alcane = alcane + alcène	C6H14 = C3H8 + C3H6
alcène = 2 alcènes	C6H12 = C3H6 + C3H6
alkylaromatique = benzène + alcène	ΦC5H11 = ΦH + C5H10
alkylaromatique = arylalcène + alcane	ΦC5H11 = ΦC2H3 + C3H8
cycloalcane = 2 alcènes	C8H16 = 2 C4H4
cycloalcane = cyclohexane + 2 alcènes	C10H20 = C6H12 + 2 C2H4

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

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

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

Situation française

Production française :

En 2022, la France a produit 609 000 t de pétrole brut. La production est en baisse depuis qu’elle a atteint son maximum en 1988 avec 3,36 millions de t. Cette production est répartie entre le Bassin Parisien (61,2 %), l’Aquitaine (38,1 %) et l’Alsace (0,7 %). Les principaux exploitants sont Vermilion Rep (ex-Esso) et International Petroleum Corporation. Les gisements exploités par Vermilion, sont ceux de Parentis et Cazaux, en Aquitaine et Champotran et Chaunoy, dans le Bassin Parisien, à l’aide 301 puits et, en 2022, une production de 390 000 t.
La production de International Petroleum Corporation, société issue du groupe Lundin Energy a été, en 2022, avec 106 puits en production de 138 000 t.
Les réserves françaises sont, au 1^er janvier 2023, de 10,8 millions de t.
Au total depuis les débuts de l’exploitation pétrolière, plus de 3 000 puits d’exploration et de production ont été forés.
La loi du 30 décembre 2017 met fin à la production française d’hydrocarbures en 2040.

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

Production du groupe TotalEnergies à l’étranger :

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

La production de liquides (pétrole brut, bitumes, condensats et liquides de gaz naturel) du groupe TotalEnergies, en 2022, est de 75,9 millions de t dont, en millions de t : aux Émirats Arabes Unis : 15,6, en Angola : 7,7, en Norvège : 6,1, au Nigeria : 5,8, au Canada : 5,1, au Brésil : 5,1, au Qatar : 5,0, en Libye : 3,6, au Congo : 3,5, en Russie : 3,2, au Kazakhstan : 2,7, au Royaume Uni : 2,6, en Algérie : 1,6, en Australie : 1,5, à Oman : 1,3, aux États-Unis : 1,2, au Danemark : 1,2, au Gabon : 0,8, en Italie : 0,7…

Importations françaises : de pétrole brut, en 2021, avec un total de 33,997 millions de tonnes, en provenance de :

en millions de t

Kazakhstan	4,514		Arabie Saoudite	2,617
Algérie	3,932		Irak	2,395
Nigeria	3,881		Norvège	2,339
Libye	3,371		Royaume Uni	1,146
Russie	2,995		Angola	0,404

La facture pétrolière d’achat de pétrole brut, représente, en 2022, 31,4 milliards d’euros.

La taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques – TICPE (en 2022, 0,69 euro/litre sur le supercarburant SP95-E10 et 0,61 euro/litre sur le gazole, avec une majoration éventuelle, selon les régions) a rapporté, en 2019, 31,9 milliards d’euros, taxe à laquelle il faut ajouter la TVA : 9 milliards d’euros.

Transport du pétrole brut :

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

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

Stockage :

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

Capacités françaises de distillation : en 2022, par opérateur, et localisation des raffineries sur un total de 58,6 millions de tonnes par an.

en milliers de tonnes par an

Opérateur	Capacité	Localisation
TotalEnergies	29 050	Gonfreville (76), Donges (44), Feyzin (69)
Esso SAF	18 900	Port-Jérôme – Gravenchon (76), Fos-sur-mer (13)
Petroineos	9 900	Lavéra (13)
SARA	788	Le Lamentin (Martinique)

• En 1973, le nombre de raffineries était de 24. En 2005, BP a vendu la raffinerie de Lavera à Ineos. Le 1^er avril 2008, Shell, a vendu la raffinerie de Berre (6,3 Mt), fermée en 2015, à LyondellBasell et celle de Petit-Couronne (7,4 Mt), fermée depuis, à Petroplus. Fin 2016, la raffinerie de Provence à La Mède a cessé de distiller du pétrole brut et a été convertie à la production de biocarburants.
• En 2021, la production de produits raffinés a été de 36,8 millions de t de produits finis.
• En 2021, les importations de produits raffinés ont été de 46,5 millions de t, les exportations, de 13,2 millions de t.
• En 2021 la raffinerie de Grandpuits a été arrêtée et transformée en production de biocarburants, de bioplastiques et de recyclage de plastiques.
• En avril 2024, ExxonMobil a annoncé la vente de sa raffinerie de Fos-sur-Mer.

Procédés utilisés, en 2017, en France :

en milliers de t/an de capacités

Distillation atmosphérique	62 800
Reformage catalytique	6 898
Désulfuration des gazoles	32 047
Viscoréduction et craquage thermique	6 059
Craquage catalytique	11 862
Hydrocraquage	4 927
Alkylation des bases essences	1 138
Isomérisation des bases essences	2 514

Production de produits raffinés dérivés du pétrole, en France, en 2021, sur un total de 36,0 millions de tonnes.

en millions de tonnes

Gazole	13,5		Fioul domestique	2,0
Supercarburant	7,7		Kérosène	1,1
Usages non énergétiques (naphta, bitumes, lubrifiants)	5,7		GPL	1,1
Fiouls lourds	3,9		Autres (coke de pétrole…)	1,0

Utilisations

Consommations : en 2023. Monde : 4 530 millions de tonnes, Union européenne : 49 4millions de tonnes.

en millions de tonnes

États-Unis	816		Corée du Sud	121
Chine	768		Brésil	118
Inde	249		Canada	100
Arabie Saoudite	172		Allemagne	92
Russie	165		Mexique	90
Japon	151		Iran	80

Transports	61,4 %		Agriculture, pêche	5,0 %
Résidentiel – tertiaire	10,1 %		Industrie, hors chimie	3,8 %
Usages non énergétiques (chimie)	17,6 %		Centrales thermiques	2,1 %

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

Consommation de produits pétroliers, en France, en 2021, sur un total de 67,9 millions de tonnes.

en millions de t

Gazole routier	31,1		GPL	3,9
Fioul domestique et autres	10,8		Coke de pétrole et autres	1,8
Supercarburants routiers	9,0		Jet kérosène	1,6
Naphta, bitumes, lubrifiants	8,5		Fiouls lourds	1,1

Les carburants automobiles

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

Indice d’octane : définitions.

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

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

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

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

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

L’essence sans plomb :

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

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

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

Le gazole :

Les gazoles commercialisés sont le résultat d’un mélange d’hydrocarbures d’origine pétrolière, de molécules de synthèse (additifs) et éventuellement de composés oxygénés organiques. Ils sont destinés à l’alimentation des moteurs thermiques à allumage par compression. Leur consommation a été, en France, en constante augmentation jusqu’en 2014 au détriment des supercarburants (il représentait 49 % des immatriculations en 2000 et 70,8 % en 2010). Toutefois, depuis 2014, on assiste à un renversement de situation, avec, en 2022, 16 % des nouvelles immatriculations de voitures particulières.

La France a consommé en 2021, 31,1 millions de t de gazole routier.

Marché français des carburants :

Depuis 1980, le nombre de stations-service (16 000 en 2 000) est en baisse constante du fait de la restructuration des réseaux traditionnels. A partir de cette même date, la part des grandes et moyennes surfaces (GMS) dans le réseau de distribution est en augmentation. En 2022, sur les 11 039 stations-services françaises, les pétroliers et indépendants en gèrent 40 %, les GMS, 60 %.

Les biocarburants : ils sont ajoutés, en proportions variables, à l’essence ou au gazole et peuvent être utilisés purs après adaptation du moteur. En 2020, ils représentent, dans l’Union européenne, une consommation de 15,8 millions de t équivalent pétrole (Mtep) dont 2,9 Mtep, en France. Afin d’éviter d’utiliser des produits utiles à l’alimentation, la production de biocarburants de deuxième génération, à partir de déchets lignocellulosiques (pailles de céréales, tiges, rafles de maïs, branches…) commence à se développer. En France, en 2020, le biodiesel représente 73,3 % de la consommation de biocarburants, le biocarburant destiné à la filière essence, 26,7 %.

Production de biocarburants, en 2023 : monde : 4 627,6 pétajoules, Union européenne : 658,4 pétajoules.

en pétajoules

États-Unis	1 795,1		Inde	109,0
Brésil	1 015,6		Thaïlande	88,0
Indonésie	433,0		Pays Bas	83,0
Chine	174,6		France	76,1
Allemagne	159,9		Espagne	62,5

Consommation de biocarburants destiné aux transports dans l’Union européenne, en 2020. Total : 15,779 millions de tep.

en milliers de tep

Allemagne	3 346		Pologne	954
France	2 633		Belgique	666
Espagne	1 546		Pays Bas	562
Italie	1 347		Autriche	519
Suède	1 172		Roumanie	412

Source : Eurobserv’ER

Biocarburants destinés à la filière gazole : on distingue les esters méthyliques d’acides gras (EMAG) qui représentent, en 2020, en France, 87,5 % des incorporations dans le gazole, avec 2 607 millions de litres, des biogazoles de synthèse qui sont obtenus par co-traitement dans des raffineries ou dans des bioraffineries par hydrogénation principalement d’huiles végétales (HVHTG) ou aussi de graisses animales et qui représentent 12,5 % des incorporations dans le gazole, avec 371 millions de litres. Ces biocarburants représentent, en France, en 2020, 7,88 % du volume du gazole mis à la disposition des consommateurs et 7,30 % de la quantité d’énergie.

Les esters méthyliques d’acides gras (EMAG) sont principalement issus d’huiles végétales (EMHV), avec 2 482 millions de L, mais aussi d’huiles alimentaires usagées (EMHU), avec 105 millions de L, d’huiles animales (EMHA), avec 15 millions de L ou de déchets avec 5,2 millions de L. Les EMHV sont obtenu par transestérification à partir d’huile de colza ou de tournesol et de méthanol. 0,9 t d’huile et 0,1 t de méthanol donnent 0,9 t d’ester et 0,1 t de glycérol (voir le chapitre glycérol). Un hectare donne 3 t de colza, 1,27 t d’huile et 1,17 t d’ester. En France, en 2020, les EMHV représentent 83,3 % des biocarburants incorporés dans le gazole, les EMHU 3,5 %, les EMHA 0,5 %. En 2020, les biocarburants incorporés en France dans le gazole proviennent à 64 % d’huile de colza, 23 % d’huile de soja, 2 % d’huile de tournesol, 7 % d’huiles alimentaires usagées, 4 % de graisses animales. Jusqu’en 2019, les biocarburants HVHTG étaient principalement, à 95 %, obtenus à partir d’huile de palme indonésienne. Depuis l’interdiction, en 2020, de l’emploi de cette huile elle a été remplacée par des huiles alimentaires usagées, des graisses animales, des huiles de colza, soja ou tournesol.

En 2020, la consommation mondiale est de 33,964 millions de t équivalent pétrole dont 5,179 millions de t aux États-Unis, 4,731 millions de t au Brésil.

Consommation de biodiesel destiné aux transports dans l’Union européenne, en 2020. Total : 13,012 millions de tep.

en milliers de tep

Allemagne	2 568		Pologne	864
France	2 078		Belgique	569
Espagne	1 448		Autriche	469
Italie	1 245		Roumanie	314
Suède	995		République tchèque	309

Source : Eurobserv’ER

Il est appelé Diester, en France. En France, en 2017, la capacité de production est de 2,080 millions de t/an. Le diester est produit principalement par le groupe Avril, avec une production, en 2018, de 1,4 million de t, en France et 424 000 t à l’international. En France, la production est réalisée à Grand Couronne (76), Venette (60), Sète (34), Le Mériot (10), Montoir (44), Bordeaux (33). L’usine de Boussens (31) du groupe Cognis travaille à façon 30 000 t/an pour Avril. Il entre jusqu’à 7,7 % dans le gazole des moteurs diesel des véhicules particuliers et peut atteindre 30 % dans les véhicules de flotte captive. En Allemagne, l’utilisation d’huile pure est légale.

Biocarburants destinés à la filière essence : ce sont, pour la France, en 2020, à 70 % de l’éthanol (C₂H₅OH), avec 758 millions de litres, à 26 % de l’éthyltertiobutyléther (ETBE – C₄H₉-O-C₂H₅), avec 278 millions de litres et à 4 % des huiles végétales hydrotraitées (HVHTE), avec 49 millions de litres. Ces biocarburants représentent, en 2020, en France, 11,2 % du volume de l’essence mise à la disposition des consommateurs et 7,83 % de la quantité d’énergie. Les matières premières employées sont les suivantes : le maïs à 39,0 %, le blé à 26,8 %, les betteraves à 12,2 %, les résidus viniques à 5,4 %, les graisses animales à 1,73 %, l’orge à 1,5 %, le colza à 1,0 %, le tournesol à 0,14 %, la canne à sucre à 0,95 %.

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

Production d’éthanol, en 2020. Monde : 1 178 millions d’hL, Union européenne : 67,7 millions d’hL.

en millions d’hL

États-Unis	544		France	17
Brésil	356		Thaïlande	17
Chine	92		Allemagne	11
Inde	37,5		Argentine	10
Canada	19		Russie	6

Production d’éthanol destiné aux carburants, dans l’Union européenne, en 2020 sur un total de 2,446 millions de t équivalent pétrole.

en milliers de tep

Allemagne	702		Belgique	97
France	555		Finlande	93
Pays Bas	226		Pologne	90
Espagne	98		Suède	67
Roumanie	98		République tchèque	65

Source : ObservER

Dans l’Union européenne, en 2020, la production totale d’éthanol a été de 67,7 millions d’hL, dont 16,9 en France, 10,9 en Allemagne, 6,5 en Hongrie, 5,2 en Espagne, 4,25 en Pologne, 2,8 en Suède, 2,15 en Autriche, 1,14 en Italie…

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

En France, en 2020-21, la production d’éthanol a été de 17,2 millions d’hectolitres (en 2019-20, à 49 % à partir de betterave sucrière, 47,5 % à partir de céréales (blé et maïs), 3,5 % à partir de raisins). Sur ce volume, 10,5 millions d’hectolitres ont été destinés à un usage de carburant. Pour cet usage, l’éthanol est en partie transformé en ETBE (voir ci-dessous). Toutefois se développe l’introduction directe d’éthanol dans l’essence avec une teneur qui, en France, réglementairement peut atteindre 7 %. Il peut être consommé pur ou à 85 % dans l’essence (superéthanol E85) avec des moteurs adaptés. Les ventes de superéthanol E85, ont été, en 2020, de 351,8 millions de litres, dans 2 305 stations, en janvier 2021.

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

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

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

Bibliographie

Archives

Pétrole 2022

Pétrole 2019

Pétrole 2015

Pétrole 2014

Pétrole 2012

Pétrole 1996

Pétrole 1993