Gas natural licuado

Gas natural licuado ()GNL) es gas natural (predominantemente metano, CH₄, con una mezcla de etano, C₂H₆) que se ha enfriado hasta forma líquida para facilidad y seguridad de almacenamiento o transporte no presurizado. Toma aproximadamente 1/600 el volumen de gas natural en el estado gaseoso a las condiciones estándar para la temperatura y la presión.

El GNL es inodoro, incoloro, no tóxico y no corrosivo. Los peligros incluyen inflamabilidad después de la vaporización a estado gaseoso, congelación y asfixia. El proceso de licuefacción implica la eliminación de ciertos componentes, como polvo, gases ácidos, helio, agua e hidrocarburos pesados, que podrían causar dificultades aguas abajo. Luego, el gas natural se condensa en un líquido a una presión cercana a la atmosférica enfriándolo a aproximadamente -162 °C (-260 °F); La presión máxima de transporte se establece en alrededor de 25 kPa (4 psi) (presión manométrica), que es aproximadamente 1,25 veces la presión atmosférica al nivel del mar.

El gas extraído de los depósitos subterráneos de hidrocarburos contiene una mezcla variable de componentes de hidrocarburos, que normalmente incluye principalmente metano (CH₄), junto con etano (C₂H< sub>6), propano (C₃H₈) y butano (C₄H₁₀ >). En el gas natural también se encuentran otros gases, en particular el CO₂. Estos gases tienen amplios puntos de ebullición y también diferentes valores caloríficos, lo que permite diferentes rutas de comercialización y también diferentes usos. El "ácido" Elementos como el sulfuro de hidrógeno (H₂S) y el dióxido de carbono (CO₂), junto con el aceite, el lodo, el agua y el mercurio, se eliminan del gas para entregarlo. un chorro de gas limpio y endulzado. Si no se eliminan gran parte o la totalidad de dichas moléculas ácidas, mercurio y otras impurezas, se podrían dañar el equipo. La corrosión de las tuberías de acero y la amalgamación de mercurio en aluminio dentro de los intercambiadores de calor criogénicos podrían causar daños costosos.

La corriente de gas normalmente se separa en fracciones de petróleo licuado (butano y propano), que pueden almacenarse en forma líquida a una presión relativamente baja, y las fracciones más ligeras de etano y metano. Estas fracciones más ligeras de metano y etano luego se licuan para formar la mayor parte del GNL que se envía.

Durante el siglo XX se consideraba que el gas natural carecía de importancia económica allí donde los yacimientos de petróleo o gas productores de gas estaban alejados de los gasoductos o estaban ubicados en ubicaciones costa afuera donde los gasoductos no eran viables. En el pasado, esto generalmente significaba que el gas natural producido se quemaba, especialmente porque, a diferencia del petróleo, no existía ningún método viable para el almacenamiento o transporte de gas natural aparte de los gasoductos comprimidos hasta los usuarios finales del mismo gas. Esto significó que los mercados de gas natural eran históricamente enteramente locales y cualquier producción tenía que consumirse dentro de la red local o regional.

Los avances en los procesos de producción, el almacenamiento criogénico y el transporte crearon efectivamente las herramientas necesarias para comercializar el gas natural en un mercado global que ahora compite con otros combustibles. Además, el desarrollo del almacenamiento de GNL también introdujo una confiabilidad en las redes que antes se pensaba imposible. Dado que el almacenamiento de otros combustibles es relativamente fácil mediante tanques simples, se podría mantener almacenado un suministro para varios meses. Con la llegada del almacenamiento criogénico a gran escala, fue posible crear reservas de almacenamiento de gas a largo plazo. Estas reservas de gas licuado podrían utilizarse en cualquier momento a través de procesos de regasificación, y hoy son el principal medio para que las redes manejen los requisitos locales de reducción de picos.

Contenido energético específico y densidad energética

El poder calorífico depende de la fuente de gas que se utiliza y del proceso que se utiliza para licuar el gas. El rango de poder calorífico puede abarcar ±10 a 15 por ciento. Un valor típico del poder calorífico superior del GNL es aproximadamente 50 MJ/kg o 21 500 BTU/lb. Un valor típico del poder calorífico inferior del GNL es 45 MJ/kg o 19.350 BTU/lb.

A efectos de comparación de diferentes combustibles, el poder calorífico se puede expresar en términos de energía por volumen, lo que se conoce como densidad de energía expresada en MJ/litro. La densidad del GNL es aproximadamente de 0,41 kg/litro a 0,5 kg/litro, dependiendo de la temperatura, la presión y la composición, en comparación con el agua a 1,0 kg/litro. Utilizando el valor medio de 0,45 kg/litro, los valores típicos de densidad de energía son 22,5 MJ/litro (basado en un poder calorífico más alto) o 20,3 MJ/litro (basado en un poder calorífico más bajo).

La densidad de energía volumétrica del GNL es aproximadamente 2,4 veces la de gas natural comprimido (GNC), lo que hace económico transportar gas natural por barco en forma de GNL. La densidad energética del GNL es comparable al propano y el etanol, pero es sólo el 60% de diesel y el 70% de la de la gasolina.

Historia

Los experimentos sobre las propiedades de los gases comenzaron a principios del siglo XVII. A mediados del siglo XVII, Robert Boyle había deducido la relación inversa entre la presión y el volumen de los gases. Casi al mismo tiempo, Guillaume Amontons empezó a investigar los efectos de la temperatura sobre el gas. Durante los siguientes 200 años continuaron varios experimentos con gases. Durante esa época hubo esfuerzos por licuar gases. Se descubrieron muchos datos nuevos sobre la naturaleza de los gases. Por ejemplo, a principios del siglo XIX, Cagniard de la Tour demostró que había una temperatura por encima de la cual un gas no podía licuarse. A mediados y finales del siglo XIX hubo un gran impulso para licuar todos los gases. Varios científicos, entre ellos Michael Faraday, James Joule y William Thomson (Lord Kelvin), realizaron experimentos en esta área. En 1886, Karol Olszewski licuó metano, el componente principal del gas natural. En 1900 todos los gases se habían licuado excepto el helio, que se licuó en 1908.

La primera licuefacción de gas natural a gran escala en los EE. UU. fue en 1918, cuando el gobierno de los EE. UU. licuó gas natural como una forma de extraer helio, que es un pequeño componente de parte del gas natural. Este helio estaba destinado a ser utilizado en dirigibles británicos durante la Primera Guerra Mundial. El gas natural licuado (GNL) no se almacenó, sino que se regasificó y se puso inmediatamente en la red de gas.

Las patentes clave relacionadas con la licuefacción del gas natural datan de 1915 y mediados de la década de 1930. En 1915 Godfrey Cabot patentó un método para almacenar gases líquidos a temperaturas muy bajas. Consistía en un diseño tipo botella termo que incluía un tanque interior frío dentro de un tanque exterior; estando los tanques separados por aislamiento. En 1937, Lee Twomey recibió patentes para un proceso de licuefacción de gas natural a gran escala. La intención era almacenar gas natural en forma líquida para poder utilizarlo para reducir las cargas máximas de energía durante las olas de frío. Debido a los grandes volúmenes, no es práctico almacenar gas natural, como gas, cerca de la presión atmosférica. Sin embargo, cuando se licua, se puede almacenar en un volumen de 1/600 del tamaño. Esta es una forma práctica de almacenarlo, pero el gas debe mantenerse a -260 °F (-162 °C).

Existen dos procesos para licuar gas natural en grandes cantidades. El primero es el proceso en cascada, en el que el gas natural es enfriado por otro gas que a su vez ha sido enfriado por otro gas más, de ahí el nombre de proceso de "cascada". proceso. Generalmente hay dos ciclos en cascada antes del ciclo del gas natural licuado. El otro método es el proceso de Linde, aunque a veces se utiliza una variación del proceso de Linde, llamado proceso de Claude. En este proceso, el gas se enfría de forma regenerativa haciéndolo pasar y expandirlo continuamente a través de un orificio hasta que se enfría a temperaturas a las que se licua. Este proceso fue desarrollado por James Joule y William Thomson y se conoce como efecto Joule-Thomson. Lee Twomey utilizó el proceso en cascada para sus patentes.

Operaciones comerciales en Estados Unidos

La East Ohio Gas Company construyó una planta comercial de GNL a gran escala en Cleveland, Ohio, en 1940, justo después de una exitosa planta piloto construida por su empresa hermana, Hope Natural Gas Company de West Virginia. Esta fue la primera planta de este tipo en el mundo. Originalmente tenía tres esferas, de aproximadamente 63 pies de diámetro, que contenían GNL a -260 °F. Cada esfera contenía el equivalente a unos 50 millones de pies cúbicos de gas natural. En 1942 se añadió un cuarto tanque, un cilindro. Tenía una capacidad equivalente a 100 millones de pies cúbicos de gas. La planta funcionó con éxito durante tres años. El gas almacenado se regasificó y se puso en la red eléctrica cuando llegaron las olas de frío y se necesitó capacidad adicional. Esto impidió negar el suministro de gas a algunos clientes durante una ola de frío.

La planta de Cleveland falló el 20 de octubre de 1944, cuando el tanque cilíndrico se rompió, derramando miles de galones de GNL sobre la planta y el vecindario cercano. El gas se evaporó y se incendió, lo que provocó 130 víctimas mortales. El incendio retrasó la implementación de instalaciones de GNL durante varios años. Sin embargo, durante los siguientes 15 años, nuevas investigaciones sobre aleaciones de baja temperatura y mejores materiales de aislamiento sentaron las bases para una reactivación de la industria. Se reinició en 1959 cuando un barco Liberty estadounidense de la Segunda Guerra Mundial, el Mtane Pioneer, convertido para transportar GNL, realizó una entrega de GNL desde la costa del Golfo de Estados Unidos a Gran Bretaña, que carecía de energía. En junio de 1964, entró en servicio el primer buque metanero del mundo construido expresamente, el Mtane Princess. Poco después se descubrió un gran yacimiento de gas natural en Argelia. El comercio internacional de GNL siguió rápidamente a medida que se enviaba GNL a Francia y Gran Bretaña desde los campos argelinos. Ahora se ha explotado otro atributo importante del GNL. Una vez licuado el gas natural, no sólo se podía almacenar más fácilmente, sino que también se podía transportar. Por lo tanto, ahora la energía podría transportarse a través de los océanos a través de GNL de la misma manera que se transportaba en forma de petróleo.

La industria del GNL de EE. UU. se reinició en 1965 cuando se construyeron una serie de nuevas plantas en los EE. UU. La construcción continuó durante la década de 1970. Estas plantas no solo se utilizaron para reducir los picos, como en Cleveland, sino también para el suministro de carga base para lugares que nunca antes tuvieron gas natural. Se construyeron varias instalaciones de importación en la costa este en previsión de la necesidad de importar energía a través de GNL. Sin embargo, un reciente auge en la producción de gas natural de Estados Unidos (2010-2014), propiciado por la fracturación hidráulica ("fracking"), ha hecho que muchas de estas instalaciones de importación se consideren instalaciones de exportación. La primera exportación estadounidense de GNL se completó a principios de 2016.

Ciclo de vida del GNL

El proceso comienza con el pretratamiento de una materia prima de gas natural que ingresa al sistema para eliminar impurezas como H2S, CO₂, H₂O, mercurio y hidrocarburos de cadena superior. Luego, el gas materia prima ingresa a la unidad de licuefacción donde se enfría a entre -145 °C y -163 °C. Aunque el tipo o número de ciclos de calentamiento y/o refrigerantes utilizados pueden variar según la tecnología, el proceso básico implica hacer circular el gas a través de serpentines de tubos de aluminio y exposición a un refrigerante comprimido. A medida que se vaporiza el refrigerante, la transferencia de calor hace que el gas en los serpentines se enfríe. Luego, el GNL se almacena en un tanque aislado especializado de doble pared a presión atmosférica, listo para ser transportado a su destino final.

La mayor parte del GNL nacional se transporta por tierra mediante camiones/remolques diseñados para temperaturas criogénicas. El transporte intercontinental de GNL se realiza en buques cisterna especiales. Los tanques de transporte de GNL constan de un compartimento interno de acero o aluminio y un compartimento externo de acero o carbono con un sistema de vacío en el medio para reducir la cantidad de transferencia de calor. Una vez en el sitio, el GNL debe almacenarse en tanques de almacenamiento de fondo plano o aislados al vacío. Cuando está listo para su distribución, el GNL ingresa a una instalación de regasificación donde se bombea a un vaporizador y se calienta nuevamente a su forma gaseosa. Luego, el gas ingresa al sistema de distribución del gasoducto y se entrega al usuario final.

Producción

El gas natural alimentado a la planta de GNL será tratado para eliminar agua, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, benceno y otros componentes que se congelarán bajo las bajas temperaturas necesarias para el almacenamiento o que serán destructivos para la instalación de licuefacción. El GNL suele contener más del 90 % de metano. También contiene pequeñas cantidades de etano, propano, butano, algunos alcanos más pesados y nitrógeno. El proceso de purificación se puede diseñar para producir casi un 100% de metano. Uno de los riesgos del GNL es una explosión de transición de fase rápida (RPT), que ocurre cuando el GNL frío entra en contacto con el agua.

La infraestructura más importante necesaria para la producción y el transporte de GNL es una planta de GNL que consta de uno o más trenes de GNL, cada uno de los cuales es una unidad independiente para la licuefacción y purificación del gas. Un tren típico consta de un área de compresión, un área de condensador de propano y áreas de metano y etano.

El tren de GNL más grande en funcionamiento se encuentra en Qatar, con una capacidad de producción total de 7,8 millones de toneladas por año (MTPA). El GNL se carga en barcos y se entrega a una terminal de regasificación, donde se permite que se expanda y se reconvierta en gas. Las terminales de regasificación suelen estar conectadas a una red de almacenamiento y distribución por gasoductos para distribuir gas natural a empresas distribuidoras locales (PMA) o centrales eléctricas independientes (IPP).

Producción de plantas de GNL

La información de la siguiente tabla se deriva en parte de la publicación de la Administración de Información Energética de EE. UU.
Ver también Lista de terminales de GNL

Producción total mundial

La industria del GNL se desarrolló lentamente durante la segunda mitad del siglo pasado porque la mayoría de las plantas de GNL están ubicadas en áreas remotas no servidas por tuberías, y debido a los altos costos de tratar y transportar GNL. Construir una planta de GNL cuesta al menos 1.500 millones de dólares por 1 capacidad de MTPA, una terminal receptora cuesta 1.000 millones de dólares por 1 capacidad de rendimiento de bcf/día y los buques de GNL cuestan 200 millones a 300 millones de dólares.

A principios de la década de 2000, los precios para la construcción de plantas de GNL, terminales receptoras y buques cayeron a medida que surgieron nuevas tecnologías y más actores invirtieron en licuefacción y regasificación. Esto tendió a hacer que el GNL fuera más competitivo como medio de distribución de energía, pero el aumento de los costos de los materiales y la demanda de los contratistas de construcción han ejercido una presión al alza sobre los precios en los últimos años. El precio estándar de un buque de GNL de 125.000 metros cúbicos construido en astilleros europeos y japoneses solía ser de 250 millones de dólares. Cuando los astilleros coreanos y chinos entraron en la carrera, el aumento de la competencia redujo los márgenes de ganancias y mejoró la eficiencia, reduciendo los costos en un 60 por ciento. Los costos en dólares estadounidenses también disminuyeron debido a la devaluación de las monedas de los mayores constructores navales del mundo: el yen japonés y el won coreano.

Desde 2004, el gran número de pedidos aumentó la demanda de espacios para astilleros, elevando su precio y aumentando los costes de los buques. El costo de construcción por tonelada de una planta de licuefacción de GNL cayó constantemente desde los años 1970 hasta los años 1990. El costo se redujo en aproximadamente un 35 por ciento. Sin embargo, recientemente el costo de construir terminales de licuefacción y regasificación se duplicó debido al aumento del costo de los materiales y la escasez de mano de obra calificada, ingenieros profesionales, diseñadores, gerentes y otros profesionales administrativos.

Debido a las preocupaciones sobre la escasez de gas natural en el noreste de Estados Unidos y el excedente de gas natural en el resto del país, se están contemplando muchas nuevas terminales de importación y exportación de GNL en Estados Unidos. Las preocupaciones sobre la seguridad de tales instalaciones crean controversia en algunas regiones donde se proponen. Uno de esos lugares se encuentra en Long Island Sound, entre Connecticut y Long Island. Broadwater Energy, una iniciativa de TransCanada Corp. y Shell, desea construir una terminal de importación de GNL en el estrecho del lado de Nueva York. Los políticos locales, incluido el ejecutivo del condado de Suffolk, plantearon preguntas sobre la terminal. En 2005, los senadores de Nueva York Chuck Schumer y Hillary Clinton también anunciaron su oposición al proyecto. Varias propuestas de terminales de importación a lo largo de la costa de Maine también encontraron altos niveles de resistencia y preguntas. El 13 de septiembre de 2013, el Departamento de Energía de Estados Unidos aprobó la solicitud de Dominion Cove Point para exportar hasta 770 millones de pies cúbicos por día de GNL a países que no tienen un acuerdo de libre comercio con Estados Unidos. La FERC concluyó su evaluación ambiental del proyecto Cove Point LNG, que encontró que el proyecto de exportación de gas natural propuesto podría construirse y operarse de manera segura. Actualmente se propone otra terminal de GNL para la isla de Elba, Georgia. Los planes para tres terminales de exportación de GNL en la región de la Costa del Golfo de EE. UU. también han recibido aprobación federal condicional. En Canadá, se está construyendo una terminal de exportación de GNL cerca de Guysborough, Nueva Escocia.

Aspectos comerciales

Comercio global

En el desarrollo comercial de una cadena de valor de GNL, los proveedores de GNL primero confirman las ventas a los compradores intermedios y luego firman contratos a largo plazo (normalmente de 20 a 25 años) con términos y estructuras estrictos para el precio del gas. Sólo cuando los clientes estén confirmados y el desarrollo de un proyecto totalmente nuevo se considere económicamente viable, los patrocinadores de un proyecto de GNL podrán invertir en su desarrollo y operación. Por lo tanto, el negocio de licuefacción de GNL se ha limitado a actores con fuertes recursos financieros y políticos. Las principales compañías petroleras internacionales (IOC) como ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP, Chevron, TotalEnergies y compañías petroleras nacionales (NOC) como Pertamina y Petronas son actores activos.

El GNL se envía a todo el mundo en buques marítimos especialmente construidos. El comercio de GNL se completa mediante la firma de un SPA (acuerdo de compraventa) entre un proveedor y una terminal receptora, y mediante la firma de un GSA (acuerdo de venta de gas) entre una terminal receptora y los usuarios finales. La mayoría de los términos del contrato solían ser DES o ex ship, responsabilizando al vendedor por el transporte del gas. Sin embargo, debido a los bajos costos de construcción naval y a que los compradores preferían garantizar un suministro confiable y estable, aumentaron los contratos con condiciones FOB. En tales condiciones, el comprador, que a menudo es propietario de un buque o firma un acuerdo de fletamento a largo plazo con transportistas independientes, es responsable del transporte.

Los acuerdos de compra de GNL solían ser a largo plazo con relativamente poca flexibilidad tanto en precio como en volumen. Si se confirma la cantidad anual del contrato, el comprador está obligado a tomar y pagar el producto, o pagarlo aunque no lo haya tomado, en lo que se conoce como obligación de contrato take-or-pay (TOP).

A mediados de la década de 1990, el GNL era un mercado de compradores. A petición de los compradores, las SPA comenzaron a adoptar algunas flexibilidades en materia de volumen y precio. Los compradores tuvieron más flexibilidades al alza y a la baja en TOP, y entraron en vigor SPA de corto plazo de menos de 16 años. Al mismo tiempo, también se permitieron destinos alternativos para la carga y el arbitraje. A principios del siglo XXI, el mercado volvió a estar a favor de los vendedores. Sin embargo, los vendedores se han vuelto más sofisticados y ahora proponen compartir oportunidades de arbitraje y alejarse de los precios de curva S. Ha habido mucho debate sobre la creación de una "OGEC" como equivalente de gas natural de la OPEP. Rusia y Qatar, países con las mayores y terceras reservas de gas natural del mundo, finalmente han apoyado tal medida.

Hasta 2003, los precios del GNL han seguido de cerca los precios del petróleo. Desde entonces, los precios del GNL en Europa y Japón han sido más bajos que los precios del petróleo, aunque el vínculo entre el GNL y el petróleo sigue siendo fuerte. Por el contrario, los precios en Estados Unidos y el Reino Unido se han disparado recientemente y luego han caído como resultado de cambios en la oferta y el almacenamiento. A finales de la década de 1990 y principios de la de 2000, el mercado cambió para los compradores, pero desde 2003 y 2004 ha sido un fuerte mercado de vendedores, con el retorno neto como la mejor estimación de los precios.

Una investigación de Global Energy Monitor en 2019 advirtió que hasta 1,3 billones de dólares en nueva infraestructura de exportación e importación de GNL actualmente en desarrollo corren un riesgo significativo de quedarse varados, ya que el gas global corre el riesgo de sufrir un exceso de oferta, particularmente si Estados Unidos y Canadá juegan un papel más importante.

El aumento actual del petróleo y el gas no convencionales en los EE. UU. ha resultado en precios más bajos del gas en los EE. UU. Esto ha llevado a discusiones en Asia. mercados de gas vinculados al petróleo para importar gas según el índice Henry Hub. La reciente conferencia de alto nivel en Vancouver, la Cumbre de Energía del Pacífico 2013 La Cumbre de Energía del Pacífico 2013 convocó a responsables políticos y expertos de Asia y Estados Unidos para discutir las relaciones comerciales de GNL entre estas regiones.

Existen terminales de recepción en unos 40 países, incluidos Bélgica, Chile, China, República Dominicana, Francia, Grecia, India, Italia, Japón, Corea, Polonia, España, Taiwán, Reino Unido y Estados Unidos, entre otros. Existen planes para que Bahrein, Alemania, Ghana, Marruecos, Filipinas, Vietnam y otros también construyan nuevas terminales receptoras (regasificación).

Evaluación de proyectos de GNL

Los proyectos de GNL de carga base (a gran escala, >1 MTPA) requieren reservas de gas natural, compradores y financiación. Utilizar tecnología probada y un contratista probado es extremadamente importante tanto para los inversores como para los compradores. Reservas de gas requeridas: 1 tcf de gas requerido por Mtpa de GNL durante 20 años.

El GNL se produce de manera más rentable en instalaciones relativamente grandes debido a las economías de escala, en sitios con acceso marítimo que permiten envíos regulares de grandes volúmenes directamente al mercado. Esto requiere un suministro seguro de gas de capacidad suficiente. Idealmente, las instalaciones están ubicadas cerca de la fuente de gas, para minimizar el costo de la infraestructura de transporte intermedio y la contracción del gas (pérdida de combustible en el transporte). El alto costo de construir grandes instalaciones de GNL hace que el desarrollo progresivo de fuentes de gas para maximizar la utilización de las instalaciones sea esencial y que la extensión de la vida útil de las instalaciones de GNL existentes, financieramente depreciadas, sea rentable. Especialmente cuando se combina con precios de venta más bajos debido a la gran capacidad instalada y los crecientes costos de construcción, esto hace que la evaluación/justificación económica para desarrollar nuevas instalaciones de GNL, y especialmente nuevas, sea un desafío, incluso si estas podrían ser más respetuosas con el medio ambiente que las instalaciones existentes con todas las partes interesadas. inquietudes satisfechas. Debido al alto riesgo financiero, es habitual asegurar contractualmente el suministro, las concesiones y las ventas de gas durante períodos prolongados antes de tomar una decisión de inversión.

Usos

El uso principal del GNL es simplificar el transporte de gas natural desde la fuente hasta el destino. A gran escala, esto se hace cuando el origen y el destino se encuentran al otro lado del océano. También se puede utilizar cuando no se dispone de la capacidad adecuada de la tubería. Para usos de transporte a gran escala, el GNL normalmente se regasifica en el extremo receptor y se introduce en la infraestructura local de gasoductos.

El GNL también se puede utilizar para satisfacer la demanda máxima cuando la infraestructura normal de tuberías puede satisfacer la mayoría de las necesidades de la demanda, pero no las necesidades de la demanda máxima. Estas plantas suelen denominarse plantas de reducción de picos de GNL, ya que el propósito es reducir parte de la demanda máxima de lo que se requiere fuera de la tubería de suministro.

El GNL se puede utilizar como combustible para motores de combustión interna. El GNL se encuentra en las primeras etapas para convertirse en un combustible principal para las necesidades de transporte. Se está evaluando y probando para aplicaciones de transporte por carretera, todoterreno, marítimas y ferroviarias. Se conocen problemas con los tanques de combustible y el suministro de gas al motor, pero a pesar de estas preocupaciones, ha comenzado el paso al GNL como combustible para el transporte. El GNL compite directamente con el gas natural comprimido como combustible para vehículos a gas natural ya que el motor es idéntico. Puede haber aplicaciones en las que los camiones, autobuses, trenes y barcos de GNL podrían ser rentables para distribuir regularmente energía de GNL junto con carga general y/o pasajeros a comunidades más pequeñas y aisladas sin una fuente de gas local o acceso a gasoductos.

Uso de GNL para alimentar grandes camiones de carretera

China ha sido líder en el uso de vehículos de GNL con más de 100.000 vehículos propulsados por GNL en las carreteras en septiembre de 2014.

En Estados Unidos se están poniendo en marcha los inicios de una capacidad pública de abastecimiento de GNL. Un sitio de seguimiento de centros de abastecimiento de combustible alternativo muestra 84 centros de combustible de GNL para camiones públicos a partir de diciembre de 2016. Es posible que los camiones grandes realicen viajes a través del país, como de Los Ángeles a Boston, y reposten en estaciones de servicio públicas cada 500 millas. El Directorio Nacional de Camioneros de 2013 enumera aproximadamente 7.000 paradas de camiones, por lo que aproximadamente el 1% de las paradas de camiones de EE. UU. tienen GNL disponible.

Si bien en diciembre de 2014 el GNL y los vehículos a gas no se utilizaban muy rápidamente en Europa y era cuestionable si el GNL alguna vez se convertiría en el combustible elegido entre los operadores de flotas, las tendencias recientes a partir de 2018 muestran perspectivas diferentes. Durante el año 2015, los Países Bajos introdujeron camiones propulsados por GNL en el sector del transporte. El gobierno australiano está planeando desarrollar una autopista de GNL para utilizar el GNL producido localmente y reemplazar el combustible diesel importado utilizado por los vehículos de transporte interestatales.

En el año 2015, India también tuvo un pequeño comienzo transportando GNL en camiones cisterna propulsados por GNL en el estado de Kerala. En 2017, Petronet LNG instalará 20 estaciones de GNL en autopistas a lo largo de la costa oeste de la India que conectan Delhi con Thiruvananthapuram cubriendo una distancia total de 4.500 km a través de Mumbai y Bengaluru. En 2020, India planeó instalar 24 estaciones de servicio de GNL a lo largo de las autopistas del Cuadrilátero Dorado de 6.000 km que conectan los cuatro metros debido a la disminución de los precios del GNL.

Japón, el mayor importador mundial de GNL, está listo para comenzar a utilizar GNL como combustible para el transporte por carretera.

Motores de alta potencia y alto par

La cilindrada del motor es un factor importante en la potencia de un motor de combustión interna. Por lo tanto, un motor de 2,0 L normalmente sería más potente que un motor de 1,8 L, pero eso supone que se utiliza una mezcla de aire y combustible similar.

Sin embargo, si un motor más pequeño utiliza una mezcla de aire y combustible con mayor densidad de energía (como a través de un turbocompresor), entonces puede producir más potencia que uno más grande que quema una mezcla de aire y combustible con menor densidad de energía. Para motores de alta potencia y alto torque, se prefiere un combustible que cree una mezcla de aire y combustible más densa en energía, porque un motor más pequeño y simple puede producir la misma potencia.

Con los motores convencionales de gasolina y diésel, la densidad de energía de la mezcla de aire y combustible está limitada porque los combustibles líquidos no se mezclan bien en el cilindro. Además, la gasolina y el diésel tienen temperaturas y presiones de autoignición relevantes para el diseño del motor. Una parte importante del diseño del motor son las interacciones de los cilindros, las relaciones de compresión y los inyectores de combustible, de modo que se evite el preencendido pero al mismo tiempo se pueda inyectar la mayor cantidad de combustible posible, mezclarlo bien y aún tener tiempo para completar el proceso. proceso de combustión durante la carrera de potencia.

El gas natural no se enciende automáticamente a presiones y temperaturas relevantes para el diseño de motores convencionales de gasolina y diésel, por lo que permite una mayor flexibilidad en el diseño. El metano, el componente principal del gas natural, tiene una temperatura de autoignición de 580 °C (1076 °F), mientras que la gasolina y el diésel se autoinflaman a aproximadamente 250 °C (482 °F) y 210 °C (410 °F), respectivamente.

Con un motor de gas natural comprimido (GNC), la mezcla del combustible y el aire es más eficaz ya que los gases normalmente se mezclan bien en un corto período de tiempo, pero a presiones típicas de GNC el combustible en sí tiene menos densidad energética que gasolina o diésel, por lo que el resultado es una mezcla de aire y combustible menos densa en energía. Para un motor de una cilindrada determinada, un motor de GNC de aspiración normal suele ser menos potente que un motor de gasolina o diésel de cilindrada similar. Por ese motivo, los turbocompresores son populares en los coches europeos a GNC. A pesar de esa limitación, el motor Cummins Westport ISX12G de 12 litros es un ejemplo de un motor con capacidad de GNC diseñado para arrastrar cargas de tractocamión de hasta 80,000 libras (36,000 kg), lo que demuestra que el GNC se puede usar en muchas aplicaciones de camiones de carretera. El motor ISX G original incorporaba un turbocompresor para mejorar la densidad de energía aire-combustible.

El GNL ofrece una ventaja única sobre el GNC para aplicaciones de alta potencia más exigentes al eliminar la necesidad de un turbocompresor. Debido a que el GNL hierve a aproximadamente -160 °C (-256 °F), mediante el uso de un simple intercambiador de calor se puede convertir una pequeña cantidad de GNL a su forma gaseosa a una presión extremadamente alta con el uso de poca o ninguna energía mecánica. Un motor de alta potencia diseñado adecuadamente puede aprovechar esta fuente de combustible gaseoso de presión extremadamente alta y densidad de energía para crear una mezcla de aire y combustible con mayor densidad de energía que la que se puede crear de manera eficiente con un motor propulsado por GNC. El resultado, en comparación con los motores de GNC, es una mayor eficiencia general en aplicaciones de motores de alta potencia cuando se utiliza tecnología de inyección directa de alta presión. El sistema de combustible Westport HDMI2 es un ejemplo de un sistema de inyección directa de alta presión que no requiere un turbocompresor si se combina con un intercambiador de calor de GNL adecuado. El motor de GNL de 13 litros de Volvo Trucks es otro ejemplo de un motor de GNL que aprovecha la tecnología avanzada de alta presión.

Westport recomienda GNC para motores de 7 litros o menos y GNL con inyección directa para motores de entre 20 y 150 litros. Para motores de entre 7 y 20 litros se recomienda cualquiera de las dos opciones. Vea la diapositiva 13 de su presentación NGV Bruxelles – Sesión de innovación industrial.

Se han desarrollado o se están desarrollando motores de alta potencia en los campos de perforación petrolera, minería, locomotoras y marina. Paul Blomerus ha escrito un artículo en el que concluye que se podrían necesitar hasta 40 millones de toneladas anuales de GNL (aproximadamente 26,1 mil millones de galones/año o 71 millones de galones/día) solo para satisfacer las necesidades globales de estos motores de alta potencia entre 2025 y 2030..

A finales del primer trimestre de 2015, Prometheus Energy Group Inc afirmó haber entregado más de 100 millones de galones de GNL al mercado industrial en los cuatro años anteriores y continúa sumando nuevos clientes.

Uso de GNL en aplicaciones marítimas

En algunos puertos se ha establecido el abastecimiento de GNL mediante el abastecimiento de combustible de camión a barco. Este tipo de abastecimiento de GNL es sencillo de implementar, suponiendo que haya un suministro de GNL disponible.

La compañía alimentadora y de transporte marítimo de corta distancia Unifeeder ha estado operando el primer buque portacontenedores propulsado por GNL del mundo, el Wes Amelie, desde finales de 2017, transitando entre el puerto de Rotterdam y los países bálticos en un horario semanal. La empresa de transporte de contenedores Maersk Group ha decidido introducir buques portacontenedores propulsados por GNL. El Grupo DEME ha contratado a Wärtsilä para impulsar su nueva generación 'Antigoon' Draga de primera clase con motores de combustible dual (DF). Crowley Maritime de Jacksonville, Florida, botó dos barcos ConRo propulsados por GNL, el Coquí y el Taino, en 2018 y 2019, respectivamente.

En 2014, Shell ordenó un buque dedicado a GNL. Está previsto entrar en servicio en Rotterdam en el verano de 2017

El Convenio Internacional para la Prevención de la Contaminación por los Buques (MARPOL), adoptado por la OMI, ha ordenado que los buques marítimos no consuman combustible (bunker, diesel, etc.) con un contenido de azufre superior al 0,5% del año 2020 en aguas internacionales y zonas costeras de países que adopten el mismo reglamento. La sustitución del combustible marítimo con alto contenido de azufre por GNL sin azufre es necesaria a gran escala en el sector del transporte marítimo, ya que los combustibles líquidos con bajo contenido de azufre son más costosos que el GNL. Japón planea utilizar GNL como combustible para 2020.

BHP, una de las empresas mineras más grandes del mundo, tiene como objetivo poner en funcionamiento barcos de transporte de minerales propulsados por GNL a finales de 2021.

En enero de 2021, 175 buques marítimos propulsados por GNL estaban en servicio y se encargaron otros 200.

Uso de GNL en ferrocarril

Florida East Coast Railway cuenta con 24 locomotoras GE ES44C4 adaptadas para funcionar con GNL.

Comercio

El comercio mundial de GNL está creciendo rápidamente desde una cantidad insignificante en 1970 a lo que se espera que sea una cantidad global sustancial para 2020. Como referencia, la producción mundial de petróleo crudo en 2014 fue de 14,6 millones de metros cúbicos (92 millones de barriles) por día o 54.600 teravatios-hora (186,4 mil billones de unidades térmicas británicas) por año.

En 1970, el comercio mundial de GNL era de 3 000 millones de metros cúbicos (bcm) (0,11 quads). En 2011, fue de 331 bcm (11,92 quads). Estados Unidos comenzó a exportar GNL en febrero de 2016. El Black & El pronóstico de Veatch de octubre de 2014 es que para 2020, solo EE. UU. exportará entre 10 y 14 000 millones de pies cúbicos/d (280 y 400 millones m³/d) o por poder calorífico de 3,75 a 5,25 quad (1.100 a 1.540 TWh). E&Y proyecta que la demanda mundial de GNL podría alcanzar las 400 mtpa (19,7 quads) para 2020. Si eso ocurre, el mercado de GNL será aproximadamente el 10% del tamaño del mercado mundial de petróleo crudo, y eso sin contar la gran mayoría del gas natural. que se entrega a través de una tubería directamente desde el pozo al consumidor.

En 2004, el GNL representó el 7 por ciento de la demanda mundial de gas natural. Se espera que el comercio mundial de GNL, que ha aumentado a una tasa del 7,4 por ciento anual durante la década de 1995 a 2005, continúe creciendo sustancialmente. Se espera que el comercio de GNL aumente un 6,7 por ciento anual entre 2005 y 2020.

Hasta mediados de los años 90, la demanda de GNL estaba muy concentrada en el noreste de Asia: Japón, Corea del Sur y Taiwán. Al mismo tiempo, los suministros de la Cuenca del Pacífico dominaron el comercio mundial de GNL. El interés mundial por utilizar unidades de generación de ciclo combinado con gas natural para la generación de energía eléctrica, junto con la incapacidad de los suministros de gas natural de América del Norte y del Mar del Norte para satisfacer la demanda creciente, amplió sustancialmente la región mercados para GNL. También trajo a nuevos proveedores de la Cuenca del Atlántico y Oriente Medio al comercio.

A finales de 2017, había 19 países exportadores de GNL y 40 países importadores de GNL. Los tres mayores exportadores de GNL en 2017 fueron Qatar (77,5 TM), Australia (55,6 TM) y Malasia (26,9 TM). Los tres mayores importadores de GNL en 2017 fueron Japón (83,5 TM), China (39 TM) y Corea del Sur (37,8 TM). Los volúmenes comerciales de GNL aumentaron de 142 TM en 2005 a 159 TM en 2006, 165 TM en 2007, 171 TM en 2008, 220 TM en 2010, 237 TM en 2013, 264 TM en 2016 y 290 TM en 2017. La producción mundial de GNL fue de 246 TM. MT en 2014, la mayor parte del cual se utilizó en el comercio entre países. Durante los próximos años habrá un aumento significativo en el volumen del comercio de GNL. Por ejemplo, alrededor de 59 MTPA de nuevo suministro de GNL procedente de seis nuevas plantas llegaron al mercado sólo en 2009, incluyendo:

• Northwest Shelf Train 5: 4.4 MTPA
• Sakhalin-II: 9.6 MTPA
• Yemen LNG: 6.7 MTPA
• Tangguh: 7.6 MTPA
• Qatargas: 15,6 MTPA
• Rasgas Qatar: 15.6 MTPA

En 2006, Qatar se convirtió en el mayor exportador mundial de GNL. A partir de 2012, Qatar es la fuente del 25% de las exportaciones mundiales de GNL. A partir de 2017, se estimó que Qatar abastecía el 26,7% del GNL mundial.

Las inversiones en instalaciones de exportación de EE. UU. aumentaron en 2013; estas inversiones fueron impulsadas por la creciente producción de gas de esquisto en los Estados Unidos y un gran diferencial de precios entre los precios del gas natural en los EE. UU. y los de Europa y Asia. Cheniere Energy se convirtió en la primera empresa de Estados Unidos en recibir permiso y exportar GNL en 2016. Después de un acuerdo entre Estados Unidos y la UE en 2018, las exportaciones de Estados Unidos a la UE aumentaron. En noviembre de 2021, el productor estadounidense Venture Global LNG firmó un contrato de veinte años con la empresa estatal china Sinopec para suministrar gas natural licuado. Las importaciones chinas de gas natural estadounidense se duplicarán con creces. Las exportaciones estadounidenses de gas natural licuado a China y otros países asiáticos aumentaron en 2021, y los compradores asiáticos estaban dispuestos a pagar precios más altos que los importadores europeos. Esto se revirtió en 2022, cuando la mayor parte del GNL estadounidense se destinó a Europa. Los contratos de exportación de GNL de EE. UU. se celebran principalmente por 15 a 20 años. Es probable que las exportaciones de EE. UU. alcancen los 13,3 Bcf/d en 2024 debido a la puesta en marcha de proyectos en el Golfo de México.

Importaciones

En 1964, el Reino Unido y Francia realizaron el primer comercio de GNL, comprando gas de Argelia, siendo testigos de una nueva era energética.

En 2014, 19 países exportaron GNL.

En comparación con el mercado del petróleo crudo, en 2013 el mercado del gas natural representó alrededor del 72 por ciento del mercado del petróleo crudo (medido en términos de equivalente de calor), del cual el GNL forma una parte pequeña pero en rápido crecimiento. Gran parte de este crecimiento está impulsado por la necesidad de combustible limpio y cierto efecto de sustitución debido al alto precio del petróleo (principalmente en los sectores de calefacción y generación de electricidad).

Japón, Corea del Sur, España, Francia, Italia y Taiwán importan grandes volúmenes de GNL debido a su escasez de energía. En 2005, Japón importó 58,6 millones de toneladas de GNL, lo que representa alrededor del 30 por ciento del comercio mundial de GNL ese año. También en 2005, Corea del Sur importó 22,1 millones de toneladas, y en 2004 Taiwán importó 6,8 millones de toneladas. Estos tres principales compradores compran aproximadamente dos tercios de la demanda mundial de GNL. Además, España importó unas 8,2 MTPA en 2006, lo que la convierte en el tercer importador. Francia también importó cantidades similares a las de España. Tras el desastre nuclear de Fukushima Daiichi en marzo de 2011, Japón se convirtió en un importante importador, representando un tercio del total. Las importaciones europeas de GNL cayeron un 30 por ciento en 2012 y cayeron aún más un 24 por ciento en 2013, ya que los importadores sudamericanos y asiáticos pagaron más. Las importaciones europeas de GNL aumentaron a nuevos máximos en 2019, se mantuvieron altas en 2020 y 2021 y aumentaron aún más en 2022. Los principales contribuyentes fueron Qatar, EE. UU. y Rusia.

En 2017, las importaciones mundiales de GNL alcanzaron 289,8 millones de toneladas de GNL. En 2017, el 72,9% de la demanda mundial de GNL se ubicó en Asia.

Desvío de carga

Según los SPA de GNL, el GNL está destinado a destinos previamente acordados y no se permite el desvío de ese GNL. Sin embargo, si el Vendedor y el Comprador llegan a un acuerdo mutuo, entonces se permite el desvío de la carga, sujeto a compartir el beneficio adicional creado por dicho desvío, mediante el pago de una multa. En la Unión Europea y algunas otras jurisdicciones, no está permitido aplicar la cláusula de participación en los beneficios en las SPA de GNL.

Costo de las plantas de GNL

Durante un largo período de tiempo, las mejoras en el diseño de las plantas de licuefacción y de los camiones cisterna tuvieron el efecto de reducir los costos.

En la década de 1980, el costo de construcción de una planta de licuefacción de GNL costaba 350 dólares/tpa (tonelada por año). En la década de 2000, era de 200 dólares la tpa. En 2012, los costes pueden llegar hasta los 1.000 dólares/tpa, en parte debido al aumento del precio del acero.

En 2003, era común suponer que se trataba de una "curva de aprendizaje" efecto y continuaría en el futuro. Pero esta percepción de una constante caída de los costos del GNL se ha desvanecido en los últimos años.

El costo de construcción de proyectos nuevos de GNL comenzó a dispararse a partir de 2004 y ha aumentado de alrededor de $400 por tonelada por año de capacidad a $1,000 por tonelada por año de capacidad en 2008.

Las principales razones del aumento vertiginoso de los costes en la industria del GNL se pueden describir de la siguiente manera:

1. Baja disponibilidad de contratistas de EPC como resultado de un alto nivel extraordinario de proyectos de petróleo en curso en todo el mundo.
2. Precios altos de materias primas como resultado del aumento de la demanda de materias primas.
3. Falta de mano de obra calificada y experimentada en la industria del GNL.
4. Devaluación del dólar estadounidense.
5. La naturaleza muy compleja de los proyectos construidos en lugares remotos y donde los costos de construcción se consideran algunos de los más altos del mundo.

Excluyendo los proyectos de alto costo, el aumento del 120% en el período 2002-2012 está más en consonancia con la escalada en la industria del petróleo y el gas de corriente superior, según informó el índice UCCI

La crisis financiera mundial (CFG) de 2007-2008 provocó una caída general de los precios de las materias primas y los equipos, lo que redujo en cierta medida el costo de construcción de las plantas de GNL. Sin embargo, en 2012 esto fue más que compensado por la creciente demanda de materiales y mano de obra para el mercado de GNL.

Plantas de licuefacción a pequeña escala

Las plantas de licuefacción a pequeña escala son adecuadas para reducir los picos de los gasoductos, combustible para el transporte o para el suministro de gas natural a áreas remotas no conectadas a los gasoductos. Por lo general, tienen un tamaño compacto, se alimentan desde un gasoducto y están ubicados cerca del lugar donde se utilizará el GNL. Esta proximidad reduce los costos de transporte y de productos de GNL para los consumidores. También evita las emisiones adicionales de gases de efecto invernadero generadas durante el transporte prolongado.

La planta de GNL a pequeña escala también permite reducir los picos localizados, equilibrando la disponibilidad de gas natural durante los períodos de alta y baja demanda. También hace posible que las comunidades sin acceso a gasoductos naturales instalen sistemas de distribución locales y los abastezcan con GNL almacenado.

Precio del GNL

Existen tres sistemas principales de fijación de precios en los contratos actuales de GNL:

• Contrato indizado de petróleo, utilizado principalmente en Japón, Corea, Taiwán y China;
• Contratos indizados de petróleo, productos petroleros y otros portadores de energía, utilizados principalmente en Europa continental; y
• Contratos indexados de mercado, utilizados en EE.UU. y Reino Unido.

La fórmula para un precio indexado es la siguiente:

CP = BP + β X

• BP: parte constante o precio base
• β: gradiente
• X: indexación

La fórmula se ha utilizado ampliamente en las SPA de GNL de Asia, donde el precio base representa varios factores no petroleros, pero generalmente es una constante determinada mediante negociación a un nivel que puede evitar que los precios del GNL caigan por debajo de cierto nivel. Por tanto, varía independientemente de la fluctuación del precio del petróleo.

Henry Hub Plus

Algunos compradores de GNL ya han firmado contratos para futuros cargamentos con base en EE. UU. a precios vinculados a los precios de Henry Hub. El precio del contrato de exportación de GNL de Cheniere Energy consiste en una tarifa fija (tarifa de peaje por licuación) más el 115% de Henry Hub por millón de unidades térmicas británicas de GNL. Las tarifas de peaje en los contratos de Cheniere varían: 2,25 dólares estadounidenses por millón de unidades térmicas británicas (7,7 dólares/MWh) con BG Group firmado en 2011; 2,49 dólares por millón de unidades térmicas británicas (8,5 dólares/MWh) con el GNF español firmado en 2012; y 3,00 dólares por millón de unidades térmicas británicas (10,2 dólares/MWh) con las surcoreanas Kogas y Centrica, firmado en 2013.

Paridad del petróleo

La paridad del petróleo es el precio del GNL que sería igual al del petróleo crudo en términos de barril equivalente de petróleo (BOE). Si el precio del GNL supera el precio del petróleo crudo en términos de BOE, entonces la situación se denomina paridad petrolera rota. Un coeficiente de 0,1724 da como resultado la paridad total del petróleo. En la mayoría de los casos, el precio del GNL es inferior al precio del petróleo crudo en términos de BOE. En 2009, en varios acuerdos de carga al contado, especialmente en Asia Oriental, la paridad del petróleo se acercó a la paridad total del petróleo o incluso la superó. En enero de 2016, el precio spot del GNL de 5,461 dólares por millón de unidades térmicas británicas (18,63 dólares/MWh) rompió la paridad del petróleo cuando el precio del crudo Brent (≤32 dólares estadounidenses/bbl) cayó abruptamente. A finales de junio de 2016, el precio del GNL había caído casi un 50% por debajo del precio de paridad del petróleo, lo que lo hace más económico que el diésel/gasóleo, más contaminante, en el sector del transporte.

Curva S

La mayor parte del comercio de GNL se rige por contratos a largo plazo. Muchas fórmulas incluyen una curva en S, donde la fórmula del precio es diferente por encima y por debajo de un determinado precio del petróleo, para amortiguar el impacto de los altos precios del petróleo en el comprador y de los bajos precios del petróleo en el vendedor. Cuando el precio spot del GNL es más barato que los contratos indexados al precio del petróleo a largo plazo, el uso final más rentable del GNL es alimentar motores móviles para reemplazar el costoso consumo de gasolina y diésel.

En la mayoría de los contratos de GNL de Asia Oriental, la fórmula de precios está indexada a una canasta de crudo importado a Japón llamada Japan Crude Cocktail (JCC). En los contratos de GNL de Indonesia, la fórmula de precio está vinculada al precio crudo de Indonesia (ICP).

En Europa continental, la indexación de la fórmula de precios no sigue el mismo formato y varía de un contrato a otro. El precio del crudo Brent (B), el precio del fueloil pesado (HFO), el precio del fueloil ligero (LFO), el precio del gasóleo (GO), el precio del carbón, el precio de la electricidad y, en algunos casos, los índices de precios al consumidor y al productor son los elementos de indexación de fórmulas de precios.

Revisión de precios

Por lo general, existe una cláusula que permite a las partes activar la revisión o reapertura de precios en los SPA de GNL. En algunos contratos existen dos opciones para provocar una revisión de precios. regulares y especiales. Las regulares son las fechas que se acordarán y definirán en las SPA de GNL a efectos de revisión de precios.

Calidad del GNL

La calidad del GNL es uno de los temas más importantes en el negocio del GNL. Cualquier gas que no se ajuste a las especificaciones acordadas en el contrato de compraventa se considera gas "fuera de especificación" (fuera de especificaciones) o "de mala calidad" gas o GNL. Las normas de calidad tienen tres propósitos:

1 – asegurar que el gas distribuido sea no corrosivo y no tóxico, por debajo de los límites superiores de H₂S, azufre total, CO₂ y contenido de Hg;

2 – para protegerse contra la formación de líquidos o hidratantes en las redes, a través de puntos máximos de agua e hidrocarburos;

3 – permitir la intercambiabilidad de los gases distribuidos, a través de límites en el rango de variación para parámetros que afectan a la combustión: contenido de gases inertes, valor calórico, índice de Wobbe, Índice de hollín, Factor de combustión incompleto, Índice de propinas amarillas, etc.

En el caso de gas o GNL fuera de especificaciones, el comprador puede negarse a aceptar el gas o GNL y el vendedor debe pagar una indemnización por daños y perjuicios por los respectivos volúmenes de gas fuera de especificaciones.

La calidad del gas o GNL se mide en el punto de entrega mediante el uso de un instrumento como un cromatógrafo de gases.

Las preocupaciones más importantes sobre la calidad del gas tienen que ver con el contenido de azufre y mercurio y el poder calorífico. Debido a la sensibilidad de las instalaciones de licuefacción a los elementos de azufre y mercurio, el gas que se envía al proceso de licuefacción debe ser refinado y probado con precisión para asegurar la concentración mínima posible de estos dos elementos antes de ingresar a la planta de licuefacción, por lo que no hay mucho preocupación por ellos.

Sin embargo, la principal preocupación es el poder calorífico del gas. Normalmente, los mercados del gas natural se pueden dividir en tres mercados en términos de poder calorífico:

• Asia (Japón, Corea, Taiwán), donde el gas distribuido es rico, con un valor calórico bruto (GCV) superior a 43 MJ/m³n), es decir, 1.090 Btu/scf,
• el Reino Unido y Estados Unidos, donde el gas distribuido es magro, con un GCV generalmente inferior a 42 MJ/m³n), es decir, 1.065 Btu/scf,
• Europa continental, donde la gama GCV aceptable es bastante amplia: aprox. 39 a 46 MJ/m³n), es decir, 990 a 1.160 Btu/scf.

Existen algunos métodos para modificar el poder calorífico del GNL producido al nivel deseado. Para aumentar el poder calorífico, inyectar propano y butano es una solución. Con el fin de disminuir el poder calorífico, la inyección de nitrógeno y la extracción de butano y propano son soluciones probadas. Mezclarlo con gas o GNL puede ser una solución; sin embargo, todas estas soluciones, aunque teóricamente viables, pueden resultar costosas y logísticamente difíciles de gestionar a gran escala. El precio del GNL pobre en términos de valor energético es más bajo que el precio del GNL rico.

Tecnología de licuefacción

Existen varios procesos de licuefacción disponibles para plantas grandes de GNL de carga base (en orden de prevalencia):

1. AP-C3MR – diseñado por Air Products " Chemicals, Inc. (APCI)
2. Cascade – diseñado por ConocoPhillips
3. AP-X – diseñado por Air Products " Chemicals, Inc. (APCI)
4. AP-SMR (Single Mixed Refrigerant) – diseñado por Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
5. AP-N (Nitrogen Refrigerant) – diseñado por Air Products " Chemicals, Inc. (APCI)
6. MFC (cascada de fluido mezclado) – diseñado por Linde
7. PRICO (SMR) – diseñado por Black & Veatch
8. AP-DMR (Dual Mixed Refrigerant) - diseñado por Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
9. Liquefin – diseñado por Air Liquide

En enero de 2016, la capacidad nominal mundial de licuefacción de GNL era de 301,5 MTPA (millones de toneladas por año), con 142 MTPA adicionales en construcción.

La mayoría de estos trenes utilizan tecnología APCI AP-C3MR o Cascade para el proceso de licuefacción. Los otros procesos, utilizados en una pequeña minoría de algunas plantas de licuefacción, incluyen la tecnología DMR (refrigerante de doble mezcla) de Shell y la tecnología Linde.

La tecnología APCI es el proceso de licuefacción más utilizado en las plantas de GNL: de 100 trenes de licuefacción en funcionamiento o en construcción, 86 trenes con una capacidad total de 243 MTPA se han diseñado en base al proceso APCI. Phillips' El proceso en cascada es el segundo más utilizado, utilizado en 10 trenes con una capacidad total de 36,16 MTPA. El proceso Shell DMR se ha utilizado en tres trenes con una capacidad total de 13,9 MTPA; y, finalmente, se utiliza el proceso Linde/Statoil en el tren único Snohvit 4.2 MTPA.

Las instalaciones flotantes de gas natural licuado (FLNG) flotan sobre un campo de gas marino y producen, licuan, almacenan y transfieren GNL (y potencialmente GLP y condensado) en el mar antes de que los transportistas lo envíen directamente a los mercados. Shell está desarrollando actualmente la primera instalación de FLNG, cuya finalización está prevista para 2018.

Almacenamiento

Los tanques de almacenamiento de GNL modernos suelen ser del tipo de contención total, que tiene una pared exterior de hormigón pretensado y un tanque interior de acero con alto contenido de níquel, con un aislamiento extremadamente eficiente entre las paredes. Los tanques grandes tienen una relación de aspecto baja (alto a ancho) y de diseño cilíndrico con un techo abovedado de acero u hormigón. La presión de almacenamiento en estos tanques es muy baja, menos de 10 kilopascales (1,5 psi). A veces se utilizan tanques subterráneos más caros para el almacenamiento. Se pueden almacenar cantidades más pequeñas (por ejemplo, 700 metros cúbicos (180 000 galones estadounidenses) y menos) en recipientes a presión horizontales o verticales, con camisa de vacío. Estos tanques pueden tener presiones desde menos de 50 hasta más de 1700 kPa (7,3 a 246,6 psi).

El GNL debe mantenerse frío para permanecer líquido, independientemente de la presión. A pesar de un aislamiento eficiente, inevitablemente habrá alguna fuga de calor hacia el GNL, lo que provocará su vaporización. Este gas de ebullición actúa para mantener frío el GNL (consulte "Refrigeración" a continuación). El gas de ebullición normalmente se comprime y se exporta como gas natural, o se vuelve a licuar y se devuelve al almacenamiento.

Transporte

El GNL se transporta en barcos especialmente diseñados con doble casco que protegen los sistemas de carga de daños o fugas. Hay varios métodos especiales de prueba de fugas disponibles para probar la integridad de los tanques de carga de membrana de un buque de GNL.

Los camiones cisterna cuestan alrededor de 200 millones de dólares cada uno.

El transporte y el suministro son un aspecto importante del negocio del gas, ya que las reservas de gas natural normalmente están bastante alejadas de los mercados consumidores. El gas natural tiene mucho más volumen que el petróleo para transportar, y la mayor parte del gas se transporta por oleoductos. Existe una red de gasoductos en la antigua Unión Soviética, Europa y América del Norte. El gas natural es menos denso, incluso a presiones más altas. El gas natural viajará mucho más rápido que el petróleo a través de un oleoducto de alta presión, pero puede transmitir sólo alrededor de una quinta parte de la cantidad de energía por día debido a su menor densidad. El gas natural generalmente se licúa hasta convertirse en GNL al final del gasoducto, antes de su envío.

Se encuentran disponibles tuberías cortas de GNL para usar en el traslado del producto desde buques de GNL al almacenamiento en tierra. Se están desarrollando tuberías más largas, que permitirán a los buques descargar GNL a una mayor distancia de las instalaciones portuarias. Esto requiere tecnología de tubería dentro de tubería debido a los requisitos para mantener frío el GNL.

El GNL se transporta mediante camiones cisterna, vagones cisterna y barcos especialmente diseñados conocidos como transportadores de GNL. En ocasiones, el GNL se lleva a temperaturas criogénicas para aumentar la capacidad del camión cisterna. Las primeras transferencias comerciales de barco a barco (STS) se llevaron a cabo en febrero de 2007 en las instalaciones de Flotta en Scapa Flow con 132.000 m³ de GNL entre los buques Excalibur y Excelsior. También ha realizado transferencias Exmar Shipmanagement, el propietario belga de gaseros en el Golfo de México, que implicaron el traslado de GNL de un metanero convencional a un buque regasificador de GNL (LNGRV). Antes de este ejercicio comercial, el GNL solo se había transferido entre barcos en un puñado de ocasiones como necesidad tras un incidente. La Sociedad Internacional de Operadores de Terminales y Tanques de Gas (SIGTTO) es el organismo responsable de los operadores de GNL en todo el mundo y busca difundir conocimientos sobre el transporte seguro de GNL en el mar.

Además de los buques de GNL, el GNL también se utiliza en algunos aviones.

Terminales

El gas natural licuado se utiliza para transportar gas natural a largas distancias, a menudo por mar. En la mayoría de los casos, las terminales de GNL son puertos construidos expresamente y utilizados exclusivamente para exportar o importar GNL.

El Reino Unido tiene instalaciones de importación de GNL de hasta 50 mil millones de metros cúbicos por año.

Refrigeración

El aislamiento, por muy eficiente que sea, no mantendrá el GNL lo suficientemente frío por sí solo. Inevitablemente, la fuga de calor calentará y vaporizará el GNL. La práctica de la industria es almacenar el GNL como criógeno en ebullición. Es decir, el líquido se almacena en su punto de ebullición para la presión a la que se almacena (presión atmosférica). A medida que el vapor se evapora, el calor generado por el cambio de fase enfría el líquido restante. Debido a que el aislamiento es muy eficiente, sólo se necesita una cantidad relativamente pequeña de ebullición para mantener la temperatura. Este fenómeno también se llama autorrefrigeración.

El gas de evaporación de los tanques de almacenamiento de GNL en tierra generalmente se comprime y se alimenta a las redes de gasoductos. Algunos buques de GNL utilizan gas de ebullición como combustible.

Preocupaciones medioambientales

El gas natural podría considerarse el combustible fósil menos nocivo para el medio ambiente porque tiene el CO más bajo₂ emisiones por unidad de energía y es adecuado para su uso en estaciones de ciclo combinado de alta eficiencia. Por una cantidad equivalente de calor, el gas natural quema produce alrededor del 30% menos dióxido de carbono que el quema de petróleo y alrededor del 45% menos que el carbón quema. Biometano se considera aproximadamente CO₂- neutro y evita la mayor parte del CO₂- Emisiones. Si licuado (como LBM), sirve las mismas funciones que el GNL.

Por kilómetro transportado, las emisiones del GNL son menores que las del gas natural canalizado, lo cual es un problema particular en Europa, donde se transportan cantidades significativas de gas a varios miles de kilómetros desde Rusia. Sin embargo, las emisiones del gas natural transportado como GNL son mayores que las del gas natural producido localmente hasta el punto de combustión, ya que las emisiones asociadas al transporte son menores para este último.

Sin embargo, en la costa oeste de Estados Unidos, donde se propusieron hasta tres nuevas terminales de importación de GNL antes del auge del fracking en Estados Unidos, grupos ambientalistas como Pacific Environment, Ratepayers for Affordable Clean Energy (RACE) y Rising Tide se habían trasladado a oponerse a ellos. Afirmaron que, si bien las centrales eléctricas de gas natural emiten aproximadamente la mitad del dióxido de carbono que una central eléctrica de carbón equivalente, la combustión de gas natural necesaria para producir y transportar GNL a las plantas añade entre un 20 y un 40 por ciento más de dióxido de carbono que la quema de gas natural únicamente. Un estudio revisado por pares de 2015 evaluó el ciclo de vida completo de extremo a extremo del GNL producido en los EE. UU. y consumido en Europa o Asia. Concluyó que la producción global de CO₂ se reduciría debido a la consiguiente reducción de otros combustibles fósiles quemados.

Algunos científicos y residentes locales han expresado su preocupación por el posible efecto de la infraestructura subterránea de almacenamiento de GNL de Polonia sobre la vida marina en el Mar Báltico. En Croacia se plantearon preocupaciones similares.

Seguridad y accidentes

El gas natural es un combustible y una sustancia combustible. Para garantizar una operación segura y confiable, se toman medidas particulares en el diseño, construcción y operación de las instalaciones de GNL. En el transporte marítimo, las normas para el uso de GNL como combustible marítimo están recogidas en el Código IGF.

En su estado líquido, el GNL no es explosivo y no puede inflamarse. Para que el GNL se queme, primero debe vaporizarse, luego mezclarse con aire en las proporciones adecuadas (el rango de inflamabilidad es del 5 al 15 por ciento) y luego encenderse. En caso de una fuga, el GNL se vaporiza rápidamente, convirtiéndose en gas (metano más gases traza) y mezclándose con el aire. Si esta mezcla está dentro del rango inflamable, existe riesgo de ignición, lo que crearía riesgos de incendio y radiación térmica.

La salida de gas de los vehículos propulsados por GNL puede crear un peligro de inflamabilidad si se estacionan en interiores durante más de una semana. Además, debido a su baja temperatura, repostar un vehículo propulsado por GNL requiere formación para evitar el riesgo de congelación.

Los buques cisterna de GNL han navegado más de 100 millones de millas sin que se produzca ninguna muerte a bordo ni siquiera un accidente grave.

A continuación se enumeran varios accidentes en sitio que involucran o están relacionados con el GNL:

• 20 de octubre de 1944, Cleveland, Ohio, Estados Unidos El East Ohio Natural Gas Co. experimentó un fracaso de un tanque de GNL. 128 personas perecieron en la explosión y el fuego. El tanque no tenía una pared de retención de dique, y fue hecho durante la Segunda Guerra Mundial, cuando el rationaje de metal era muy estricto. El acero del tanque fue fabricado con una cantidad extremadamente baja de níquel, lo que significa que el tanque era frágil cuando estaba expuesto a la naturaleza criogénica del GNL. El tanque arrastró GNL en el sistema de alcantarillado de la ciudad. El GNL se vaporizó y se convirtió en gas, que explotó y quemó.
• 10 de febrero de 1973, Staten Island, Nueva York, EE.UU. Durante una operación de limpieza, 42 trabajadores estaban dentro de uno de los tanques TETCo LNG, que supuestamente habían sido completamente drenados diez meses antes. Sin embargo, el ignición ocurrió, causando que una ciruela de gas combustible aumentara dentro del tanque. Dos trabajadores cerca de la parte superior sentían el calor y se precipitaron a la seguridad de andamios afuera, mientras que los otros 40 trabajadores murieron mientras la tapa de hormigón en el tanque se levantaba de 20 a 30 pies en el aire y luego se estrellaron hacia abajo, aplastandolos hasta la muerte.
• 6 de octubre de 1979, Lusby, Maryland, Estados Unidos. Un sello de bomba falló en la instalación de importación de GNL de Cove Point, liberando vapores de gas natural (no GNL), que entró en un conducto eléctrico. Un trabajador apagó un interruptor, que encendió los vapores de gas. The resulting explosion killed a worker, severely injured another and caused heavy damage to the building. No se requería un análisis de seguridad en ese momento y no se realizó ninguno durante la planificación, diseño o construcción de la instalación. Los códigos nacionales de incendios se cambiaron como resultado del accidente.
• 19 de enero de 2004, Skikda, Argelia. Explosión en la instalación de licuefacción Sonatrach LNG. 27 muertos, 56 heridos, tres trenes de GNL destruidos, una litera marina dañada. La producción de 2004 se redujo en un 76%. La pérdida total fue de 900 millones de dólares. Una caldera de vapor que formaba parte de un tren de licuefacción de GNL explotó, provocando una explosión masiva de gas hidrocarburos. La explosión ocurrió donde se ubicaron el almacenamiento de refrigeración de propano y etano. La distribución del sitio de las unidades causó un efecto dominó de las explosiones. No está claro si el vapor de GNL o GNL u otros gases hidrocarburos formando parte del proceso de licuefacción inició las explosiones. Un informe, del Equipo de Gobierno de los Estados Unidos de Inspección del Sitio de la Planta de GNL de Sonatrach Skikda en Skikda (Argelia), del 12 al 16 de marzo de 2004, ha citado que fue una fuga de hidrocarburos del sistema de proceso de refrigerante (licfacción).

Preocupaciones de seguridad

El 8 de mayo de 2018, Estados Unidos se retiró del Plan de Acción Integral Conjunto con Irán y restableció las sanciones de Irán contra su programa nuclear. En respuesta, Irán amenazó con cerrar el Estrecho de Ormuz al transporte marítimo internacional. El Estrecho de Ormuz es una ruta estratégica por la que pasa un tercio del GNL mundial procedente de productores de Oriente Medio.