À l’échelle nationale, les émissions de méthane provenant de la chaîne d’approvisionnement pétrolière et gazière des États-Unis seraient de l’ordre de 13 ± 2 tétragrammes par année, soit l’équivalent de 2,3 % de la production brute de gaz aux États-Unis, conclut une étude publiée dans l’édition du 13 juillet dernier de Science. L’étude souligne que : « Cette valeur est environ 60 % plus élevée que l’estimation de l’inventaire de l’Agence de protection de l’environnement (APE) des États-Unis ».
Les auteurs de l’étude estiment que cet écart résulte probablement des « méthodes d’inventaire existantes [qui] manquent les émissions libérées dans des conditions d’exploitation anormales ». L’explication tiendrait au fait que : « Les émissions de méthane de cette ampleur, par unité de gaz naturel consommée, produisent un forçage radiatif sur une période de 20 ans comparable au CO2 de la combustion du gaz naturel ».
Les mesures des émissions de méthane peuvent être établies selon deux modèles d’échantillonnage : soit de haut en bas (TD), soit de bas en haut (BU). Les études TD quantifient les améliorations du méthane ambiant en utilisant des aéronefs, des satellites ou des réseaux de pylônes et déduisent les émissions globales de toutes les sources contributrices sur de vastes zones géographiques. En revanche, les études de BU génèrent des estimations d’émissions régionales ou nationales en agrégeant et en extrapolant les émissions mesurées d’équipements, d’opérations ou d’installations individuelles, en utilisant des mesures directement au point d’émission ou, dans le cas des installations, directement sous le vent. Pour établir les mesures de méthane, l’étude en question a opté pour le modèle BU.
« Nous croyons que la raison d’une telle divergence est que les méthodes d’échantillonnage sous-jacentes aux inventaires conventionnels sous-estiment systématiquement les émissions totales parce qu’elles ratent des émissions élevées causées par des conditions de fonctionnement anormales (par exemple, des dysfonctionnements) ». Les auteurs de cette étude font aussi valoir que : « Des réductions substantielles des émissions sont possibles grâce à la détection rapide des causes profondes des émissions élevées et au déploiement de systèmes moins sujets aux défaillances ».
Comme ils le soulignent leur « évaluation ne met pas à jour les émissions provenant de la distribution locale et de l’utilisation finale du gaz naturel, en raison d’informations insuffisantes sur cette partie de la chaîne d’approvisionnement. Cependant, des études récentes suggèrent que les émissions de la distribution locale dépassent l’estimation actuelle de l’inventaire, et que les émissions des utilisateurs finaux pourraient également être importantes. Si ces résultats s’avèrent représentatifs, les émissions globales de la chaîne d’approvisionnement en gaz naturel augmenteraient » d’autant.
« Par conséquent, l’hypothèse la plus probable pour la différence entre les estimations de gaz à effet de serre (GES) de l’APE et les nôtres dérivées des mesures au niveau de l’installation est que les mesures utilisées pour développer les facteurs d’émission des GES sous-échantillonnent les conditions d’exploitation anormales rencontrées au cours des travaux. Les estimations d’inventaires basées sur des sources comme l’inventaire des GES ont sous-estimé les émissions au niveau des installations, probablement à cause des difficultés techniques et des risques de sécurité et de responsabilité associés à la mesure des grandes émissions provenant des réservoirs aériens, par exemple ».
http://www.sciencemag.org
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