Centrales au gaz naturel

Le gaz naturel a produit environ 6 900 TWh en 2025, près de 22 % de l’électricité mondiale, juste derrière le charbon. C’est le combustible d’ajustement de la plupart des systèmes électriques. Les cycles combinés fournissent l’énergie de masse, les turbines et moteurs à démarrage rapide couvrent les pointes, et le gaz fixe le prix de gros sur de nombreux marchés une bonne partie de l’année. Les centrales au gaz sont flexibles, bon marché à construire et émettent environ moitié moins de CO₂ par kWh que le charbon. En contrepartie : des prix du combustible volatils, une forte dépendance aux importations dans de nombreux pays et des fuites de méthane tout au long de la chaîne d’approvisionnement.

Comment ça marche

Le gaz de réseau est surtout du méthane (CH₄, en général 85 à 95 %), avec un peu d’éthane, de propane, d’azote et de CO₂. Les centrales le brûlent de trois grandes façons.

Turbines à gaz (cycle de Brayton). Un compresseur porte l’air à 15 à 25 fois la pression atmosphérique (jusqu’à environ 30 sur les machines avancées). Le combustible brûle dans la chambre de combustion à des températures qui dépassent désormais 1 500 °C sur les machines de classe H et J. Les gaz chauds se détendent dans la turbine, qui entraîne à la fois le compresseur et un alternateur. L’échappement sort à environ 450–650 °C.

Cycle combiné. Dans une centrale à cycle combiné gaz (CCGT), ces gaz d’échappement traversent une chaudière de récupération. La vapeur entraîne une turbine à vapeur (cycle de Rankine) qui ajoute environ 50 % d’électricité sans combustible supplémentaire. Les configurations usuelles associent une turbine à gaz à une turbine à vapeur (« 1×1 ») ou deux turbines à gaz alimentant une turbine à vapeur (« 2×1 »).

Moteurs alternatifs. De gros moteurs à allumage commandé ou dual-fuel de 5 à 20 MW chacun, comme ceux de Wärtsilä, MAN et Jenbacher, sont regroupés en centrales de dizaines à centaines de mégawatts. Ils démarrent en moins de cinq minutes et conservent leur rendement à charge partielle, ce qui les destine aux îles, aux mines et aux réseaux riches en renouvelables variables.

Les ingénieurs expriment le rendement sous forme de consommation spécifique de chaleur (heat rate), l’énergie de combustible nécessaire par kWh livré :

Les données américaines sont exprimées sur pouvoir calorifique supérieur (PCS). Les données européennes et celles des constructeurs sont en général sur pouvoir calorifique inférieur (PCI), ce qui fait paraître la même centrale environ 10 % plus efficace, car le PCI du gaz naturel vaut à peu près 90 % de son PCS. Le calculateur de contenu énergétique des combustibles convertit entre mètres cubes, therms, MMBtu et MWh de gaz.

Principales variantes

Le record de rendement d’un CCGT a été établi par des machines de classe H au Japon et en France et s’établit à un peu plus de 63–64 % sur PCI. Même alors, environ 37 % de l’énergie du combustible part sous forme de chaleur basse température, que les centrales de cogénération récupèrent pour les réseaux de chaleur ou l’industrie.

Rendement et facteur de charge

Le facteur de charge des centrales au gaz dépend de leur rôle et du prix du gaz. Aux États-Unis, les cycles combinés ont tourné en moyenne autour de 55 à 60 % ces dernières années (EIA). Le gaz de schiste était si bon marché que certaines années ils ont tourné davantage que les centrales au charbon. Les turbines en cycle simple tournent en général à 5–15 %, ne démarrant que lors des pointes de demande, des pannes ou des soirées sans vent. En Europe, l’utilisation des CCGT est plus faible et plus volatile : elle augmente quand le gaz bat le charbon en coût carbone compris, et baisse quand le gaz est cher ou que la production renouvelable est forte. Le calculateur de facteur de charge montre ce que ces heures représentent en production annuelle.

Les centrales au gaz comptent parmi les moyens thermiques les plus flexibles. Les CCGT modernes varient de 30 à 80 MW par minute, et les moteurs et turbines aérodérivatives démarrent à froid en quelques minutes. C’est pourquoi ils fournissent une grande partie de la capacité de pointe, des réserves d’exploitation et du secours de l’éolien et du solaire. Le revers : des cycles fréquents augmentent les coûts de maintenance et réduisent le rendement.

Coûts

L’électricité au gaz est bon marché à construire et chère à produire, à l’inverse des renouvelables et du nucléaire.

• Lazard LCOE+ 2024 (États-Unis, hors subventions) : cycle combiné gaz 45–108 $/MWh ; turbines de pointe 110–228 $/MWh. Ces fourchettes supposent des prix du gaz américains de quelques dollars par MMBtu et des facteurs de charge de 30 à 90 % (CCGT) et de 10 à 15 % (pointe).
• AIE/AEN Projected Costs 2020 : médiane d’environ 71 $/MWh pour un CCGT à 7 % de taux d’actualisation, avec un prix du carbone supposé de 30 $/t. Les prix régionaux du combustible créent une forte dispersion.
• L’ATB du NREL et l’AEO de l’EIA situent le coût d’investissement instantané d’un CCGT neuf autour de 1 000 à 1 300 $/kW, et celui des turbines à combustion un peu plus bas par kW.

Tout se joue sur le combustible. Avec une consommation spécifique de 6,5 MMBtu/MWh, chaque variation de 1 $/MMBtu du prix du gaz déplace le coût de production d’environ 6,5 $/MWh. Aux prix américains du Henry Hub de 2 à 4 $/MMBtu, le combustible coûte 13 à 26 $/MWh. Aux prix européens du TTF de 2022, quand les moyennes mensuelles ont brièvement dépassé 200 €/MWh de gaz (environ 60 $/MMBtu), le seul combustible coûtait environ 350 €/MWh d’électricité. Ajouter un prix du carbone de 80 €/t augmente le coût d’un CCGT d’environ 28 à 32 €/MWh. Faites vos propres calculs avec le calculateur de LCOE. Réglez le facteur de charge sur 10 % et vous verrez pourquoi les moyens de pointe coûtent si cher par MWh alors qu’ils sont bon marché à construire.

Le GNL et le marché mondial du gaz

Les pays sans approvisionnement par gazoduc importent du gaz naturel liquéfié, refroidi à environ −162 °C et transporté par méthanier. La liquéfaction, le transport et la regazéification consomment environ 10 à 15 % de l’énergie du gaz et ajoutent plusieurs dollars par MMBtu. Ils alourdissent aussi les émissions sur le cycle de vie de 10 à 40 % selon le trajet. Les États-Unis sont devenus en 2023 le premier exportateur mondial de GNL, devant le Qatar et l’Australie. Le GNL a en partie relié des marchés du gaz autrefois régionaux : un hiver froid en Asie fait désormais monter les prix de l’électricité en Europe.

Foncier, eau et matériaux

L’emprise propre d’une centrale au gaz est faible, souvent quelques hectares pour un CCGT de l’ordre du gigawatt. Les puits, réseaux de collecte et gazoducs en amont couvrent bien plus de terrain, surtout dans les bassins de schiste. Les CCGT ont besoin d’environ un tiers de l’eau de refroidissement d’une centrale au charbon ou nucléaire par MWh, car la partie turbine à gaz évacue sa chaleur par l’échappement. La revue du NREL (Macknick et al., 2012) donne une consommation médiane d’environ 200 gallons US par MWh pour les CCGT à tour de refroidissement, contre environ 700 pour le charbon et le nucléaire. Les aérocondenseurs peuvent la ramener presque à zéro au prix d’une légère perte de rendement. Les turbines en cycle simple ne consomment presque pas d’eau.

Émissions de CO2 sur le cycle de vie

La cheminée ne raconte qu’une partie de l’histoire. Les fuites de méthane des puits, compresseurs, gazoducs et usines de GNL pèsent lourd, car le potentiel de réchauffement global du méthane vaut environ 30 sur 100 ans et environ 80 sur 20 ans (GIEC AR6).

• Annexe III du GIEC AR5 WGIII (2014) : médiane de 490 gCO2e/kWh pour le cycle combiné, fourchette de 410 à 650.
• CEE-ONU 2021 : cycle combiné au gaz naturel 403–513 gCO2e/kWh sans captage. Avec CSC, la fourchette tombe à environ 90–220 gCO2e/kWh, limitée par les taux de captage et le méthane en amont.
• Les turbines en cycle ouvert émettent 50 à 60 % de CO₂ en plus par kWh que les CCGT à cause de leur rendement plus faible.

Personne ne s’accorde sur le volume des fuites. Alvarez et al. (Science, 2018) ont mesuré des émissions de la chaîne d’approvisionnement américaine équivalant à environ 2,3 % de la production brute de gaz, soit environ 60 % au-dessus de l’inventaire officiel de l’EPA. Le Global Methane Tracker de l’AIE estime qu’environ 40 % du méthane du pétrole et du gaz pourrait être évité sans coût net. Les études de cycle de vie situent le seuil où le gaz perd son avantage climatique sur le charbon, à l’horizon de 20 ans, à des taux de fuite de quelques pour cent. Sur 100 ans, le gaz conserve un net avantage pour la plupart des taux de fuite réalistes. Les satellites qui repèrent les super-émetteurs, les programmes de détection et de réparation des fuites et le règlement européen sur le méthane (qui couvre aussi les importations) ciblent tous cet écart.

Sûreté et impacts sur la santé

Le gaz brûle en n’émettant presque pas de dioxyde de soufre, de particules ni de mercure. Il émet toutefois des oxydes d’azote, maîtrisés par des brûleurs bas-NOx à sec et la réduction catalytique sélective. Par unité d’énergie, il nuit bien moins à la santé que le charbon ou le pétrole. Markandya et Wilkinson (Lancet, 2007) estimaient environ 4 décès par TWh pour le gaz européen. La synthèse d’Our World in Data donne environ 2,8 décès par TWh, contre environ 24,6 pour le charbon et 0,03 pour le nucléaire, l’éolien et le solaire. Les risques de la chaîne d’approvisionnement comprennent les explosions de gazoducs, les éruptions de puits et les incidents de stockage comme Aliso Canyon (Californie, 2015–2016), ainsi que des impacts locaux sur l’air et l’eau près des exploitations de schiste.

Options de décarbonation

Captage du carbone. Le captage post-combustion aux amines est plus difficile sur un CCGT que sur une centrale au charbon, car les fumées du gaz sont diluées (environ 4 % de CO₂ contre 12 à 14 % pour le charbon). La pénalité atteint 7 à 10 points de rendement. Le projet britannique Net Zero Teesside Power (environ 740 MW, décision d’investissement fin 2024) veut devenir la première centrale au gaz à l’échelle commerciale équipée de CSC, avec un taux de captage allant jusqu’à 95 %.

Mélange d’hydrogène. La plupart des turbines neuves peuvent brûler 30 à 50 % d’hydrogène en volume, et les constructeurs visent 100 % vers 2030. L’hydrogène contenant environ un tiers de l’énergie volumique du méthane, un mélange à 30 % en volume ne réduit le CO₂ que d’environ 10 %, et l’hydrogène doit lui-même être bas carbone. Le calculateur d’hydrogène vert montre l’électricité nécessaire. Voir hydrogène vert pour l’économie de la filière.

Le biométhane issu de la méthanisation peut remplacer directement le gaz fossile, mais l’offre reste limitée face à la demande du secteur électrique.

Perspectives

L’avenir de l’électricité au gaz dépend de la région. Aux États-Unis, le gaz de schiste a remplacé le charbon entre 2008 et 2024, et le gaz fournit désormais environ 40 % de l’électricité du pays. La demande des centres de données a relancé les commandes de turbines neuves, et les délais de livraison des machines lourdes atteignaient plusieurs années en 2025. En Europe, le choc de prix de 2022 a accéléré les renouvelables et l’efficacité énergétique, et la consommation de gaz pour l’électricité a baissé. Le gaz reste le principal filet de sécurité pendant les périodes sombres et sans vent, et se rémunère par les mécanismes de capacité. Le Moyen-Orient, l’Asie du Sud-Est et une partie de l’Afrique continuent d’ajouter de grands parcs de CCGT.

Dans un système à zéro émission nette, les centrales au gaz finissent par vendre de la capacité plutôt que de l’énergie. Elles tournent moins d’heures, en secours garanti aux côtés du stockage par batterie et de l’éolien, et utilisent à terme le CSC, l’hydrogène ou le biométhane. La carte mondiale de l’énergie montre les pays les plus dépendants du gaz, et la comparaison des technologies met ses coûts et ses émissions en regard des alternatives.