El gas natural fue la mayor fuente de producción de energía de 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 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 mil pies cúbicos, para un valor total en boca de pozo de 67,3 mil millones de dólares. [2] En 2013, el país produjo 30,0 billones de pies cúbicos (TCF) de gas comercializado. [3] Con 7.545 mil millones de pies cúbicos (BCF), la principal zona productora de gas en los Estados Unidos en 2013 fue Texas , seguida de Pensilvania (3.259 BCF) y Luisiana (2.407 BCF). [4] La producción de gas natural de EE. UU. alcanzó nuevos máximos históricos para cada año desde 2011 hasta 2015. La producción de gas natural comercializado 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. pies 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 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 de 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 el mundo en producción de gas natural , ocupa sólo 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 a menudo se divide 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 Estados Unidos producen tanto petróleo como gas. Sin embargo, las cantidades relativas de petróleo y gas producidas varían mucho. De las diez principales empresas productoras de gas natural en Estados Unidos en 2009, sólo 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]
El número de plataformas de perforación activa de gas alguna vez se consideró un indicador fiable de la producción de gas en el futuro cercano. Sin embargo, el número promedio de equipos de perforación de gas activos ha caído cada año durante cuatro años consecutivos desde 2010 (942 equipos) hasta 2014 (332 equipos), una caída del 65 por ciento, incluso cuando 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 se perforan menos plataformas se explica por la mayor eficiencia de la perforación y la mayor productividad de los pozos de gas de esquisto. [10]
La Administración de Información Energética de EE. UU . publica datos anuales de producción de gas natural agregados por tipo de pozo: pozos de petróleo y gas tradicionales, pozos de metano en capas de carbón y pozos de gas de esquisto. [11]
La mayoría de los yacimientos petrolíferos producen algo de gas y viceversa, pero la proporción entre petróleo y gas varía considerablemente. En los campos desarrollados para producir petróleo, el gas natural se encuentra en forma cruda llamado gas asociado . Algunos campos, llamados campos de "gas seco", producen sólo gas. De los diez principales campos productores de gas en Estados Unidos, sólo uno, Eagle Ford, se encuentra también entre los diez principales campos petroleros. 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 petroleros se utiliza de manera similar a otras fuentes de gas natural, o puede reinyectarse para almacenamiento y mejorar la producción de petróleo. En algunos casos, el operador del pozo puede designar el gas como un producto de desecho, y grandes cantidades de gas pueden ser venteadas o quemadas intencionalmente según las regulaciones locales. [13]
La producción de metano de yacimientos de carbón en Estados Unidos alcanzó un máximo de 1,97 TCF en 2008, cuando representó el 7,8 por ciento de la producción de gas estadounidense. Para 2018, la producción de metano de yacimientos 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 se multiplicó por más de diez entre 2007 y 2018, cuando el gas de esquisto contribuyó con 23,6 TCF, el 63 por ciento de la producción de gas de Estados Unidos, y seguía aumentando. [11]
El precio al productor más comúnmente cotizado para el gas natural es el precio Henry Hub , con sede en Luisiana, que se negocia a futuros 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 nivel 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 gas natural) como equivalente a un barril de petróleo equivalente. [17]
Desde que se desreguló el precio del gas natural en la década de 1990, su precio ha tendido a ser paralelo al del petróleo, y el petróleo suele tener una prima en términos de BTU. Pero a partir de finales de la década de 2000, la abundancia de gas natural en América del Norte ha provocado que el precio de una unidad de energía procedente del gas sea mucho más bajo que el precio de la energía procedente del petróleo.
Cuando el petróleo y el gas natural salen a la superficie, generalmente se separan en la boca del pozo, después de lo cual el petróleo y el gas se tratan por separado. El gas fluye a través de un sistema de recolección hacia una tubería que conduce a una planta de procesamiento de gas. En 2014, había 189.000 millas de gasoductos interestatales de gas natural en los Estados Unidos [18]
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El gas natural tiene una variedad de componentes químicos que deben eliminarse o diluirse con otro gas para lograr una calidad constante en la tubería. Las especificaciones del gas de tubería varían de una línea a otra, pero generalmente el gas no debe contener una cantidad apreciable 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 el hierro y el acero). tubería) y un contenido de unidades térmicas británicas (BTU) de 900 o más. El gas natural entregado 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 está compuesto principalmente de metano, pero a menudo contiene hidrocarburos de cadena más larga. Los compuestos de hidrocarburos del hexano (cada molécula del cual es una cadena simple que contiene seis átomos de carbono, por lo que se llaman 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) 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 NGL se denomina "gas húmedo". El gas que naturalmente no contiene NGL, o el gas del que se han eliminado los NGL, se denomina "gas seco".
Los líquidos del 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 NGL 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 NGL desde 2000 ha reducido el precio de los NGL en el mercado norteamericano, lo que ha provocado un aumento en 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 por año en 2015, con proyectos para agregar otros 7,6 millones de toneladas entre 2015 y 2017. [22] A partir de 2015, la reducción de los precios del NGL se había convertido en América del Norte de uno de los lugares de mayor costo para fabricar productos petroquímicos a la zona de menor costo fuera de Medio Oriente. [23]
Parte del gas natural contiene suficiente helio para extraerlo como subproducto.
El azufre , que debe eliminarse del gas natural por motivos de seguridad, estéticos y medioambientales, 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 (la producción restante de azufre provino de refinerías de petróleo). [24]
El consumo de gas natural en EE.UU. es fuertemente estacional, mayor en invierno que en verano entre un 50% y un 90%, dependiendo de la severidad del invierno. Para disponer de mayores volúmenes de gas en invierno, las empresas han establecido instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas. Actualmente hay tres tipos de unidades de almacenamiento de gas natural en servicio en Estados Unidos: domos de sal, yacimientos de gas agotados y acuíferos profundos. [26]
El mayor volumen almacenado fue de 8,29 billones de pies cúbicos en octubre de 2012. Esto equivalió al 26 por ciento de la producción total de Estados Unidos en 2014. El pequeño aumento de mediados del verano que se muestra en el gráfico de consumo se debe al mayor uso de gas para energía eléctrica en el verano. A diferencia del uso residencial, comercial e industrial, todos los cuales son mayores en invierno, la generación de energía eléctrica utiliza más gas en verano.
Desde la planta de procesamiento, el gas natural se vende principalmente a empresas de servicios públicos 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 de gas natural en Estados Unidos. La electricidad generada a partir de 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 estadounidense 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 la década 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 EE. UU. del 18,8 por ciento en 2005 al 32,6 por ciento en 2015. El aumento de la electricidad generada por gas se debió principalmente a la energía del carbón, que cayó del 49,6 por ciento de la electricidad de EE. UU. en 2005. , al 33,2 por ciento en 2015. El gas natural superó al carbón como el principal generador de electricidad de EE. UU. 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 EE. UU., frente al 29,8 por ciento del carbón. [28]
A diferencia de otros sectores de consumo de gas natural, la industria de la energía eléctrica utiliza más gas natural en el verano, cuando la demanda de electricidad aumenta por el aire acondicionado y cuando los precios del gas natural están en mínimos estacionales. [29]
El mayor uso de gas natural para electricidad se debe a tres factores. En primer lugar, la presión sobre las empresas de servicios públicos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero ha favorecido la sustitución de la generación con carbón por la generación con gas natural, que, según el Laboratorio Nacional de Energía Renovable [ 30] y el IPCC, [31] tiene significativamente menos emisiones de GEI durante su ciclo de vida. que la electricidad alimentada con carbón. En segundo lugar, las plantas de energía a gas pueden aumentar y disminuir rápidamente, 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 procedente de generadores alimentados por petróleo en 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 del gas natural butano y propano eliminados en el procesamiento del gas. Se venden para calefacción doméstica, cocina 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 de petróleo licuado , se utiliza cada vez más como combustible para vehículos de motor, especialmente en flotas de vehículos. Tiene las ventajas sobre la gasolina y el diésel de ser más barato y emitir menos contaminación al aire. Tiene la desventaja de tener pocos puntos de venta. En 2011, 262.000 vehículos en Estados Unidos funcionaban con gas natural. Aunque el gas natural utilizado como combustible para vehículos aumentó un 60 por ciento en la década 2004-2014, en 2014 todavía representaba solo el 3,7 por ciento en BTU del uso de combustibles fósiles (gasolina, diésel y gas natural) como combustible para el transporte en los EE. UU. . [36] El combustible para el transporte representó el 0,13 por ciento del consumo de gas natural en 2014.
La industria del gas natural en 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 gasoductos. El gas para Fredonia, Nueva York en 1821, se suministraba a través de tuberías de madera, que eran incapaces de transportar gas a largas distancias. [37]
En el siglo XIX, las residencias de la mayoría de las ciudades recibían gas urbano generado a partir de carbón en las " casas de gas " locales . El gas se transportaba en tuberías de hierro fundido, introducidas en 1843, típicamente con uniones de campana y espiga selladas con cuerda y plomo fundido. [38]
En los años 1800 y principios de 1900, la mayoría de los descubrimientos de gas natural se realizaron durante la exploración en busca de petróleo. El gas natural era normalmente un subproducto no deseado de la producción de petróleo. En la década de 1870, los tubos de acero sustituyeron al hierro fundido. En 1883, Pittsburgh se convirtió en la primera ciudad importante en disponer de gas natural. [39] Le siguieron otras ciudades, pero sólo si estaban cerca de pozos de gas natural. Como el gas natural era un subproducto, su precio era barato y, cuando estaba disponible, subvaloraba el mercado del gas urbano. En 1891 se construyó uno de los oleoductos más largos de la época, un oleoducto de 120 millas de longitud desde los campos de gas de Indiana hasta Chicago, sin compresión.
Los gasoductos de alta presión de larga distancia se hicieron viables después de que se introdujo la soldadura con oxiacetileno en 1911, y especialmente después de que la soldadura por arco eléctrico se hiciera popular en la década de 1920 [37] . Esto permitió suministrar depósitos de gas remotos a las grandes ciudades. El gas natural se convirtió cada vez más en un bien buscado.
Los precios cobrados por las empresas de servicios públicos que entregan gas natural a los clientes siempre han estado sujetos a regulación estatal. Con la construcción de gasoductos interestatales en las décadas de 1920 y 1930, los servicios públicos de la ciudad se volvieron dependientes de suministros de gas natural más allá del poder regulatorio de los gobiernos estatales y locales. En 1935, la comisión federal de comercio, creyendo que los gasoductos interestatales tenían demasiado poder para controlar el mercado de gas, recomendó controles federales. El Congreso aprobó la Ley de Gas Natural de 1938 para regular las tarifas cobradas por los gasoductos interestatales.
Al principio, las regulaciones federales incluían sólo 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 empresas de gas se quejaron de que los productores de gas también deberían ser regulados. En 1954, la Corte Suprema de Estados Unidos dictaminó en 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 a las empresas de servicios públicos y, por lo tanto, el gobierno federal podía controlar los precios en boca de pozo de cualquier gas natural entrando en un gasoducto interestatal.
A principios de los años 1970, 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 iba 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 extensos 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 extendiendo 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] Según la Con las nuevas reglas, el gas natural estaba sujeto a un complicado conjunto de precios, dependiendo de cuándo se perforó el pozo, el tamaño de la empresa propietaria del pozo, la permeabilidad de la formación y la distancia del pozo a los pozos anteriores. La producción de gas a partir de algunos tipos de yacimientos recibió subvenciones fiscales. En 1976, el gobierno federal estableció el Proyecto Eastern Gas Shales, 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 a las lutitas gaseosas del Devónico (esquistos depositados durante el período geológico Devónico ) de los controles de precios (pero no a las lutitas gaseosas depositadas durante otros períodos geológicos), así como a las formaciones de baja permeabilidad y carbón metano. Además, la producción de estas fuentes obtuvo créditos fiscales para los productores de pozos calificados perforados antes del 1 de enero de 1992; los créditos fiscales expiraron a finales de 2002. [41]
La Ley de Descontrol de Bocas de Pozo 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 con el petróleo, el suministro futuro de gas natural ha sido durante mucho tiempo motivo de preocupación y de predicciones de escasez. 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 las tasas de 1952, de modo que el gas dejaría de ser una fuente de energía importante para 2002, y posiblemente tan pronto como como 1975. [42]
En 1956, M. King Hubbert utilizó una recuperación final estimada (EUR) de 850 billones de pies cúbicos (24.000 km 3 ) (una cantidad postulada por el geólogo Wallace Pratt ) para predecir un pico de producción estadounidense de aproximadamente 14 billones de pies cúbicos (400 km 3 ). ) por año que ocurrirá "aproximadamente 1970". [43] Pratt, en su estimación del EUR (p. 96), incluyó explícitamente lo que llamó la "tasa de descubrimiento fenomenal" que la industria estaba experimentando entonces en la costa del Golfo de México. [44]
La producción de gas comercializado en Estados Unidos alcanzó un máximo en 1973 de aproximadamente 22,6 billones de pies cúbicos (640 km 3 ) y descendió a un mínimo de 16,9 billones de pies cúbicos (480 km 3 ) en 1986. Pero luego, en lugar de disminuir aún más, como predijo el Según 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 volvió a caer 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]
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En 2017, Estados Unidos se convirtió en un exportador neto de gas natural anualmente por primera vez desde 1957. Las exportaciones netas promediaron 400 millones de pies cúbicos por día. La Administración de Información Energética de EE. UU. 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 oleoductos a México y Canadá, aunque EE. UU. continuó importando más de Canadá de lo que exporta a esos países. país. Además, aumentaron las exportaciones de gas natural licuado . [47]
El gas natural depende de los gasoductos para su transporte económico. Sin conexiones de 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 regiones no conectadas por gasoductos. El mercado norteamericano, formado por Canadá, México y Estados Unidos, todos conectados por una red de gasoductos común, ha tenido precios de gas mucho más bajos en los últimos años que otros importantes mercados mundiales de gas, como Europa (desde 2010), Japón (desde 2008) y Corea.
Estados Unidos está conectado por un oleoducto con Canadá y México. Estados Unidos importa desde hace tiempo grandes cantidades de gas de Canadá y exporta cantidades más pequeñas a algunas partes del este de Canadá. En 2014, Estados Unidos importó 2.634 BCF de Canadá y exportó 769 BCF, por lo que las importaciones netas de Canadá ascendieron a 1.865 BCF. Estados Unidos ha exportado volúmenes crecientes a México durante la última década. En 2014, Estados Unidos exportó 728,5 BCF a México e importó 1,4 BCF, por lo que las exportaciones netas a México totalizaron 727 BCF.
El costo de las importaciones netas alcanzó un máximo de 29.700 millones de dólares EE.UU. en 2005; el costo de las importaciones netas fue de 5.900 millones de dólares en 2014.
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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 finales 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 estaban dispuestos a pagar precios más altos que los importadores europeos. [50]
En años anteriores, cuando los expertos proyectaban 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 suelen vincular 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 las exportaciones de GNL. Cualquier propuesta para exportar gas natural debe ser aprobada por la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de EE. UU., que otorga su aprobación sólo si el proyecto recibe una revisión ambiental satisfactoria y si la FERC determina que la terminal de exportación sería de interés público. [51] Hasta 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 Sabine Pass en enero de 2016. [53]
En 2014, la única terminal de exportación de GNL activa en EE. UU. estaba en Kenai, Alaska. La planta, con una capacidad de 0,2 BCF por día, es propiedad de ConocoPhillips y exporta GNL desde 1969. [54] [55] La mayor parte del GNL exportado se dirigió a Japón.
Los estados de Nueva Inglaterra están conectados por oleoductos con el resto de EE.UU. y Canadá, pero los oleoductos existentes son insuficientes para abastecer la demanda invernal. Por esta razón, una cuarta parte de la demanda de gas de Nueva Inglaterra se abastece con GNL, que es 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 de Everett en Boston y la terminal de Canaport en New Brunswick, Canadá. [56] En 2015, se estaban construyendo gasoductos para transportar gas más barato desde Pensilvania a Nueva Inglaterra.