El gas natural licuado ( GNL ) es gas natural (predominantemente metano , CH4 , con alguna mezcla de etano , C2H6 ) que se ha enfriado hasta alcanzar su estado líquido para facilitar y garantizar su almacenamiento o transporte sin presión. Ocupa aproximadamente 1/600 del volumen del gas natural en estado gaseoso en condiciones estándar de temperatura y presión .
El GNL es inodoro , incoloro , no tóxico y no corrosivo . Los peligros incluyen inflamabilidad después de la vaporización a un 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 de hidrocarburos subterráneos contiene una mezcla variada de componentes de hidrocarburos, que generalmente incluye principalmente metano (CH4 ) , junto con etano (C2H6 ) , propano ( C3H8 ) y butano ( C4H10 ). Otros gases también están presentes en el gas natural, en particular el CO2. Estos gases tienen puntos de ebullición muy variados y también diferentes valores caloríficos, lo que permite diferentes rutas de comercialización y también diferentes usos. Los elementos "ácidos" 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 proporcionar una corriente de gas limpia y endulzada . Si no se eliminan gran parte o la totalidad de estas moléculas ácidas, el mercurio y otras impurezas, se pueden dañar los equipos. La corrosión de las tuberías de acero y la amalgamación del mercurio con aluminio dentro de los intercambiadores de calor criogénicos pueden causar daños costosos.
La corriente de gas se suele separar en fracciones de petróleo licuado (butano y propano), que se pueden almacenar en forma líquida a una presión relativamente baja, y fracciones más ligeras de etano y metano. Estas fracciones más ligeras de metano y etano se licúan para constituir la mayor parte del GNL que se transporta.
Durante el siglo XX, el gas natural se consideraba económicamente poco importante allí donde los yacimientos de petróleo o gas productores de gas estaban alejados de los gasoductos o ubicados en lugares alejados de la costa 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 para los usuarios finales del mismo gas. Esto significaba que los mercados de gas natural eran históricamente completamente 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 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 creía imposible. Dado que el almacenamiento de otros combustibles se asegura con relativa facilidad utilizando tanques simples, se pudo mantener un suministro para varios meses. Con la llegada del almacenamiento criogénico a gran escala, se hizo posible crear reservas de almacenamiento de gas a largo plazo. Estas reservas de gas licuado se podían utilizar en cualquier momento mediante procesos de regasificación y hoy son el principal medio para que las redes gestionen los requisitos locales de reducción de picos de demanda . [1]
El valor calorífico depende de la fuente de gas que se utilice y del proceso que se utilice para licuar el gas. El rango del valor calorífico puede abarcar de ±10 a 15 por ciento. Un valor típico del valor calorífico superior del GNL es de aproximadamente 50 MJ/kg o 21.500 BTU/lb. [2] Un valor típico del valor calorífico inferior del GNL es de 45 MJ/kg o 19.350 BTU/lb.
Para comparar los distintos combustibles, el poder calorífico puede expresarse en términos de energía por volumen, lo que se conoce como densidad energética expresada en MJ/litro. La densidad del GNL es de aproximadamente 0,41 kg/litro a 0,5 kg/litro, dependiendo de la temperatura, la presión y la composición [3] , en comparación con la del agua, que es de 1,0 kg/litro. Si se utiliza el valor medio de 0,45 kg/litro, los valores típicos de densidad energética son 22,5 MJ/litro (basados en el poder calorífico superior) o 20,3 MJ/litro (basados en el poder calorífico inferior).
La densidad energética volumétrica del GNL es aproximadamente 2,4 veces la del gas natural comprimido (GNC), lo que hace que sea económico transportar gas natural por barco en forma de GNL. La densidad energética del GNL es comparable a la del propano y el etanol , pero es solo el 60 por ciento de la del diésel y el 70 por ciento de la de la gasolina . [4]
Los experimentos sobre las propiedades de los gases comenzaron a principios del siglo XVII. A mediados del siglo XVII, Robert Boyle había derivado la relación inversa entre la presión y el volumen de los gases. Casi al mismo tiempo, Guillaume Amontons comenzó a investigar los efectos de la temperatura sobre el gas. Varios experimentos con gases continuaron durante los siguientes 200 años. Durante ese tiempo hubo esfuerzos para licuar gases. Se descubrieron muchos hechos 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 ser licuo. Hubo un gran impulso a mediados y finales del siglo XIX para licuar todos los gases. Varios científicos, incluidos 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 a gran escala de gas natural en los EE. UU. se produjo en 1918, cuando el gobierno estadounidense licuó el gas natural como forma de extraer helio, que es un pequeño componente de algunos gases naturales. Este helio estaba destinado a ser utilizado en dirigibles británicos para la Primera Guerra Mundial. El gas natural licuado (GNL) no se almacenaba, sino que se regasificaba y se introducía inmediatamente en las tuberías de gas. [5]
Las principales patentes 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; los tanques estaban separados por un aislamiento. En 1937, Lee Twomey recibió patentes para un proceso de licuefacción a gran escala del gas natural. La intención era almacenar el gas natural como líquido para poder usarlo para reducir las cargas máximas de energía durante las olas de frío. Debido a los grandes volúmenes, no es práctico almacenar el gas natural, como gas, cerca de la presión atmosférica. Sin embargo, cuando está licuado, se puede almacenar en un volumen 1/600 más grande. Esta es una forma práctica de almacenarlo, pero el gas debe mantenerse a -260 °F (-162 °C).
Existen dos procesos para licuar el gas natural en grandes cantidades. El primero es el proceso en cascada, en el que el gas natural se enfría con otro gas que, a su vez, ha sido enfriado por otro gas, de ahí el nombre de proceso "en cascada". Normalmente hay dos ciclos en cascada antes del ciclo del gas natural licuado. El otro método es el proceso Linde , del que a veces se utiliza una variación, llamada proceso Claude. En este proceso, el gas se enfría de forma regenerativa haciéndolo pasar y expandiéndolo continuamente a través de un orificio hasta que se enfría a temperaturas a las que se licúa. 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.
La East Ohio Gas Company construyó una planta de GNL comercial 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 Virginia Occidental. 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 agregó un cuarto tanque, un cilindro, con 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 introdujo en la red cuando se produjeron olas de frío y se necesitó capacidad adicional. Esto evitó que se negara 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 causó 130 muertes. [6] 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 prepararon el escenario para una reactivación de la industria. Se reinició en 1959 cuando un barco Liberty estadounidense de la Segunda Guerra Mundial , el Methane Pioneer , convertido para transportar GNL, realizó una entrega de GNL desde la costa del Golfo de EE. UU. a Gran Bretaña, hambrienta de energía. En junio de 1964, entró en servicio el primer transportador de GNL construido especialmente para ese fin, el Methane Princess . [7] Poco después se descubrió un gran yacimiento de gas natural en Argelia. El comercio internacional de GNL siguió rápidamente, ya que el GNL se envió a Francia y Gran Bretaña desde los campos argelinos. Ahora se había aprovechado otra característica importante del GNL: una vez licuado, el gas natural no sólo se podía almacenar con mayor facilidad, sino que también se podía transportar. De esta manera, la energía podía transportarse a través de los océanos mediante GNL de la misma manera que se transportaba en forma de petróleo.
La industria del GNL en los EE. UU. se reanudó en 1965 con la construcción de una serie de nuevas plantas, que continuaron durante la década de 1970. Estas plantas no solo se utilizaron para reducir los picos de demanda, como en Cleveland, sino también para el suministro de carga base a lugares que nunca antes habían tenido gas natural. Se construyeron varias instalaciones de importación en la Costa Este en previsión de la necesidad de importar energía a través del GNL. Sin embargo, un auge reciente en la producción de gas natural en los EE. UU. (2010-2014), posibilitado por la fracturación hidráulica ("fracking"), ha hecho que muchas de estas instalaciones de importación se consideren instalaciones de exportación. La primera exportación de GNL de los EE. UU. se completó a principios de 2016. [8]
Para 2023, Estados Unidos se había convertido en el mayor exportador del mundo, y los proyectos ya en construcción o permitidos duplicarían sus capacidades de exportación para 2027. [9] Los mayores exportadores fueron Cheniere Energy Inc., Freeport LNG y Venture Global LNG Inc. [10] La Administración de Información Energética de Estados Unidos informó que Estados Unidos había exportado 4,3 billones de pies cúbicos en 2023. [11]
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 e hidrocarburos de cadena superior . Luego, el gas de la materia prima ingresa a la unidad de licuefacción, donde se enfría a entre -145 °C y -163 °C. [12] Aunque el tipo o número de ciclos de calentamiento y/o refrigerantes utilizados puede variar según la tecnología, el proceso básico implica hacer circular el gas a través de serpentines de tubos de aluminio y exponerlo a un refrigerante comprimido. [12] A medida que el refrigerante se vaporiza, la transferencia de calor hace que el gas en los serpentines se enfríe. [12] Luego, el GNL se almacena en un tanque aislado de doble pared especializado a presión atmosférica listo para ser transportado a su destino final. [12]
La mayor parte del GNL doméstico se transporta por tierra en camiones o remolques diseñados para temperaturas criogénicas . [12] 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 carbono o acero con un sistema de vacío en el medio para reducir la cantidad de transferencia de calor. [12] Una vez en el sitio, el GNL debe almacenarse en tanques de almacenamiento con aislamiento al vacío o de fondo plano . [12] Cuando está listo para su distribución, el GNL ingresa a una instalación de regasificación donde se bombea a un vaporizador y se calienta nuevamente hasta su forma gaseosa. [12] Luego, el gas ingresa al sistema de distribución de gasoductos y se entrega al usuario final. [12]
El gas natural que se introduce en la planta de GNL se tratará para eliminar el agua, el sulfuro de hidrógeno , el dióxido de carbono , el benceno y otros componentes que se congelarán a las bajas temperaturas necesarias para el almacenamiento o que serán destructivos para la instalación de licuefacción. El GNL normalmente contiene más del 90% de metano . También contiene pequeñas cantidades de etano , propano , butano , algunos alcanos más pesados y nitrógeno. El proceso de purificación puede diseñarse para obtener casi el 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 . [13]
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 mayor tren de GNL en funcionamiento se encuentra en Qatar, con una capacidad total de producción 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 le permite expandirse y reconvertirse en gas. Las terminales de regasificación suelen estar conectadas a una red de almacenamiento y distribución por gasoductos para distribuir gas natural a las empresas de distribución locales (LDC) o a las centrales eléctricas independientes (IPP).
La información de la siguiente tabla se deriva en parte de la publicación de la Administración de Información Energética de los EE. UU. [14]
Véase también la Lista de terminales de GNL
La industria del GNL se desarrolló lentamente durante la segunda mitad del siglo pasado debido a que la mayoría de las plantas de GNL están ubicadas en áreas remotas que no cuentan con servicio de gasoductos y a los altos costos de tratamiento y transporte del GNL. La construcción de una planta de GNL cuesta al menos 1.500 millones de dólares por cada 1 MTPA de capacidad, una terminal receptora cuesta 1.000 millones de dólares por cada 1.000 millones de pies cúbicos diarios de capacidad de procesamiento y los buques de GNL cuestan entre 200 y 300 millones de dólares.
A principios de los años 2000, los precios de construcción de plantas, terminales de recepción y buques de GNL cayeron a medida que surgían nuevas tecnologías y más actores invertían 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 contratistas de construcción han ejercido una presión al alza sobre los precios en los últimos años. El precio estándar para 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 ganancia y mejoró la eficiencia, lo que redujo los costos en un 60 por ciento. Los costos en dólares estadounidenses también disminuyeron debido a la devaluación de las monedas de los mayores astilleros del mundo: el yen japonés y el won coreano.
Desde 2004, la gran cantidad de pedidos aumentó la demanda de espacios en astilleros, lo que elevó su precio y los costos de los barcos. El costo de construcción por tonelada de una planta de licuefacción de GNL disminuyó de manera constante desde la década de 1970 hasta la de 1990. El costo se redujo aproximadamente en un 35 por ciento. Sin embargo, recientemente el costo de construcción de 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 de cuello blanco.
Debido a las preocupaciones por la escasez de gas natural en el noreste de los EE. UU. y el excedente de gas natural en el resto del país, se están contemplando muchas nuevas terminales de importación y exportación de GNL en los Estados Unidos. Las preocupaciones sobre la seguridad de tales instalaciones crean controversia en algunas regiones donde se proponen. Una de esas ubicaciones está en el estrecho de Long Island entre Connecticut y Long Island. Broadwater Energy , un esfuerzo 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. [25] Varias propuestas de terminales de importación a lo largo de la costa de Maine también se encontraron con altos niveles de resistencia y preguntas. El 13 de septiembre de 2013, el Departamento de Energía de los EE. UU. 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 los EE. UU. [26] En mayo de 2014, la FERC concluyó su evaluación ambiental del proyecto de GNL de Cove Point, que encontró que el proyecto de exportación de gas natural propuesto podría construirse y operarse de manera segura. [27] Actualmente se propone otra terminal de GNL para la isla de Elba , Georgia, EE. UU. [28] 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. [26] [29] En Canadá, se está construyendo una terminal de exportación de GNL cerca de Guysborough , Nueva Escocia. [30]
En el desarrollo comercial de una cadena de valor de GNL, los proveedores de GNL primero confirman las ventas a los compradores aguas abajo y luego firman contratos a largo plazo (normalmente de 20 a 25 años) con términos y estructuras estrictas para la fijación de precios del gas. Solo cuando los clientes están confirmados y el desarrollo de un proyecto greenfield se considera económicamente factible, los patrocinadores de un proyecto de GNL pueden invertir en su desarrollo y operación. Por lo tanto, el negocio de licuefacción de GNL ha estado limitado a actores con fuertes recursos financieros y políticos. Las principales compañías petroleras internacionales (IOC) como ExxonMobil , Royal Dutch Shell , BP , Chevron , TotalEnergies y las compañías petroleras nacionales (NOC) como Pertamina y Petronas son actores activos.
El GNL se envía a todo el mundo en buques especialmente construidos para la navegación marítima . El comercio de GNL se completa mediante la firma de un SPA (contrato de compraventa) entre un proveedor y una terminal receptora, y mediante la firma de un GSA (contrato de venta de gas) entre una terminal receptora y los usuarios finales. [31] La mayoría de los términos contractuales solían ser DES o ex ship , lo que hacía al vendedor responsable del transporte del gas. Sin embargo, como los costos de construcción naval eran bajos y los compradores preferían garantizar un suministro confiable y estable, aumentaron los contratos con términos FOB . Bajo tales términos, el comprador, que a menudo posee un buque o firma un acuerdo de fletamento a largo plazo con transportistas independientes, es responsable del transporte.
Los contratos de compra de GNL solían ser a largo plazo y con relativamente poca flexibilidad, tanto en precio como en volumen. Si se confirma la cantidad anual del contrato, el comprador está obligado a recibir y pagar el producto, o a pagarlo incluso si no lo recibe, en lo que se conoce como la obligación de contrato de compra o pago (TOP).
A mediados de los años 1990, el GNL era un mercado de compradores. A petición de los compradores, los SPA comenzaron a adoptar algunas flexibilidades en cuanto a volumen y precio. Los compradores tenían más flexibilidades hacia arriba y hacia abajo 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 están proponiendo compartir las oportunidades de arbitraje y alejarse de la fijación de precios en curva S. Se ha debatido mucho 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 más grandes del mundo, finalmente han apoyado esa medida. [ cita requerida ]
.jpg/1280px-President_Trump_Visits_Cameron_LNG_Export_Terminal_(40884405043).jpg)
Hasta 2003, los precios del GNL han seguido de cerca los del petróleo. Desde entonces, los precios del GNL en Europa y Japón han sido más bajos que los del petróleo, aunque el vínculo entre el GNL y el petróleo sigue siendo fuerte. En cambio, los precios en los Estados Unidos y el Reino Unido se han disparado recientemente, para luego caer como resultado de los cambios en la oferta y el almacenamiento. [ cita requerida ] A finales de los años 1990 y principios de los años 2000, el mercado cambió para los compradores, pero desde 2003 y 2004 ha sido un fuerte mercado de vendedores, con el net-back como la mejor estimación de los precios. [ cita requerida ] .
Una investigación de Global Energy Monitor en 2019 advirtió que hasta US$1,3 billones en nueva infraestructura de exportación e importación de GNL actualmente en desarrollo corren un riesgo significativo de quedar estancados, ya que el gas mundial corre el riesgo de sufrir un exceso de oferta, en particular si Estados Unidos y Canadá desempeñan un papel más importante. [32]
El aumento actual del petróleo y el gas no convencionales en los EE. UU. ha dado como resultado precios más bajos del gas en ese país. Esto ha llevado a discusiones en los mercados de gas vinculados al petróleo de Asia para importar gas con base en el índice Henry Hub. [33] La reciente conferencia de alto nivel en Vancouver, la Cumbre de Energía del Pacífico 2013, convocó a responsables políticos y expertos de Asia y los EE. UU. para discutir las relaciones comerciales de GNL entre estas regiones.
Existen terminales de recepción en unos 40 [34] países, entre ellos 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 Bahréin, Alemania, Ghana, Marruecos, Filipinas, Vietnam [35] y otros también construyan nuevas terminales de recepción ( regasificación ).
Los proyectos de GNL de carga base (a gran escala, >1 MTPA) requieren reservas de gas natural, [36] compradores [37] y financiación. El uso de tecnología probada y un contratista de confianza es extremadamente importante tanto para los inversores como para los compradores. [38] Reservas de gas requeridas: 1 tcf de gas requerido por Mtpa de GNL durante 20 años. [36]
El GNL se produce de forma más rentable en instalaciones relativamente grandes debido a las economías de escala , en sitios con acceso marítimo que permiten envíos regulares de grandes cantidades directamente al mercado. Esto requiere un suministro seguro de gas con capacidad suficiente. Lo ideal es que las instalaciones estén ubicadas cerca de la fuente de gas, para minimizar el costo de la infraestructura de transporte intermedio y la pérdida de 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 la extensión de la vida útil de las instalaciones de GNL existentes, financieramente depreciadas, sea rentable. En particular, 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, especialmente las nuevas, sea un desafío, incluso si estas podrían ser más respetuosas con el medio ambiente que las instalaciones existentes y satisfacer todas las preocupaciones de las partes interesadas. Debido al alto riesgo financiero, es habitual asegurar contractualmente el suministro de gas/concesiones y las ventas de gas por períodos prolongados antes de proceder a una decisión de inversión.
El principal uso del GNL es simplificar el transporte de gas natural desde su origen hasta su destino. A gran escala, esto se hace cuando el origen y el destino están al otro lado del océano. También se puede utilizar cuando no se dispone de capacidad de gasoducto adecuada. Para usos de transporte a gran escala, el GNL normalmente se regasifica en el extremo receptor y se empuja hacia la infraestructura de gasoductos local.
El GNL también se puede utilizar para satisfacer la demanda máxima cuando la infraestructura normal de los ductos puede satisfacer la mayoría de las necesidades de demanda, pero no las de demanda máxima. Estas plantas se denominan normalmente plantas de reducción de picos de demanda de GNL, ya que el objetivo es reducir parte de la demanda máxima de lo que se necesita del ducto de suministro.
El GNL se puede utilizar para alimentar motores de combustión interna. El GNL está en las primeras etapas de convertirse en un combustible generalizado para las necesidades de transporte. Se está evaluando y probando para el transporte por carretera, [39] todoterreno, [40] aplicaciones marinas y ferroviarias. [41] Se conocen problemas con los tanques de combustible y el suministro de gas al motor, [42] pero a pesar de estas preocupaciones, el paso al GNL como combustible para el transporte ha comenzado. 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 tuberías.
.jpg/1280px-Nufam_2023,_Rheinstetten_(P1130477).jpg)
China ha sido líder en el uso de vehículos a GNL [43] con más de 100.000 vehículos propulsados por GNL en circulación hasta septiembre de 2014. [44]
En los Estados Unidos se están poniendo en marcha los primeros pasos para la instalación de una red pública de repostaje de GNL. Un sitio de seguimiento de centros de repostaje alternativo muestra que, a diciembre de 2016, había 84 centros públicos de repostaje de GNL para camiones. [45] Los camiones de gran tamaño pueden hacer viajes de ida y vuelta por todo el país, como de Los Ángeles a Boston, y repostar en estaciones de repostaje públicas cada 800 kilómetros. El Directorio Nacional de Camioneros de 2013 enumera aproximadamente 7000 paradas de camiones, [46] por lo que aproximadamente el 1 % de las paradas de camiones de los EE. UU. tienen GNL disponible.
Si bien a diciembre de 2014 el combustible GNL y los vehículos a gas natural no se habían adoptado con mucha rapidez en Europa y era cuestionable si el GNL se convertiría alguna vez en el combustible de elección entre los operadores de flotas, [47] las tendencias recientes a partir de 2018 muestran una perspectiva diferente. [48] Durante el año 2015, los Países Bajos introdujeron camiones propulsados por GNL en el sector del transporte. [49] Además, el gobierno australiano está planeando desarrollar una autopista de GNL para utilizar el GNL producido localmente y reemplazar el combustible diésel importado que utilizan los vehículos de transporte interestatal. [50]
En el año 2015, India también comenzó a transportar GNL utilizando camiones cisterna propulsados por GNL en el estado de Kerala. [51] En 2017, Petronet LNG comenzó a instalar 20 estaciones de GNL en las carreteras a lo largo de la costa oeste de India que conectan Delhi con Thiruvananthapuram cubriendo una distancia total de 4.500 km a través de Mumbai y Bengaluru. [52] En 2020, India planeó instalar 24 estaciones de servicio de GNL a lo largo de los 6.000 km de carreteras del Cuadrilátero Dorado que conectan las cuatro metrópolis debido a la disminución de los precios del GNL. [53]
Japón, el mayor importador mundial de GNL, se dispone a comenzar a utilizar GNL como combustible para el transporte por carretera. [54]
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 energética (por ejemplo, mediante un turbocompresor), puede producir más potencia que uno más grande que queme una mezcla de aire y combustible con menor densidad energética. Para motores de alta potencia y alto par, se prefiere un combustible que cree una mezcla de aire y combustible con mayor densidad energética, porque un motor más pequeño y simple puede producir la misma potencia.
En los motores de gasolina y diésel convencionales, la densidad energética de la mezcla de aire y combustible es 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 la preignición pero, al mismo tiempo, se pueda inyectar la mayor cantidad posible de combustible, que se mezcle bien y aún tenga tiempo para completar el proceso de combustión durante la carrera de potencia.
El gas natural no se autoinflama a presiones y temperaturas relevantes para el diseño de motores de gasolina y diésel convencionales, por lo que permite una mayor flexibilidad en el diseño. El metano, el componente principal del gas natural, tiene una temperatura de autoinflamación de 580 °C (1076 °F), [55] mientras que la gasolina y el diésel se autoinflaman a aproximadamente 250 °C (482 °F) y 210 °C (410 °F) respectivamente.
En un motor de gas natural comprimido (GNC), la mezcla del combustible y el aire es más eficaz, ya que los gases suelen mezclarse bien en un corto período de tiempo, pero a las presiones típicas de GNC, el combustible en sí es menos denso en energía que la gasolina o el diésel, por lo que el resultado es una mezcla aire-combustible menos densa en energía. Para un motor de una cilindrada determinada, un motor de aspiración normal alimentado con GNC suele ser menos potente que un motor de gasolina o diésel de cilindrada similar. Por esa razón, los turbocompresores son populares en los coches europeos a GNC. [56] A pesar de esa limitación, el motor Cummins Westport ISX12G de 12 litros [57] es un ejemplo de un motor capaz de funcionar con GNC diseñado para tirar de cargas de tractores-remolques de hasta 80.000 libras (36.000 kg), lo que demuestra que el GNC se puede utilizar en muchas aplicaciones de camiones de carretera. El motor ISX G original incorporaba un turbocompresor para mejorar la densidad energética aire-combustible. [58]
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), al usar un intercambiador de calor simple, una pequeña cantidad de GNL se puede convertir 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 alta presión y alta densidad energética para crear una mezcla de aire y combustible con mayor densidad energética 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 la tecnología de inyección directa de alta presión. El sistema de combustible Westport HDMI2 [59] 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 [60] es otro ejemplo de un motor de GNL que aprovecha tecnología avanzada de alta presión.
Westport recomienda el GNC para motores de 7 litros o menos y el 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. Véase la diapositiva 13 de su presentación NGV Bruxelles – Industry Innovation Session. [61]
Se han desarrollado o se están desarrollando motores de alta potencia para los sectores de la perforación petrolera, la minería, las locomotoras y la marina. [62] Paul Blomerus ha escrito un artículo [63] en el que concluye que podrían necesitarse hasta 40 millones de toneladas de GNL por año (aproximadamente 26,1 mil millones de galones/año o 71 millones de galones/día) solo para satisfacer las necesidades globales de esos motores de alta potencia entre 2025 y 2030.
A fines 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 [64] y continúa sumando nuevos clientes.
En algunos puertos se ha establecido el abastecimiento de GNL mediante el transporte de camiones a buques. Este tipo de abastecimiento de GNL es fácil de implementar, siempre que haya un suministro de GNL disponible.
La empresa de transporte marítimo de corta distancia y de alimentación 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 Róterdam y los países bálticos en un horario semanal. [65] La empresa de transporte de contenedores Maersk Group ha decidido introducir buques portacontenedores propulsados por GNL. [66] El Grupo DEME ha contratado a Wärtsilä para propulsar su draga de nueva generación de clase 'Antigoon' con motores de combustible dual (DF). [67] Crowley Maritime de Jacksonville, Florida , lanzó dos buques ConRo propulsados por GNL, el Coquí y el Taino, en 2018 y 2019, respectivamente. [68]
En 2014, Shell encargó un buque búnker dedicado al GNL. [69] Está previsto que entre en servicio en Róterdam en el verano de 2017. [70]
El Convenio internacional para prevenir la contaminación por los buques (MARPOL), adoptado por la OMI , ha dispuesto que los buques marítimos no consuman combustible (combustible para buques, diésel, etc.) con un contenido de azufre superior al 0,5% a partir del año 2020 en aguas internacionales y zonas costeras de los países que adopten la misma normativa. Es necesario sustituir a gran escala el combustible para buques con alto contenido de azufre por GNL sin azufre en el sector del transporte marítimo, ya que los combustibles líquidos con bajo contenido de azufre son más costosos que el GNL. [71] Japón tiene previsto utilizar GNL como combustible para buques en 2020. [72] [73]
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 fines de 2021. [74]
En enero de 2021, había en servicio 175 buques de navegación marítima propulsados por GNL y se habían encargado otros 200 buques. [75]
Florida East Coast Railway tiene 24 locomotoras GE ES44C4 adaptadas para funcionar con combustible GNL. [76]
El comercio mundial de GNL está creciendo rápidamente desde una cantidad insignificante en 1970 a lo que se espera que sea una cantidad globalmente sustancial para 2020. [77] Como referencia, la producción mundial de petróleo crudo en 2014 fue de 14,6 millones de metros cúbicos (92 millones de barriles) por día [78] o 54.600 teravatios-hora (186,4 cuatrillones de unidades térmicas británicas ) por año.
En 1970, el comercio mundial de GNL fue de 3 mil millones de metros cúbicos (bcm) (0,11 quads). [79] En 2011, fue de 331 bcm (11,92 quads). [79] Estados Unidos comenzó a exportar GNL en febrero de 2016. El pronóstico de Black & Veatch de octubre de 2014 es que para 2020, solo Estados Unidos exportará entre 10 y 14 mil millones de pies cúbicos / día (280 y 400 millones de m 3 /d) o por valor calorífico de 3,75 a 5,25 quads (1.100 a 1.540 TWh). [80] E&Y proyecta que la demanda mundial de GNL podría alcanzar los 400 mtpa (19,7 quads) para 2020. [81] Si eso ocurre, el mercado de GNL tendrá aproximadamente el 10% del tamaño del mercado mundial de petróleo crudo, y eso no cuenta la gran mayoría del gas natural que se entrega a través de tuberías directamente desde el pozo hasta el consumidor.
En 2004, el GNL representó el 7 por ciento de la demanda mundial de gas natural. [82] 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, siga creciendo sustancialmente. [83] Se espera que el comercio de GNL aumente a un ritmo del 6,7 por ciento anual entre 2005 y 2020. [83]
Hasta mediados de los años 1990, la demanda de GNL se concentraba en gran medida en el noreste de Asia: Japón, Corea del Sur y Taiwán . Al mismo tiempo, los suministros de la cuenca del Pacífico dominaban el comercio mundial de GNL. [83] El interés mundial en utilizar unidades generadoras de ciclo combinado alimentadas con gas natural para la generación de energía eléctrica, junto con la incapacidad de los suministros de gas natural de América del Norte y el Mar del Norte para satisfacer la creciente demanda, amplió sustancialmente los mercados regionales de GNL. También atrajo a nuevos proveedores de la cuenca atlántica y Oriente Medio al comercio. [83]
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 MT), Australia (55,6 MT) y Malasia (26,9 MT). Los tres mayores importadores de GNL en 2017 fueron Japón (83,5 MT), China (39 MT) y Corea del Sur (37,8 MT). [84] Los volúmenes de comercio de GNL aumentaron de 142 MT en 2005 a 159 MT en 2006, 165 MT en 2007, 171 MT en 2008, 220 MT en 2010, 237 MT en 2013, 264 MT en 2016 y 290 MT en 2017. [84] La producción mundial de GNL fue de 246 MT en 2014, [85] la mayoría de la cual se utilizó en el comercio entre países. [86] Durante los siguientes años habría un aumento significativo en el volumen del comercio de GNL. [81] Por ejemplo, alrededor de 59 MTPA de nuevo suministro de GNL de seis nuevas plantas llegaron al mercado solo en 2009, incluyendo:
En 2006, Qatar se convirtió en el mayor exportador mundial de GNL. [79] En 2012, Qatar es la fuente del 25 por ciento de las exportaciones mundiales de GNL. [79] En 2017, se estimó que Qatar suministraba el 26,7 por ciento del GNL del mundo. [84]
Las inversiones en instalaciones de exportación de EE. UU. estaban aumentando en 2013, estas inversiones fueron impulsadas por el aumento de la producción de gas de esquisto en los Estados Unidos y una gran diferencia 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 los Estados Unidos en recibir permiso y exportar GNL en 2016. [8] Después de un acuerdo entre EE. UU. y la UE en 2018, las exportaciones de EE. UU. a la UE aumentaron. [87] En noviembre de 2021, el productor estadounidense Venture Global LNG firmó un contrato de veinte años con la estatal china Sinopec para suministrar gas natural licuado. [88] Las importaciones chinas de gas natural estadounidense se duplicarán con creces. [89] Las exportaciones estadounidenses de gas natural licuado a China y otros países asiáticos aumentaron en 2021 , y los compradores asiáticos estuvieron dispuestos a pagar precios más altos que los importadores europeos. [90] 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 un período de 15 a 20 años. [91] 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. [92]
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. [79]
En comparación con el mercado del petróleo crudo, en 2013 el mercado del gas natural representaba aproximadamente el 72 por ciento del mercado del petróleo crudo (medido en términos de equivalente térmico), [93] del cual el GNL constituye una parte pequeña pero en rápido crecimiento. Gran parte de este crecimiento se debe a la necesidad de combustible limpio y a 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 de GNL en todo el mundo 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 alrededor de 8,2 MTPA en 2006, lo que la convierte en el tercer mayor importador. Francia también importó cantidades similares a las de España. [ cita requerida ] Después del desastre nuclear de Fukushima Daiichi en marzo de 2011, Japón se convirtió en un importante importador que representa un tercio del total. [ 94 ] 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. [95] Las importaciones europeas de GNL aumentaron hasta alcanzar nuevas alturas en 2019, se mantuvieron altas en 2020 y 2021 y aumentaron aún más en 2022. [91] Los principales contribuyentes fueron Qatar, Estados Unidos y Rusia. [96]
En 2017, las importaciones mundiales de GNL alcanzaron los 289,8 [97] millones de toneladas de GNL. En 2017, el 72,9% de la demanda mundial de GNL se localizó en Asia. [98]
De acuerdo con los acuerdos de compraventa de GNL, el GNL se destina a destinos previamente acordados y no se permite su desvío. Sin embargo, si el vendedor y el comprador llegan a un acuerdo mutuo, se permite el desvío de la carga, sujeto a la distribución de los beneficios adicionales generados por dicho desvío, mediante el pago de una multa. [91] En la Unión Europea y algunas otras jurisdicciones, no se permite aplicar la cláusula de distribución de beneficios en los acuerdos de compraventa de GNL.
Durante un largo período de tiempo, las mejoras en el diseño de plantas de licuefacción y buques cisterna tuvieron el efecto de reducir costos.
En la década de 1980, el costo de construcción de una planta de licuefacción de GNL era de 350 dólares por tonelada anual (tpa); en la década de 2000, era de 200 dólares por tonelada anual; en 2012, los costos pueden llegar a 1.000 dólares por tonelada anual, en parte debido al aumento del precio del acero. [79]
En 2003 se creía que se trataba de un efecto de “curva de aprendizaje” y que continuaría en el futuro, pero esta percepción de una caída constante de los costos del GNL se ha desvanecido en los últimos años. [83]
El costo de construcción de proyectos de GNL nuevos comenzó a dispararse a partir de 2004 y aumentó de aproximadamente 400 dólares por tonelada por año de capacidad a 1.000 dólares 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:
Excluyendo los proyectos de alto costo, el aumento del 120% durante el período 2002-2012 está más en línea con la escalada en la industria upstream de petróleo y gas según lo informado por el índice UCCI [99].
La crisis financiera mundial de 2007-2008 provocó una disminución general de los precios de las materias primas y los equipos, lo que redujo un poco el costo de construcción de las plantas de GNL. [100] [101] Sin embargo, en 2012 esto fue más que compensado por la creciente demanda de materiales y mano de obra para el mercado de GNL.
Las plantas de licuefacción a pequeña escala son adecuadas para la reducción de picos de demanda en los gasoductos, el transporte de combustible o para el suministro de gas natural a zonas remotas que no están conectadas a los gasoductos. [102] Por lo general, tienen un tamaño compacto, se alimentan desde un gasoducto y están ubicadas cerca del lugar donde se utilizará el GNL. Esta proximidad reduce los costos de transporte y de producción de GNL para los consumidores. [103] [104] También evita las emisiones adicionales de gases de efecto invernadero generadas durante el transporte a larga distancia.
La planta de GNL a pequeña escala también permite que se produzcan picos de demanda localizados, lo que equilibra la disponibilidad de gas natural durante los períodos de alta y baja demanda. También hace posible que las comunidades sin acceso a gasoductos instalen sistemas de distribución locales y se abastezcan con GNL almacenado. [105]
Existen tres sistemas principales de precios en los actuales contratos de GNL:
La fórmula para un precio indexado es la siguiente:
CP = BP + β X
La fórmula se ha utilizado ampliamente en los acuerdos de compraventa de GNL de Asia, en los que el precio base representa diversos factores no relacionados con el petróleo, pero normalmente es una constante determinada mediante negociación a un nivel que puede impedir que los precios del GNL caigan por debajo de un determinado nivel. Por lo tanto, varía independientemente de la fluctuación del precio del petróleo.
Algunos compradores de GNL ya han firmado contratos para futuros cargamentos con base en Estados Unidos a precios vinculados a los precios de Henry Hub . [107] El precio del contrato de exportación de GNL de Cheniere Energy consiste en una tarifa fija (tarifa de peaje de licuefacción) más el 115% de Henry Hub por millón de unidades térmicas británicas de GNL. [108] Las tarifas de peaje en los contratos de Cheniere varían: US$2,25 por millón de unidades térmicas británicas ($7,7/MWh) con BG Group firmado en 2011; US$2,49 por millón de unidades térmicas británicas ($8,5/MWh) con GNF de España firmado en 2012; y US$3,00 por millón de unidades térmicas británicas ($10,2/MWh) con Kogas y Centrica de Corea del Sur firmado en 2013. [109]
La paridad del petróleo es el precio del GNL que sería igual al del petróleo crudo sobre la base de un barril de petróleo equivalente (BEP). Si el precio del GNL excede el precio del petróleo crudo en términos de BEP, entonces la situación se llama paridad rota del petróleo. Un coeficiente de 0,1724 da como resultado una paridad total del petróleo. En la mayoría de los casos, el precio del GNL es menor que el precio del petróleo crudo en términos de BEP. En 2009, en varias transacciones de carga al contado, especialmente en el este de Asia, la paridad del petróleo se acercó a la paridad total del petróleo o incluso la superó. [110] En enero de 2016, el precio al contado del GNL de $ 5,461 por millón de unidades térmicas británicas ($ 18,63 / MWh) rompió la paridad del petróleo cuando el precio del crudo Brent (≤ 32 US $ / bbl) cayó abruptamente. [111] A finales de junio de 2016, el precio del GNL había caído casi un 50% por debajo de su precio de paridad con el petróleo, lo que lo hacía más económico que el diésel y el gasóleo, más contaminantes, en el sector del transporte. [112]
La mayor parte del comercio de GNL se rige por contratos a largo plazo. Muchas fórmulas incluyen una curva en forma de S , donde la fórmula de precios 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 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 para 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 precios está vinculada al precio del crudo indonesio (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 las fórmulas de precios.
Generalmente existe una cláusula que permite a las partes activar la revisión de precios o la reapertura de precios en los contratos de suministro de GNL. En algunos contratos hay dos opciones para activar una revisión de precios: regular y especial. Las regulares son las fechas que se acordarán y definirán en los contratos de suministro de GNL para efectos de la revisión de precios.
La calidad del GNL es una de las cuestiones 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 o GNL "fuera de especificación" (off-spec) o "fuera de calidad". Las normas de calidad cumplen tres objetivos: [113]
En el caso de gas o GNL fuera de especificación, el comprador puede negarse a aceptar el gas o el GNL y el vendedor tiene que pagar daños liquidados por los respectivos volúmenes de gas fuera de especificación.
La calidad del gas o GNL se mide en el punto de entrega utilizando un instrumento como un cromatógrafo de gases.
Las cuestiones más importantes en cuanto a la calidad del gas son el contenido de azufre y mercurio y el valor 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 refinarse y analizarse con precisión para garantizar la concentración mínima posible de estos dos elementos antes de entrar en la planta de licuefacción, por lo que no hay demasiada preocupación al respecto.
Sin embargo, la principal preocupación es el poder calorífico del gas. Por lo general, los mercados de gas natural se pueden dividir en tres mercados en términos de poder calorífico: [113]
Existen algunos métodos para modificar el valor calorífico del GNL producido hasta el nivel deseado. Para aumentar el valor calorífico, una solución es inyectar propano y butano. Para disminuirlo, son soluciones probadas la inyección de nitrógeno y la extracción de butano y propano. Mezclarlo con gas o GNL puede ser una solución; sin embargo, todas estas soluciones, si bien son teóricamente viables, pueden ser costosas y logísticamente difíciles de gestionar a gran escala. El precio del GNL pobre en términos de valor energético es menor que el precio del GNL rico. [114]
Hay varios procesos de licuefacción disponibles para plantas de GNL de gran tamaño y carga base (en orden de prevalencia): [115]
En enero de 2016, la capacidad nominal mundial de licuefacción de GNL era de 301,5 MTPA (millones de toneladas por año), con otras 142 MTPA en construcción. [116]
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 de Linde.
La tecnología APCI es el proceso de licuefacción más utilizado en plantas de GNL: de 100 trenes de licuefacción en funcionamiento o en construcción, 86 trenes con una capacidad total de 243 MTPA han sido diseñados con el proceso APCI. El proceso Cascade de Phillips es el segundo más utilizado, utilizado en 10 trenes con una capacidad total de 36,16 MTPA. El proceso DMR de Shell se ha utilizado en tres trenes con una capacidad total de 13,9 MTPA; y, por último, el proceso Linde/Statoil se utiliza en el tren único Snohvit de 4,2 MTPA.
Las instalaciones flotantes de gas natural licuado (GNL) flotan sobre un yacimiento de gas en alta mar y producen, licúan, almacenan y transfieren GNL (y potencialmente GLP y condensado ) en el mar antes de que los transportistas lo envíen directamente a los mercados. La primera instalación de GNL está actualmente en desarrollo por Shell [117] , cuya finalización está prevista para 2018. [118]
Los tanques de almacenamiento de GNL modernos son típicamente 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 (altura a anchura) y un 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 estar a presiones de entre menos de 50 y más de 1.700 kPa (7,3–246,6 psi).
El GNL debe mantenerse frío para permanecer líquido, independientemente de la presión. A pesar de un aislamiento eficiente, inevitablemente se producirá alguna fuga de calor hacia el GNL, lo que provocará su vaporización. Este gas evaporado actúa para mantener el GNL frío (consulte "Refrigeración" a continuación). El gas evaporado normalmente se comprime y se exporta como gas natural , o se vuelve a licuar y se devuelve al almacenamiento.
El GNL se transporta en buques especialmente diseñados con doble casco que protegen los sistemas de carga de daños o fugas. Existen varios métodos especiales de prueba de fugas disponibles para comprobar la integridad de los tanques de carga de membrana de un buque de GNL. [119]
Los petroleros cuestan alrededor de 200 millones de dólares cada uno. [79]
El transporte y el suministro son aspectos importantes del negocio del gas, ya que las reservas de gas natural normalmente están bastante alejadas de los mercados de consumo. El gas natural tiene un volumen de transporte mucho mayor que el petróleo, y la mayor parte del gas se transporta por gasoductos. Existe una red de gasoductos de gas natural en la ex 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 gasoducto de alta presión, pero puede transmitir solo alrededor de una quinta parte de la cantidad de energía por día debido a la menor densidad. El gas natural generalmente se licúa a GNL al final del gasoducto, antes de su envío.
Existen tuberías cortas para GNL que se utilizan para trasladar el producto desde los buques de GNL hasta su almacenamiento en tierra. Se están desarrollando tuberías más largas, que permiten a los buques descargar GNL a mayor distancia de las instalaciones portuarias. Esto requiere tecnología de tubería dentro de tubería debido a los requisitos para mantener frío el GNL. [120]
El GNL se transporta utilizando camiones cisterna, [121] vagones cisterna de ferrocarril, [122] y barcos construidos especialmente conocidos como transportadores de GNL . El GNL a veces se lleva a temperaturas criogénicas para aumentar la capacidad del buque cisterna. Las primeras transferencias comerciales de barco a barco (STS) se llevaron a cabo en febrero de 2007 en la instalación Flotta en Scapa Flow [123] con 132.000 m 3 de GNL que se trasladaron entre los buques Excalibur y Excelsior. Exmar Shipmanagement , el propietario belga de un buque cisterna de gas en el Golfo de México , también ha llevado a cabo transferencias que implicaron la transferencia de GNL de un transportador de GNL 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 una necesidad después de un incidente. [ cita requerida ] La Sociedad de Operadores Internacionales de Buques Tanque y Terminales 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. [124]
Además de los buques metaneros, el GNL también se utiliza en algunos aviones .
El gas natural licuado se utiliza para transportar gas natural a largas distancias, a menudo por vía marítima. En la mayoría de los casos, las terminales de GNL son puertos construidos especialmente para su exportación o importación.
El Reino Unido tiene instalaciones de importación de GNL con capacidad para hasta 50 mil millones de metros cúbicos al año. [125]
El aislamiento, por 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 industrial es almacenar el GNL como un 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 para el cambio de fase enfría el líquido restante. Debido a que el aislamiento es muy eficiente, solo se necesita una cantidad relativamente pequeña de evaporación para mantener la temperatura. Este fenómeno también se llama autorrefrigeración .
El gas evaporado de los tanques de almacenamiento de GNL en tierra suele comprimirse y alimentarse a las redes de gasoductos de gas natural . Algunos buques metaneros utilizan el gas evaporado como combustible.
El gas natural podría considerarse el combustible fósil menos dañino para el medio ambiente porque tiene las emisiones de CO2 más bajas por unidad de energía y es adecuado para su uso en centrales eléctricas de ciclo combinado de alta eficiencia. Para una cantidad equivalente de calor, la quema de gas natural produce alrededor de un 30 por ciento menos de dióxido de carbono que la quema de petróleo y alrededor de un 45 por ciento menos que la quema de carbón . [126] El biometano se considera aproximadamente neutro en CO2 y evita la mayor parte del problema de las emisiones de CO2 . Si se licúa (como LBM), cumple las mismas funciones que el GNL. [127]
Por kilómetro transportado, las emisiones del GNL son inferiores a las del gas natural transportado por tuberías, lo que constituye un problema particular en Europa, donde se transportan cantidades significativas de gas por tuberías a varios miles de kilómetros de Rusia. Sin embargo, las emisiones del gas natural transportado como GNL pueden ser superiores a las del gas natural producido regionalmente y transportado por tuberías hasta el punto de combustión, ya que las emisiones asociadas con el transporte son menores en el caso de este último. [128]
Sin embargo, en la Costa Oeste de los Estados Unidos, donde se propusieron hasta tres nuevas terminales de importación de GNL antes del auge del fracking en ese país, grupos ambientalistas, como Pacific Environment , Ratepayers for Affordable Clean Energy (RACE) y Rising Tide se habían opuesto a ellas. [129] Afirmaron que, si bien las plantas de energía a gas natural emiten aproximadamente la mitad del dióxido de carbono de una planta de energía de carbón equivalente, la combustión de gas natural requerida para producir y transportar GNL a las plantas agrega entre un 20 y un 40 por ciento más de dióxido de carbono que la quema de gas natural solo. [130] 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. [131] Concluyó que la producción global de CO 2 se reduciría debido a la reducción resultante en 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 . [132] Se plantearon preocupaciones similares en Croacia . [133]
Natural gas is a fuel and a combustible substance. To ensure safe and reliable operation, particular measures are taken in the design, construction and operation of LNG facilities. In maritime transport, the regulations for the use of LNG as a marine fuel are set out in the IGF Code.[134]
In its liquid state, LNG is not explosive and can not ignite. For LNG to burn, it must first vaporize, then mix with air in the proper proportions (the flammable range is 5 percent to 15 percent), and then be ignited. In the case of a leak, LNG vaporizes rapidly, turning into a gas (methane plus trace gases), and mixing with air. If this mixture is within the flammable range, there is risk of ignition, which would create fire and thermal radiation hazards.
Gas venting from vehicles powered by LNG may create a flammability hazard if parked indoors for longer than a week. Additionally, due to its low temperature, refueling an LNG-powered vehicle requires training to avoid the risk of frostbite.[135][136]
LNG tankers have sailed over 100 million miles without a shipboard death or even a major accident.[137]
Several on-site accidents involving or related to LNG are listed below:
On 8 May 2018, the United States withdrew from the Joint Comprehensive Plan of Action with Iran, reinstating Iran sanctions against their nuclear program.[144] In response, Iran threatened to close off the Strait of Hormuz to international shipping.[145] The Strait of Hormuz is a strategic route through which a third of the world's LNG passes from Middle East producers.[146]
In January 2024, Qatar halted tankers of liquefied natural gas through the strait of Bab-el-Mandeb after US-led airstrikes on Houthi targets in Yemen increased risks in the strait.[147] The LNG tankers were forced to sail around Africa via the Cape of Good Hope to avoid the war zone.[148]
{{cite journal}}: Cite journal requires |journal= (help)