El gas natural fue la mayor fuente de producción de energía de los Estados Unidos en 2016, representando el 33 por ciento de toda la energía producida en el país. [1] El gas natural ha sido la mayor fuente de generación eléctrica en los Estados Unidos desde julio de 2015.
En 2012, Estados Unidos produjo 25,3 billones de pies cúbicos de gas natural comercializado, con un valor promedio en boca de pozo de 2,66 dólares por cada mil pies cúbicos, para un valor total en boca de pozo de 67 300 millones de dólares. [2] En 2013, el país produjo 30,0 billones de pies cúbicos (TCF) de gas comercializado. [3] Con 7545 mil millones de pies cúbicos (BCF), la principal zona productora de gas en Estados Unidos en 2013 fue Texas , seguida de Pensilvania (3259 BCF) y Luisiana (2407 BCF). [4] La producción de gas natural de Estados Unidos alcanzó nuevos máximos históricos cada año desde 2011 hasta 2015. La producción de gas natural comercializada en 2015 fue de 28,8 billones de pies cúbicos, un aumento del 5,4 por ciento con respecto a 2014 y un aumento del 52 por ciento con respecto a la producción de 18,9 billones de pies cúbicos en 2005. [5] La industria del gas natural incluye la exploración , producción, procesamiento, transporte, almacenamiento y comercialización de gas natural y líquidos de gas natural. [6] La exploración y producción de gas natural y petróleo forman una sola industria, y muchos pozos producen tanto petróleo como gas.
Debido a la mayor oferta, los precios al consumidor del gas natural son significativamente más bajos en los Estados Unidos que en Europa y Japón. [7] El bajo precio del gas natural, junto con su menor huella de carbono en comparación con el carbón , ha fomentado un rápido crecimiento de la electricidad generada a partir del gas natural.
Entre 2005 y 2014, la producción estadounidense de líquidos de gas natural (NGL) aumentó un 70 por ciento, de 1,74 millones de barriles por día en 2005 a 2,96 millones de barriles por día en 2014.
Aunque Estados Unidos lidera la producción mundial de gas natural , sólo ocupa el quinto lugar en reservas probadas de gas natural , detrás de Rusia , Irán , Qatar y Turkmenistán .
La industria del petróleo y el gas de los Estados Unidos suele dividirse informalmente en "upstream" (exploración y producción), "midstream" (transporte y refinación) y "downstream" (distribución y comercialización). El petróleo y el gas natural comparten un sector upstream (exploración y producción) común, pero los sectores midstream y downstream están en gran medida separados. Todas las grandes compañías petroleras de los Estados Unidos producen tanto petróleo como gas. Sin embargo, las cantidades relativas de petróleo y gas producidas varían enormemente. De las diez principales compañías productoras de gas natural de los Estados Unidos en 2009, solo tres (BP, ConocoPhiillips y XTO) también estaban entre los diez principales productores de petróleo.
Principales productores de gas natural en Estados Unidos, 2009
En 2009, la producción propiedad de las diez principales empresas representó el 31% de la producción total de gas natural de Estados Unidos. [8]
En 2010, la industria perforó y completó 16.696 pozos principalmente de gas, un poco más que el número de pozos perforados principalmente de petróleo (15.753). Muchos pozos produjeron tanto petróleo como gas, y los pozos de petróleo produjeron el 18 por ciento de la producción de gas de Estados Unidos en 2013. De los pozos de gas, 1.105 fueron pozos exploratorios y 15.591 pozos de desarrollo. [9]
En el pasado, el número de plataformas de perforación de gas en activo se consideraba un indicador fiable de la producción de gas en el futuro cercano. Sin embargo, el número medio de plataformas de perforación de gas en activo ha disminuido cada año durante cuatro años consecutivos desde 2010 (942 plataformas) hasta 2014 (332 plataformas), una caída del 65 por ciento, incluso mientras que la producción de gas aumentó cada año durante el mismo período, de 21,3 billones de pies cúbicos (TCF) en 2010 a 25,7 TCF en 2014, un aumento del 21 por ciento. Las reservas probadas restantes aumentaron en general, de 301 TCF en 2013 a 338 TCF en 2013 (el último año para el que hay reservas disponibles), un aumento del 11 por ciento. El aumento de la producción de gas a pesar de que hay menos plataformas de perforación se ha explicado por la mayor eficiencia en la perforación y la mayor productividad de los pozos de gas de esquisto. [10]
La Administración de Información Energética de Estados Unidos publica datos anuales de producción de gas natural en conjunto por tipo de pozo: pozos de petróleo y gas tradicionales, pozos de metano de carbón y pozos de gas de esquisto. [11]
La mayoría de los yacimientos petrolíferos producen algo de gas, y viceversa, pero la proporción de petróleo y gas varía considerablemente. En los yacimientos desarrollados para producir petróleo, el gas natural se encuentra en una forma bruta llamada gas asociado . Algunos yacimientos, llamados yacimientos de "gas seco", producen sólo gas. De los diez principales yacimientos productores de gas de los EE.UU., sólo uno, el Eagle Ford, también se encuentra entre los diez principales yacimientos petrolíferos. El número de pozos clasificados como pozos de gas tradicionales ha ido disminuyendo en los últimos años a medida que son reemplazados por pozos de gas de esquisto. [11]
El gas asociado de los pozos petrolíferos se utiliza de forma similar a otras fuentes de gas natural, o puede reinyectarse para su almacenamiento y para mejorar la producción de petróleo. En algunos casos, el operador del pozo puede designar el gas como producto de desecho y grandes cantidades de gas pueden ser quemadas o venteadas intencionalmente según las regulaciones locales. [13]
La producción de metano de carbón en los EE. UU. alcanzó un máximo de 1,97 TCF en 2008, cuando representaba el 7,8 por ciento de la producción de gas del país. Para 2018, la producción de metano de carbón había disminuido a 0,95 TCF. [11]
Desde el año 2000, el gas de esquisto se ha convertido en una fuente clave de gas natural en Estados Unidos. La producción aumentó más de diez veces entre 2007 y 2018, cuando el gas de esquisto contribuyó con 23,6 billones de pies cúbicos (el 63 por ciento de la producción de gas de Estados Unidos), y seguía aumentando. [11]
El precio al productor de gas natural que se cotiza con mayor frecuencia es el precio Henry Hub , con sede en Luisiana , que se negocia a futuro en NYMEX .
Un barril de petróleo libera alrededor de 5,8 millones de BTU cuando se quema, de modo que 5,8 MCF de gas (al valor estándar de mil BTU por pie cúbico) liberan aproximadamente la misma energía que un barril de petróleo. A veces, el gas que contiene 5,8 millones de BTU se define como un " barril de petróleo equivalente" para fines de cálculo de energía. [16] Sin embargo, al describir las reservas o la producción, la industria del petróleo y el gas utiliza más comúnmente el número redondeado de 6 MCF de gas (o 6 millones de BTU en el caso del gas natural) como equivalente a un barril de petróleo equivalente. [17]
Desde que se desreguló el precio del gas natural en los años 1990, su precio ha tendido a ser paralelo al del petróleo, que suele tener un precio superior en términos de BTU. Pero a partir de finales de los años 2000, la abundancia de gas natural en América del Norte ha hecho que el precio de una unidad de energía derivada del gas sea mucho menor que el precio de la energía derivada del petróleo.
Cuando se extrae petróleo y gas natural a la superficie, generalmente se separan en la boca del pozo, después de lo cual se tratan por separado. El gas fluye a través de un sistema de recolección hacia un ducto que lo lleva a una planta de procesamiento de gas. En 2014, había 189.000 millas de ductos interestatales de gas natural en los Estados Unidos [18]
.png/1280px-Capacity_and_utilization_rate_of_U.S._natural_gas_processing_plants_in_the_Lower_48_states_in_2017_(47256154792).png)
El gas natural tiene una variedad de componentes químicos que deben eliminarse o diluirse con otro gas para lograr una calidad constante en el gasoducto. Las especificaciones del gas para gasoducto varían de una línea a otra, pero por lo general el gas no debe contener cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno (que es tóxico), menos de un pequeño porcentaje de dióxido de carbono (el dióxido de carbono reacciona con el agua para formar ácido carbónico, que es corrosivo para las tuberías de hierro y acero) y un contenido de unidad térmica británica (BTU) de 900 o más. El gas natural que se entrega a los consumidores generalmente tiene un contenido de BTU de aproximadamente 1020 a 1050 por pie cúbico estándar, ligeramente superior al del metano puro (1010 BTU). [19]
El gas natural se compone principalmente de metano, pero a menudo contiene hidrocarburos de cadena más larga. Los compuestos de hidrocarburos del hexano (cuya molécula es una cadena simple que contiene seis átomos de carbono, de ahí que se llame C6) y más pesados generalmente se separan ("condensan") del gas en la boca del pozo; esta mezcla se llama condensado , y generalmente se informa como producción de petróleo y se vende a las refinerías al igual que el petróleo. Los hidrocarburos C2 a C5 ( etano , propano , butano y pentano) se conocen como líquidos de gas natural (NGL, por sus siglas en inglés) y permanecen en forma gaseosa hasta que se extraen en una planta de procesamiento de gas. [20] La división entre las dos clases no es perfecta: algo de hexano y heptano permanecen en el gas para ser separados como NGL, mientras que algo de butano y pentano pueden separarse con el condensado.
El gas natural que contiene líquidos de gas natural se denomina "gas húmedo". El gas que no contiene líquidos de gas natural, o al que se le han extraído los líquidos de gas natural, se denomina "gas seco".
Los líquidos de gas natural se utilizan como combustible (vendido como propano o gas licuado de petróleo (GLP)) o como materia prima para la industria petroquímica .
Estados Unidos ha sido el principal productor mundial de LGN desde 2010, y está muy por encima del segundo lugar, Arabia Saudita, que produjo 1,82 millones de barriles por día en 2015.
El aumento de la producción de LGN desde el año 2000 ha reducido el precio de estos productos en el mercado norteamericano, lo que ha provocado un aumento de la construcción y expansión de plantas petroquímicas para convertir etano y propano en etileno y propileno, que se utilizan para fabricar plásticos. [21] Estados Unidos tiene la mayor capacidad de fabricación de etileno del mundo, 28,4 millones de toneladas al año en 2015, con proyectos para añadir otros 7,6 millones de toneladas entre 2015 y 2017. [22] A partir de 2015, la reducción de los precios de los LGN había convertido a América del Norte de uno de los lugares con mayores costes para fabricar productos petroquímicos a la zona con los costes más bajos fuera de Oriente Medio. [23]
Algunos gases naturales contienen suficiente helio para ser extraído como subproducto.
El azufre , que debe eliminarse del gas natural por razones de seguridad, estéticas y ambientales, se recupera y se vende como subproducto. En 2013, las plantas de procesamiento de gas natural recuperaron 1,02 millones de toneladas métricas de azufre, lo que representó el 12 por ciento del suministro estadounidense de azufre elemental (el resto de la producción de azufre provino de refinerías de petróleo). [24]
El consumo de gas natural en Estados Unidos es muy estacional: en invierno es entre un 50% y un 90% mayor que en verano, según la severidad del invierno. Para disponer de mayores volúmenes de gas en invierno, las empresas han establecido instalaciones subterráneas de almacenamiento de gas. En la actualidad, en Estados Unidos hay tres tipos de unidades de almacenamiento de gas natural en servicio: domos de sal, depósitos de gas agotados y acuíferos profundos. [26]
El mayor volumen almacenado fue de 8,29 billones de pies cúbicos en octubre de 2012, lo que equivalió al 26 por ciento de la producción total de Estados Unidos en 2014. El pequeño aumento de mediados de verano que se muestra en el gráfico de consumo se debe al aumento del uso de gas para la energía eléctrica en verano. A diferencia del uso residencial, comercial e industrial, que son mayores en invierno, la generación de energía eléctrica utiliza más gas en verano.
Desde la planta procesadora, el gas natural se vende principalmente a las empresas de suministro de gas. En 2014, el 46% del gas comercializado fue utilizado por usuarios comerciales e industriales, el 33% por generadores de energía eléctrica y el 21% por consumidores residenciales. [27]
Desde 2009, la generación de electricidad ha sido el mayor uso del gas natural en Estados Unidos. La electricidad generada por gas natural ha sido, con diferencia, la fuente de electricidad de más rápido crecimiento en Estados Unidos desde la década de 1990. El gas natural se convirtió en la segunda fuente de electricidad más importante de Estados Unidos en 2006, cuando superó a la energía nuclear. A finales de 2015, el gas natural superó al carbón como la mayor fuente de electricidad generada en Estados Unidos.
En el decenio de 2005 a 2015, la electricidad generada por gas natural aumentó en 574 mil millones de kilovatios-hora, más del triple del aumento de la segunda fuente de más rápido crecimiento, la energía eólica, que aumentó 173 mil millones de kilovatios-hora durante el mismo período. La electricidad generada por gas natural aumentó su participación en la electricidad total de Estados Unidos del 18,8 por ciento en 2005 al 32,6 por ciento en 2015. El aumento de la electricidad generada por gas se produjo principalmente a expensas de la energía del carbón, que cayó del 49,6 por ciento de la electricidad de Estados Unidos en 2005 al 33,2 por ciento en 2015. El gas natural superó al carbón como el principal generador de electricidad de Estados Unidos a finales de 2015. Durante el período de 12 meses hasta agosto de 2016, el gas natural generó el 34,5 por ciento de la electricidad de Estados Unidos, frente al 29,8 por ciento del carbón. [28]
A diferencia de otros sectores de consumo de gas natural, la industria eléctrica utiliza más gas natural en verano, cuando la demanda de electricidad aumenta por el aire acondicionado y cuando los precios del gas natural están en mínimos estacionales. [29]
El aumento del uso de gas natural para la generación de electricidad se debe a tres factores. En primer lugar, la presión sobre las empresas de servicios públicos para que reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero ha favorecido la sustitución de la generación de carbón por la generación de gas natural, que, según el Laboratorio Nacional de Energías Renovables [30] y el IPCC [31] , tiene significativamente menos emisiones de GEI en su ciclo de vida que la electricidad generada a partir de carbón. En segundo lugar, las centrales eléctricas de gas pueden aumentar y disminuir rápidamente su producción, lo que las hace muy adecuadas para complementar fuentes de energía intermitentes como la eólica y la solar [32] . En tercer lugar, desde finales de 2008, el precio del gas natural ha sido relativamente barato en el mercado norteamericano, especialmente en comparación con el petróleo. La electricidad generada a partir de generadores alimentados con petróleo en los Estados Unidos disminuyó un 81 por ciento entre 2005 y 2014.
Los estados que más utilizan gas natural para la producción de electricidad son, en orden descendente, Texas, Florida, California y Nueva York.
El gas licuado de petróleo incluye los líquidos de gas natural butano y propano que se extraen durante el procesamiento del gas. Se venden para calefacción doméstica, para cocinar y, cada vez más, como combustible para motores. El segmento de la industria está representado por la Asociación Nacional de Gas Propano .
El gas natural, en forma de gas natural comprimido , gas natural licuado y gas licuado de petróleo , se utiliza cada vez más como combustible para vehículos de motor, especialmente en vehículos de flota. Tiene las ventajas sobre la gasolina y el combustible diésel de ser más barato y emitir menos contaminación del aire. Tiene la desventaja de tener pocos puntos de venta minorista. En 2011, 262.000 vehículos en los EE. UU. funcionaban con gas natural. Aunque el gas natural utilizado como combustible para vehículos aumentó un 60 por ciento en la década de 2004-2014, en 2014 todavía representaba solo el 3,7 por ciento en términos de BTU del uso de combustibles fósiles (gasolina, diésel y gas natural) como combustible para el transporte en los EE. UU. [36] El combustible para transporte representó el 0,13 por ciento del consumo de gas natural en 2014.
La industria del gas natural en los Estados Unidos se remonta a 1821, cuando se descubrió y utilizó el gas natural en Fredonia, Nueva York . Desde el principio, el mercado del gas natural estuvo limitado por la tecnología de los gasoductos. El gas para Fredonia, Nueva York en 1821 se suministraba a través de tuberías de madera, que no eran capaces de transportar el gas a largas distancias. [37]
En el siglo XIX, las residencias de la mayoría de las ciudades se abastecían con gas de ciudad generado a partir de carbón en " gasolineras " locales. El gas se transportaba en tuberías de hierro fundido, introducidas en 1843, normalmente con juntas de campana y espiga selladas con cuerda y plomo fundido. [38]
En el siglo XIX y principios del XX, la mayoría de los descubrimientos de gas natural se hicieron durante las exploraciones petroleras. El gas natural era, por lo general, un subproducto no deseado de la producción de petróleo. En la década de 1870, las tuberías de acero reemplazaron al hierro fundido. En 1883, Pittsburgh se convirtió en la primera ciudad importante a la que se le suministró gas natural. [39] Otras ciudades siguieron su ejemplo, pero solo si estaban cerca de pozos de gas natural. Como el gas natural era un subproducto, se vendía a bajo precio y, cuando estaba disponible, socavaba el mercado del gas de ciudad. En 1891, se construyó uno de los gasoductos más largos de la época, un gasoducto de 190 kilómetros de longitud desde los yacimientos de gas de Indiana hasta Chicago, sin compresión.
Los gasoductos de alta presión y larga distancia se hicieron factibles después de que se introdujera la soldadura oxiacetilénica en 1911, y especialmente después de que la soldadura por arco eléctrico se popularizara en la década de 1920 [37] . Esto permitió suministrar gas desde depósitos remotos a grandes ciudades. El gas natural se convirtió en un producto cada vez más buscado.
Los precios que cobran las empresas de servicios públicos que suministran gas natural a los clientes siempre han estado sujetos a la regulación estatal. Con la construcción de gasoductos interestatales en las décadas de 1920 y 1930, las empresas de servicios públicos de las ciudades pasaron a depender del suministro de gas natural, algo que estaba fuera del poder regulador de los gobiernos estatales y locales. En 1935, la Comisión Federal de Comercio, al considerar que los gasoductos interestatales tenían demasiado poder para controlar el mercado de gas aguas abajo, recomendó controles federales. El Congreso aprobó la Ley de Gas Natural de 1938 para regular las tarifas que cobraban los gasoductos interestatales.
Al principio, las regulaciones federales sólo incluían las tarifas que cobraban los gasoductos interestatales por transportar gas. Cuando el precio de mercado del gas natural en boca de pozo aumentó en la década de 1950, las compañías de gas se quejaron de que también se debía regular a los productores de gas. En 1954, la Corte Suprema de los Estados Unidos dictaminó en el caso Phillips Petroleum Co. v. Wisconsin que la regulación del precio en boca de pozo estaba dentro de la intención de la Ley de Gas Natural de 1938 de controlar los precios de las compañías de gas y, por lo tanto, el gobierno federal podía controlar los precios en boca de pozo de cualquier gas natural que entrara en un gasoducto interestatal.
A principios de los años 70, el precio artificialmente bajo fijado por el gobierno federal había creado una escasez, pero sólo de gas interestatal. El gas consumido dentro del estado donde se producía era abundante, pero más caro. En 1975, aproximadamente la mitad del gas natural producido se destinaba al mercado intraestatal. En 1975 y 1976, algunas escuelas y fábricas del Medio Oeste cerraron periódicamente cuando la empresa de servicios públicos local no pudo encontrar gas natural para comprar al precio controlado. La Comisión Federal de Energía intentó asignar el gas escaso identificando a los clientes de "alta prioridad" y "baja prioridad", pero esto provocó amplios litigios.
El gobierno federal respondió a la escasez de gas con la Ley de Política de Gas Natural de 1978, que aumentó la regulación federal al extender los controles de precios a todos los pozos de gas natural existentes y prometió poner fin a los controles de precios en todos los pozos nuevos para 1985. [40] Bajo las nuevas reglas, el gas natural estaba sujeto a un conjunto complicado de precios, dependiendo de cuándo se perforaba el pozo, el tamaño de la empresa propietaria del pozo, la permeabilidad de la formación y la distancia del pozo con respecto a los pozos anteriores. La producción de gas de algunos tipos de yacimientos de gas recibió subsidios fiscales. En 1976, el gobierno federal estableció el Eastern Gas Shales Project, un gran esfuerzo de investigación para encontrar formas de producir gas a partir de esquisto.
Los controles de precios se volvieron aún más complejos con la Ley de Energía de 1980, que eximió de los controles de precios a los esquistos gasíferos del Devónico (esquistos depositados durante el período geológico Devónico ) (pero no a los esquistos gasíferos depositados durante otros períodos geológicos), así como a las formaciones de baja permeabilidad y al metano de capas de carbón. Además, la producción de estas fuentes generó créditos fiscales para los productores por los pozos calificados perforados antes del 1 de enero de 1992; los créditos fiscales expiraron a fines de 2002. [41]
La Ley de Descontrol de Pozos de Gas Natural de 1989 dispuso que todos los controles de precios restantes sobre el gas natural debían eliminarse a partir del 1 de enero de 1993.
Al igual que en el caso del petróleo, el suministro futuro de gas natural ha sido motivo de preocupación y de predicciones de escasez durante mucho tiempo. En 1952, el Dr. Edward Steidle, decano de la Escuela de Industrias Minerales del Pennsylvania State College , predijo que la producción de gas pronto disminuiría significativamente con respecto a los niveles de 1952, de modo que el gas dejaría de ser una fuente de energía importante en 2002, y posiblemente ya en 1975. [42]
En 1956, M. King Hubbert utilizó una recuperación final estimada (EUR) de 850 billones de pies cúbicos (24.000 km3 ) (una cantidad postulada por el geólogo Wallace Pratt ) para predecir un pico de producción estadounidense de unos 14 billones de pies cúbicos (400 km3 ) por año que se produciría "aproximadamente en 1970". [43] Pratt, en su estimación de EUR (p. 96), incluyó explícitamente lo que llamó la "tasa de descubrimiento fenomenal" que la industria estaba experimentando en ese momento en la costa del Golfo de México. [44]
La producción de gas comercializado en Estados Unidos alcanzó un pico en 1973 con alrededor de 22,6 billones de pies cúbicos (640 km3 ) , y disminuyó a un mínimo de 16,9 billones de pies cúbicos (480 km3 ) en 1986. Pero luego, en lugar de disminuir aún más, como predijo la curva de Hubbert , la producción de gas natural aumentó lenta pero constantemente durante los siguientes 15 años, y alcanzó 20,6 TCF en 2001. Luego cayó nuevamente durante algunos años, y en 2005 bajó a 18,9 TCF.
Después de 2005, la producción de gas natural aumentó rápidamente, superó su antiguo pico de 1973 y estableció nuevos récords de alta producción en cada año 2011, 2012, 2013, 2014 y 2015, cuando la producción comercializada fue de 28,8 billones de pies cúbicos (820 km 3 ). [45]
.png/1280px-U.S._annual_natural_gas_imports,_exports,_and_net_imports_in_1950_through_2020_(51231301071).png)
En 2017, Estados Unidos se convirtió en exportador neto de gas natural por primera vez desde 1957. Las exportaciones netas promediaron 0,4 mil millones de pies cúbicos por día. La Administración de Información Energética de Estados Unidos proyectó que las exportaciones netas crecerían a 4,6 mil millones de pies cúbicos por día en 2019. [46] El crecimiento de las exportaciones fue impulsado por las exportaciones por gasoductos a México y Canadá, aunque Estados Unidos siguió importando más de Canadá de lo que exporta a ese país. Además, aumentaron las exportaciones de gas natural licuado . [47]
El gas natural depende de los gasoductos para su transporte económico. Sin conexiones por gasoductos, el gas natural debe transportarse como gas natural licuado (GNL), un proceso costoso. Por esta razón, el precio del gas natural tiende a diferir entre las regiones que no están conectadas por gasoductos. El mercado norteamericano, que consiste en Canadá, México y los Estados Unidos, todos conectados por una red de gasoductos común, ha tenido precios del gas mucho más bajos en los últimos años que algunos otros mercados de gas importantes del mundo, como Europa (desde 2010), Japón (desde 2008) y Corea.
Estados Unidos está conectado a Canadá y México por medio de gasoductos. Desde hace mucho tiempo, Estados Unidos importa grandes cantidades de gas de Canadá y exporta cantidades más pequeñas a algunas partes del este de Canadá. En 2014, Estados Unidos importó 2634 BCF de Canadá y exportó 769 BCF, de modo que las importaciones netas de Canadá totalizaron 1865 BCF. Estados Unidos ha exportado volúmenes cada vez mayores a México durante la última década. En 2014, Estados Unidos exportó 728,5 BCF a México e importó 1,4 BCF, de modo que las exportaciones netas a México totalizaron 727 BCF.
El costo de las importaciones netas alcanzó un máximo de 29.700 millones de dólares en 2005; el costo de las importaciones netas fue de 5.900 millones de dólares en 2014.
_in_January_2017_through_May_2019_(48403827021).png/1280px-U.S._exports_of_liquefied_natural_gas_(LNG)_in_January_2017_through_May_2019_(48403827021).png)
Estados Unidos se convirtió en un exportador neto de gas natural licuado en 2016. Los principales mercados para el GNL estadounidense son México, Corea del Sur, China y Japón. [47] A fines de 2021, el productor estadounidense Venture Global LNG firmó tres acuerdos de suministro a largo plazo con la empresa estatal china Sinopec para suministrar gas natural licuado . [48] Las importaciones chinas de gas natural estadounidense se duplicarán con creces. [49] Las exportaciones estadounidenses de gas natural licuado a China y otros países asiáticos aumentaron en 2021 , y los compradores asiáticos están dispuestos a pagar precios más altos que los importadores europeos. [50]
En años anteriores, cuando los expertos pronosticaban escasez de gas en América del Norte, las empresas de servicios públicos construyeron terminales de importación de gas natural licuado (GNL) a lo largo de la costa. Las importaciones netas de GNL alcanzaron su punto máximo en 2007, pero desde entonces han disminuido. En 2014, Estados Unidos importó 59 BCF de gas GNL y exportó 16 BCF, por lo que las importaciones netas de GNL ascendieron a 43 BCF. La mayor parte del GNL importado provino de Trinidad y Tobago .
Los contratos de GNL a largo plazo generalmente vinculan el precio del GNL al precio del petróleo.
En 2010, después de que el precio del gas natural estadounidense cayera por debajo del de los mercados mundiales, las empresas estadounidenses propusieron establecer una serie de terminales de exportación de GNL. Varias de estas propuestas implican la conversión de terminales de importación de GNL inactivas para manejar exportaciones de GNL. Toda propuesta de exportación de gas natural debe ser aprobada por la Comisión Federal Reguladora de Energía de los Estados Unidos (FERC), que da su aprobación solo si el proyecto recibe una revisión ambiental satisfactoria y si la FERC considera que la terminal de exportación sería de interés público. [51] A agosto de 2015, se han propuesto 24 nuevas terminales de exportación de GNL, de las cuales la FERC ha aprobado hasta ahora 6. [52] Cheniere Energy espera comenzar a exportar GNL a través de su terminal de Sabine Pass en enero de 2016. [53]
En 2014, la única terminal de exportación de GNL activa en Estados Unidos se encontraba en Kenai, Alaska. La planta, con una capacidad de 0,2 BCF por día, es propiedad de ConocoPhillips y ha estado exportando GNL desde 1969. [54] [55] La mayor parte del GNL exportado se dirigió a Japón.
Los estados de Nueva Inglaterra están conectados por gasoductos con el resto de los EE. UU. y Canadá, pero los gasoductos existentes son insuficientes para satisfacer la demanda invernal. Por esta razón, una cuarta parte de la demanda de gas de Nueva Inglaterra se cubre con GNL, un gas más caro. Cuatro terminales de importación de GNL dan servicio a Nueva Inglaterra, pero la mayor parte del GNL importado a Nueva Inglaterra llega a través de la terminal Everett en Boston y la terminal Canaport en New Brunswick, Canadá. [56] En 2015, se estaban construyendo gasoductos para transportar gas más barato desde Pensilvania a Nueva Inglaterra.
En 2023, las exportaciones de gas natural licuado (GNL) de Estados Unidos aumentaron un 12% con respecto al año anterior, alcanzando un promedio de 13,6 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) en diciembre, y contribuyendo a un total anual récord de 20,9 Bcf/d para todas las exportaciones de gas natural. Este aumento en las exportaciones de GNL jugó un papel importante, ya que Estados Unidos proporcionó casi la mitad de las importaciones de GNL de Europa durante el año. Mientras tanto, las importaciones generales de gas natural de Estados Unidos disminuyeron un 3% a 8,0 Bcf/d, en gran parte debido a las temperaturas invernales más suaves y las interrupciones de los incendios forestales en el oeste de Canadá , lo que llevó a una reducción del 9% en las importaciones durante abril y mayo en comparación con los mismos meses de 2022. Además, las importaciones estadounidenses de GNL se mantuvieron mínimas, por debajo de 0,1 Bcf/d, principalmente atendiendo al mercado de Nueva Inglaterra durante los períodos de máxima demanda, especialmente en invierno. [57]