El gas natural licuado (abreviado como LNG o LNG del inglés gas natural licuado ) es gas natural líquido de estado condensado de grado comercial . Se compone principalmente de metano, pero también incluye hasta un 10% de etano y pequeñas cantidades de otros gases ( propano y butano en particular). El metano se vuelve líquido a una temperatura de -161 ° C a presión atmosférica , toma la forma de un líquido claro, transparente, inodoro, no corrosivo y no tóxico. De esta forma, el gas tiene una densidad de 422,62 kg m −3 , ocupando seiscientas veces menos de su volumen que en su forma habitual en condiciones normales de temperatura y presión y 2,5 veces menos que comprimido a 200 bares. Como combustible, su PCI es de 22,4 MJ / L , o el 60% del diésel .
Industrialmente, el GNL se produce en grandes cantidades en plantas criogénicas . Se utiliza principalmente como medio de transporte de gas natural desde los países productores a los países consumidores por mar. Aproximadamente el 12% del gas natural producido en todo el mundo en 2019 se transporta mediante este método. También se puede vender como energía final , es decir directamente a los usuarios, como combustible para barcos o para vehículos terrestres, y como solución de suministro de gas natural para sitios no conectados a la red. Su papel en el suministro energético mundial está creciendo.
El GNL no debe confundirse con el gas licuado de petróleo , que consiste principalmente en propano y butano , hidrocarburos saturados con tres y cuatro átomos de carbono respectivamente (en comparación con solo uno para el metano); ni con los líquidos de gas natural , también llamados condensados , que son una gasolina natural obtenida por condensación de hidrocarburos que van desde el pentano (cinco carbonos) hasta el octano (ocho carbonos) a la salida de los pozos de gas natural.
El gas natural licuado se produce a partir de gas natural , criogénicamente, y requiere una temperatura de -163 ° C . Es un proceso que consume mucha energía, aunque su eficiencia ha mejorado considerablemente a lo largo de los años. En las regiones donde no se puede inyectar a la red de gas o consumir en el sitio, el biometano (o biogás refinado) también se puede licuar, por lo que a veces se le llama LBG por “ biogás licuado ” (biogás licuado). Podría surgir una nueva demanda en el campo de la motorización de barcos y barcazas por combustibles verdes de este tipo.
Cualquiera que sea el proceso criogénico que se elija, la licuefacción del gas natural requiere una gran cantidad de energía mecánica para operar las bombas o compresores. Así, los distintos procesos existentes para la realización de la criónica se comparan a menudo desde el punto de vista de su consumo energético, expresado a menudo en kilovatios-hora (mecánicos) consumidos por kilogramo de GNL producido.
Pretratamiento de gasCuando el gas natural utilizado es "crudo", es decir tal como sale del pozo, puede contener, en proporciones muy variables, impurezas que son principalmente dióxido de carbono , sulfuro de hidrógeno y dinitrógeno , así como de alto valor agregado. coproductos como butano , propano y helio . La composición del gas natural depende en gran medida del campo donde se originó. Todos estos componentes se extraerán antes o durante el proceso de licuefacción. El pretratamiento (antes de la licuefacción) del gas crudo consiste esencialmente en una etapa de tratamiento del gas natural con aminas , que extrae el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono. El dióxido de carbono, que dañaría las unidades de licuefacción al solidificarse en ellas si no se separa del gas crudo, generalmente se considera desperdicio . Por el contrario, el sulfuro de hidrógeno se puede utilizar para la producción comercial de azufre . Luego, el gas se deshumidifica, luego pasa a través de un filtro de carbón activado cuya función principal es capturar las trazas de mercurio presentes en el gas.
Ciclos abiertosEn los procesos de ciclo abierto, el propio gas natural a licuar pasa por los compresores, se utiliza como refrigerante . La forma más sencilla de licuar un gas es el efecto Joule-Thomson , que simplemente implica comprimir el gas, enfriarlo con un intercambiador de calor y luego expandirlo a través de una válvula, la temperatura desciende cuando se expande lo suficiente. Para licuarlo parcialmente (el resto siendo reciclado). Sin embargo, este proceso se utiliza muy poco a escala industrial para el gas natural, porque consume demasiada energía, en particular porque la expansión del gas a través de una válvula no produce un trabajo útil, la energía necesaria para la compresión del gas se pierde así. . El uso de una turbina de expansión , mediante la cual la expansión del gas libera parte de la energía requerida para la compresión, mejora la eficiencia de este proceso de ciclo abierto.
Ciclos de refrigeración en cascadaPara las grandes plantas de licuefacción en tierra, se dice que el proceso más común de licuefacción a ser "en cascada", porque se trata de tres etapas sucesivas de enfriamiento del gas natural, llevado a cabo por tres entrelazados ciclos de refrigeración , los refrigerantes de que son respectivamente de propano. , etileno y metano . En el primer intercambiador , el gas natural es enfriado por el calor latente absorbido por ebullición propano, y se eleva a aproximadamente -30 ° C . El segundo intercambiador reduce aún más la temperatura a aproximadamente -90 ° C . En este punto, el propano y el butano que posiblemente estaban presentes en el gas se licúan, por lo que se pueden recuperar por separado, para su uso como materia prima petroquímica o como combustible con el nombre de gas licuado de petróleo . Sin embargo, una parte puede guardarse en GNL ("medio" o "pesado"). El tercer intercambiador finalmente se licua el gas natural a -163 ° C . El nitrógeno y el helio siguen siendo gaseosos al final del proceso de licuefacción del metano, lo que permite su recuperación.
El consumo de energía en el proceso en cascada es de aproximadamente 0,255 kWh / kg de GNL producido. Se está trabajando mucho para reducir esta cifra. En 2016 se propuso un proceso en el que el primer ciclo de refrigeración, el propano, sería sustituido por un sistema de refrigeración por absorción alimentado por el calor residual de los otros dos ciclos (y las turbinas que los operan). Sobre el papel, el consumo de energía se reduciría en alrededor de un 30%.
Procesos de refrigerantes mixtosOtro proceso muy utilizado es el llamado "mezcla de refrigerantes" (RM): aquí también se utilizan varios refrigerantes, pero comparten la misma bomba de calor , aunque se separen en determinadas etapas debido a su cambio. Estado a diferentes temperaturas . Esta técnica tiene ventajas en términos de compacidad pero es ligeramente menos eficiente desde el punto de vista energético, es bastante adecuada para plantas de licuefacción de pequeña y mediana escala y de licuefacción en alta mar.
El proceso C3MR (C3 para propano), comercializado por APCI, es una solución intermedia entre las soluciones en cascada y MR: se lleva a cabo en dos etapas, con un ciclo de propano que enfría el gas natural a -30 ° C , seguido de un refrigerante mixto. sistema, utilizando una mezcla de metano (la mayoría), etano, propano, butano y nitrógeno.
Procesos del ciclo de Brayton inversoOtro campo tecnológico importante es el de turbo expander- bombas de calor de tipo , sin cambio de estado, cuyo funcionamiento se acerca a un invertida ciclo Brayton . En la versión más simple, el dinitrógeno es el único refrigerante utilizado y el gas natural se licúa en una sola pasada. Si el consumo de energía es superior al de un proceso en cascada o SMR, con aproximadamente 0,35 kWh / kg , la ventaja de seguridad debida al uso de un gas no inflamable y la simplicidad del proceso hacen que esta técnica sea especialmente relevante para los de pequeña escala. licuefacción, por ejemplo, para estaciones de servicio que producen su propio GNL a partir del gas de la red o para la relicuefacción de gas evaporado a bordo de determinados transportadores de GNL.
El GNL generalmente se clasifica en tres categorías:
El gas en su forma habitual se mide en unidades estándar de volumen, es decir, en condiciones normales de temperatura y presión (CNPT), metros cúbicos o pies cúbicos en los Estados Unidos, mientras que el gas natural licuado casi siempre se mide en toneladas. Una tonelada de gas natural licuado "ligero" ocupa un volumen de 2,15 a 2,3 m 3 según su composición exacta, pero, regasificado y devuelto a las CNPT, corresponde aproximadamente a 1.380 m 3 de gas natural normalizado. En términos de energía ( PCI ), esta tonelada de GNL corresponde a 1,23 toneladas de petróleo equivalente , o 51,66 gigajulios o 14.350 kilovatios-hora .
El GNL requiere tanques extremadamente bien aislados , ya sea para su almacenamiento en tierra (tanques terminales) o para su transporte (buques cisterna de GNL, tanques en camiones). Un tanque móvil (buque, buque cisterna para el carro, etc.) de gas natural licuado en general, consiste en una doble de acero de la pared ( de acero inoxidable en el interior, de acero al carbono exterior), con una bastante alta de vacío en el espacio. Entre las dos paredes a fin de evitar cualquier intercambio de calor por convección .
Los tanques fijos, particularmente en los puertos de GNL, generalmente se instalan en una estructura portante de hormigón pretensado . El tanque interno está hecho de acero inoxidable. Grandes capas de perlita o lana de roca separan los depósitos internos y externos. Hay depósitos subterráneos, pero la mayoría se construyen sobre el suelo y, a menudo, se colocan sobre una malla de pilotes de acero para reducir el intercambio de calor por conducción con la importante capacidad térmica del suelo.
Un tanque de GNL, sea lo que sea (transportador de GNL, tanque, tanque fijo, etc.) no se puede llenar directamente cuando está vacío y a temperatura ambiente. El tanque debe enfriarse para evitar un choque térmico cuando se vierte el GNL. También es necesario inertizarlo, es decir eliminar el oxígeno presente en el tanque, por razones de seguridad para evitar cualquier combustión accidental. Para cumplir con estos dos requisitos, se utiliza nitrógeno líquido ; en un carguero de GNL, esta operación dura unas doce horas.
El proceso de licuefacción criogénica de metano se desarrolló por primera vez en los Estados Unidos en la década de 1910. En ese momento, el enfoque principal era la separación del helio contenido naturalmente en el gas natural mediante destilación fraccionada . En 1914 se presentó una primera patente sobre el transporte de barcazas, pero no fue seguida por una solicitud industrial.
Estados Unidos experimentó con la producción de helio mediante este proceso a escala semiindustrial en la primavera de 1918 con el fin de suministrar a los británicos gas para aeronaves .
En 1941, se inauguró la primera planta comercial de licuefacción de gas natural en Cleveland . Se utilizó para el almacenamiento temporal de gas, para suavizar el consumo en la red e incluía tres tanques aislados con corcho . En 1944, esta instalación está sufriendo un grave accidente (en) que provoca la muerte de 128 personas.
El transporte marítimo de gas natural licuado comenzó de forma experimental en 1959. El Methane Pioneer era un barco liberty reconvertido: disponibles en abundancia, estos barcos se utilizaron como base para muchos proyectos. Transportaba gas natural licuado desde Lake Charles , Louisiana , hasta Canvey Island en el Reino Unido.
La primera terminal comercial de exportación se abrió en Argelia en Arzew en 1964. Exportaba gas a Gran Bretaña , luego a Francia y Estados Unidos . En 1969, comenzó la exportación de gas natural de Kenai en Alaska a Japón . Desde entonces, el comercio de gas natural licuado ha experimentado un crecimiento ininterrumpido, marcado por la paulatina diversificación de proveedores y clientes. El Indonesia se convierte en un exportador de GNL en 1977 a través de terminales construidas Arun y Bontang , se convirtió rápidamente en el proveedor líder, proporcionando en particular Japón , sino que se mantendrá durante un cuarto de siglo antes de ser destronado por Qatar en 2006 .
El gas natural licuado se utiliza principalmente como medio de transporte de gas natural desde un país productor a un país consumidor. Surge entonces como una alternativa al gasoducto . En comparación con este último, el GNL ofrece una solución más flexible, porque no vincula permanentemente a tal o cual proveedor con tal cliente, y es más económica si la distancia es grande.
En 2019, según BP , se transportaron 485 mil millones de metros cúbicos de gas natural en forma de GNL (o 354 millones de toneladas). Esta cantidad aumentó un 12,7% en 2019, después de crecer un 10% en 2018, y se duplicó desde 2009.
En 2019, el comercio de GNL representa aproximadamente:
Hay dos tipos de contratos acordados entre un proveedor y un comprador. En un contrato FOB ( Free On Board ), el gas cambia de titularidad en la terminal de licuefacción, por lo que es el comprador quien se encarga del transporte (utilizando sus propias embarcaciones o fletándolas). Por el contrario, en un contrato DES ( Delivered Ex Ship ), la entrega se realiza en la terminal receptora y el vendedor se encarga del transporte.
La mayoría de las ventas de GNL se han realizado históricamente bajo contratos a largo plazo (al menos cuatro años, a veces hasta veinte años). No obstante, la cuota de contratos a corto plazo, y del mercado spot , ha aumentado considerablemente, hasta el punto de que en 2019 el 27% de las entregas se realizaron en el marco de acuerdos pactados menos de tres meses antes.
Al firmar un contrato, el vendedor y el comprador acuerdan un mecanismo de precios durante la duración del contrato. Existen varios mecanismos. En los mercados asiáticos y Europa continental, los precios se establecen con mayor frecuencia frente a un petróleo crudo de referencia , posiblemente ponderado por el precio de otros combustibles como el carbón o el fuelóleo pesado . Por otro lado, las importaciones británicas están indexadas al precio del gas en la red del país, de la misma manera que para Estados Unidos generalmente se usa el Henry Hub como referencia. Pero cada contrato tiene su propia fórmula de precios.
Esquema de una terminal de licuefacción mediante proceso en cascada e incorporando la depuración de gas natural crudo. El signo "M" denota una fuente de energía mecánica, generalmente una turbina de gas .
La construcción de una terminal de exportación generalmente se lleva a cabo en conjunto con un proyecto upstream (puesta en marcha de uno o más depósitos) y representa una inversión considerable: por ejemplo, un proyecto en Tanzania , que incluye la puesta en marcha de varios depósitos y la construcción de una planta de licuefacción. con una capacidad anual de 10 Mt , en 2017 se presupuestó en 30 mil millones de dólares .
Una planta de licuefacción incluye una o más unidades independientes (a menudo llamadas por trenes anglicistas ). Cada tren incluye una unidad de tratamiento de aminas que extrae los gases ácidos (H 2 Sy CO 2), una instalación de deshidratación, luego las instalaciones de licuefacción de gas propiamente dichas. El proceso de licuefacción más utilizado en las terminales de GNL en tierra es el proceso en cascada , con tres bombas de calor independientes. El butano y el propano contenidos en el gas natural (si aún no está purificado) se condensan durante el proceso. Estos gases (denominados colectivamente gas de petróleo licuado ) se almacenan y exportan por separado del GNL. También pueden ser vendidos a nivel local, especialmente en el desarrollo de los países donde el GLP es un combustible doméstico ampliamente utilizado. Una vez licuado, el gas natural se almacena en grandes tanques aislados térmicamente , a la espera de ser cargado en los buques de GNL . La terminal también incluye al menos un muelle y las instalaciones necesarias para cargar los barcos. Algunos también tienen su propia central eléctrica .
Además del GLP, el helio puede, dependiendo de su presencia en el gas utilizado, ser otro coproducto importante. Permanece gaseoso incluso después de que el metano se haya licuado. Luego se purifica mediante adsorción por inversión de presión . Así, en Qatar , el gas del North Dome contiene entre 0,09 y 0,2% de helio, que, multiplicado por el gigantesco volumen del depósito, constituye la mayor reserva de helio del mundo. La valoración de helio a partir de dos puertos LNG qatarí ha hecho el país el 2 º mayor productor, proporcionando 25% del suministro.
Las enormes bombas de calor funcionan directamente con turbinas de gas , similares a las de una central eléctrica. En su lugar, las fábricas más antiguas usaban turbinas de vapor . Normalmente, un tren con una capacidad anual de 5 Mt por año tiene dos turbinas de gas de 87 MW cada una. Las propias plantas de licuefacción antiguas consumían, principalmente para bombas de calor, hasta el 14% del gas entrante. Este porcentaje desciende al 7% en las fábricas más recientes.
Los terminales de licuefacción también pueden ser flotantes. Sin embargo, son más grandes, más complejas y más caras que las terminales de regasificación flotantes, con equipos más pesados, incluidas bombas de calor. El mercado de plantas flotantes de licuefacción, lanzado en 2011 por la decisión de Shell de construir la gigantesca planta flotante Prelude FLNG , ha retrocedido tras la caída de los precios del petróleo y el gas; muchos proyectos anunciados en 2013 han sido abandonados. A finales de 2019, cuatro están en servicio.
Una terminal de licuefacción en Australia, en Curtis Island (en construcción).
Terminal de exportación de Badak en Indonesia.
Históricamente un importador, Estados Unidos ha construido una capacidad de exportación significativa en unos pocos años.
GIIGNL enumera veinte países exportadores en su informe de 2020, con una capacidad total de licuefacción de 340 millones de toneladas por año. La siguiente tabla muestra el detalle de las exportaciones (reales y no de capacidad) por país en 2016. Esta tabla no incluye las pequeñas cantidades reexportadas por ciertos países importadores (en particular Bélgica y Francia) cuando los suministros se contrataron de sus proveedores. exceder sus necesidades. Yemen y Libia tienen cada uno una terminal de exportación que ya no funciona, se mencionan en la tabla para el registro. Para cada país, se menciona el año de puesta en servicio de su primera terminal de licuefacción.
El Estados Unidos surgió como un importante exportador a finales de la década de 2010 , valorando su sobreproducción de gas de esquisto , varios terminales de importación se convirtieron en terminales de exportación. El Egipto había dejado las exportaciones debido al agotamiento de sus reservas, pero fue capaz de devolver el depósito a través del mediodía . Cabe destacar también la terminal de Arun , reconvertida en terminal de importación tras el agotamiento del depósito que la alimentaba.
Por lo general, hay tres áreas geográficas principales: la cuenca del Atlántico , la cuenca del Pacífico y Oriente Medio . Alrededor del 25% del GNL comercializado en el mundo pasa por el Estrecho de Ormuz , lo que hace que la seguridad de esta zona sea una amenaza para los suministros globales, como también lo es para el petróleo.
País | Volumen (Mt / año) 2019 | Año de inicio | Terminales | Principales clientes y comentarios |
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Katar | 78,80 | 1996 | RasGas , Qatargas | Líder desde 2006. Asia y Europa |
Australia | 75,38 | 1989 | Siete sitios diferentes | alto aumento. Asia |
Estados Unidos | 33,75 | 1969 | Sabine Pass, Chesapeake , Corpus Christi , Cameron , Freeport , anteriormente: Kenai | Asia, Europa, América. Exportación de gas de esquisto |
Malasia | 26.21 | 1983 | Bintulu , Satu (flotante) | Asia |
Nigeria | 20,84 | 1999 | Bonny Island | gas asociado . España, Francia, Portugal, Turquía, India, China |
Indonesia | 15,47 | 1977 | Bontang , Tanggu . Anteriormente Arun | Fue líder del mercado hasta 2006. Asia. Decreciente. |
Argelia | 12.23 | 1964 | Arzew , Skikda | Europa. Históricamente el principal exportador |
Trinidad y Tobago | 12,50 | 1999 | Point Fortin | Países de América y Europa |
Rusia | 10,38 | 2009 | Sakhalin , Vyssotsk y Yamal | Japón (de Sakhalin), Europa (de Yamal) |
Omán | 10.30 | 2000 | Qalhat | Corea del Sur y Japón principalmente |
Papúa Nueva Guinea | 8,20 | 2014 | Port Moresby | Japón, China |
Brunei | 6,40 | 1973 | Lumut | Japón |
Emiratos Árabes Unidos | 5.80 | 1977 | Isla de Das | Asia (especialmente Japón) |
Noruega | 4,72 | 2007 | Snohvit | Europa (Francia en particular) |
Perú | 3,80 | 2010 | Pampa Melchorita | Varios países de Asia y Europa |
Egipto | 3,50 | 2005 | Damietta , idku | Singapur, Francia, Turquía |
Guinea Ecuatorial | 2,80 | 2007 | Bioko | India, China |
Angola | 4.41 | 2013 | Soyo | India principalmente |
Camerún | 1,27 | 2018 | Kribi FLNG | China, India |
Argentina | 0,05 | 2019 | Tango FLNG | Brasil. Encargado a mediados de 2019 |
Yemen | 0 | 2009 | Bal'haf | Terminal fuera de servicio ( guerra civil ) |
Libia | 0 | 1970 | Marsa El Brega | Terminal fuera de servicio desde 2011 |
Total | 354,73 |
Qatar tiene el depósito de gas natural más grande del mundo, North Dome . Las exportaciones de GNL comenzaron en 1996 y el país se convirtió en el mayor proveedor del mundo en 2006 . Dos gigantescas terminales de exportación (siete trenes cada una) están ubicadas en Ras Laffan , y pertenecen a la empresa Qatargas . No se ha construido ningún tren nuevo desde 2010, Qatar planea aumentar su producción nuevamente, con un objetivo de 126 Mt / a en 2027. La posición geográfica de Qatar le permite abastecer a los mercados asiáticos y europeos; aproximadamente dos tercios de la producción se destinan a Asia.
Otros exportadores de Oriente MedioAdemás de Qatar, otros dos países de Oriente Medio exportan GNL en una escala más modesta: Omán y los Emiratos Árabes Unidos . En el caso de Omán, la terminal está ubicada en Qalhât . Su operador, Oman LNG, es 51% público, 49% en manos de Shell y Total en particular. Para los Emiratos, Das Island alberga una terminal propiedad de una subsidiaria del monopolio estatal de petróleo y gas Abu Dhabi National Oil Company . Estos dos países venden la mayor parte de su producción al Lejano Oriente.
Irán, que tiene enormes reservas de gas (que comparte el domo norte con Qatar), ha estado planeando durante mucho tiempo ingresar al mercado de gas natural licuado, pero las sanciones económicas al país han retrasado significativamente la construcción de infraestructura.exportación, que sigue siendo un objetivo de la país.
La Arabia Saudita , a pesar de sus vastas reservas de gas, no parece destinada a convertirse en la exportación (que incluso podría considerar la importación de GNL) costo de producción de su gas es muy alta, y la prioridad es su consumo interno, en particular para las plantas de energía. El Iraq planes para construir una terminal de exportación en Basora como parte de un amplio programa de desarrollo de gas asociado a los yacimientos al sur.
Yemen, por su parte, comenzó a exportar GNL a fines de 2009, gracias a una terminal ubicada en Bal'haf y al mejoramiento de gas desde el centro del país. Representaba hasta el 45% de los ingresos fiscales del país. El sitio no funciona debido a la guerra civil .
AustraliaLa Australia produce GNL desde muy grandes reservas en las cuencas sedimentarias, principalmente en alta mar, al oeste y noroeste del país. La industria de GNL del país, que totaliza diez terminales de exportación (incluida una flotante), es propiedad en parte de las empresas australianas Woodside Petroleum y Santos . La capacidad de exportación aumentó drásticamente desde 2015, con Australia ahora a la par con Qatar.
Estados UnidosEl Estados Unidos comenzó a exportar gas natural licuado a Japón en 1969, desde una pequeña terminal en Kenai , en el Golfo de Cook , en el sur de Alaska , para obtener beneficios económicos de gas de esta pequeña región productora., No está conectado a la red de América del Norte. El proyecto, dirigido por Phillips y Marathon , fue pionero en ese momento, sobre todo porque estaba experimentando con el proceso de licuefacción en cascada. La terminal continuó operando durante mucho tiempo mientras los Estados Unidos contiguos importaban GNL al mercado del Atlántico. Sin embargo, la producción de gas del Golfo de Cook disminuyó desde la década de 2000 , por lo que la actividad de la terminal se volvió intermitente y la última carga se envió en 2015.
La explosión en la producción de gas de esquisto durante la década de 2010 cambió profundamente el mercado de gas de América del Norte, que se encontró en una sobreproducción con un precio mucho más bajo que los mercados de Asia y Europa. Las terminales que habían sido construidas para importar GNL (principalmente de Trinidad y Tobago y Argelia ) vieron cesar su actividad, luego fueron reconvertidas en terminales de exportación: las terminales activas en la isla de Elba , en Corpus Christi , Cove Point ( Chesapeake Bay ), Freeport , Cameron , son antiguas terminales de importación transformadas en terminales de licuefacción, transformación que implica principalmente la instalación de unidades criogénicas. En tan solo unos años, Estados Unidos ha subido al tercer lugar entre los exportadores de GNL. A diferencia de la mayoría de las terminales en otros países, las de los Estados Unidos no están conectadas a campos particulares, compran su gas de la red nacional.
IndonesiaEl Indonesia desempeña un papel importante en la historia del comercio de GNL: lo ha sido durante un cuarto de siglo, el principal país exportador. En 1971 se descubrieron dos grandes campos de gas en áreas bastante remotas de Indonesia: Arun en la isla de Sumatra y Badak en la costa este de Borneo . Su desarrollo para la exportación de GNL a Japón fue un programa extremadamente ambicioso para la época. Las dos terminales entraron en servicio en 1977 y 1978. La terminal de Bontang, construida para el depósito de Badak, se amplió varias veces después de nuevos descubrimientos y fue en algún momento la más importante del mundo. Vio su pico de producción a principios de la década de 2000 , con ocho trenes en ese momento . Ante el descenso natural de la producción en esta región y el crecimiento de la demanda local, la capacidad se fue reduciendo paulatinamente, solo dos trenes seguían operativos a principios de 2021. Cuando llegamos a la terminal de Arun, se detuvo, luego se convirtió en un importador terminal en 2014.
Por otro lado, Indonesia ha construido dos nuevas terminales de exportación en otras regiones, la de Tangguh en Papua Occidental , con una capacidad de 11,4 Mt / año , y la de Donggi Senoro en Sulawesi central , mucho más pequeña (2 Mt / año ). Estos terminales pertenecen a consorcios de operadores privados, mientras que el de Bontang es público.
Otros exportadores en la región de Asia-PacíficoLa Malasia tiene un terminal muy importante en Bintulu , cuyos nueve trenes fueron construidos entre 1983 y 2016. Petronas tiene una participación mayoritaria. También se puso en servicio una pequeña terminal flotante en 2017. El pequeño Sultanato de Brunei exporta GNL desde 1973. Vende la mayor parte de su producción a Japón. Finalmente, Papúa Nueva Guinea exporta GNL desde 2014, con una terminal ubicada cerca de Port Moresby . El GNL es el principal producto de exportación del país.
África del Norte y el MediterráneoEn Argelia , la terminal de Arzew realizó las primeras entregas comerciales de GNL de la historia. Fue construido en asociación con capitales británicos y franceses. El primer envío con destino al Reino Unido (terminal ubicada en la isla Canvey ) partió en septiembre de 1964, con envíos a Francia ( Fos-sur-Mer ) a partir de 1965. Argelia se estaba convirtiendo en un gigante del gas, tras el descubrimiento de un enorme depósito en Hassi R'Mel . La terminal de Arzew se ha ampliado varias veces y en 2020 cuenta con trece unidades de licuefacción. En 2013 se construyó otra planta de licuefacción en Skikda . Todas estas instalaciones son propiedad total de Sonatrach , una empresa pública argelina.
La Libia exportaba GNL en 1971 (el tercero en el mundo en tener esta capacidad), con un terminal construido a Marsa El Brega . El aislamiento político de Libia desde la década de 1980 provocó una falta de mantenimiento, lo que redujo gradualmente la capacidad efectiva de la instalación. La terminal no ha estado operativa desde 2001. Fue gravemente dañada durante la guerra civil , y la instalación está obsoleta en su diseño, pudiendo acomodar solo buques de GNL de pequeño tamaño, por lo que no se sabe si volver al servicio.
El Egipto ha visto un rápido aumento de la producción de gas a partir del descubrimiento de numerosos depósitos en el delta del Nilo , y dos terminales de licuefacción en Damietta y Edku se abrieron en 2005. La escasez de gas llevado a acortar sus carreras, y los dos terminales detenido su actividad a principios de la década de 2010, dando lugar a disputas legales. Incluso se utilizaron brevemente como terminales de importación. Sin embargo, el descubrimiento en 2015 de un depósito muy importante en las profundidades marinas, Zohr , volvió a cambiar la situación: Egipto volvió a tener un excedente de gas natural y reanudó las exportaciones, solo desde la terminal de Damietta.
Otros dos exportadores podrían aparecer en el Mediterráneo: Israel y Chipre, que han descubierto vastas reservas de gas en el mar, principalmente con los campos de Leviatán y Afrodita . En estos dos países se están estudiando varias opciones, entre ellas la construcción de una terminal de exportación en el territorio, o una conexión con Egipto para reutilizar la terminal de Edku.
África subsaharianaLa Nigeria es un importante proveedor de LNG. Su planta de licuefacción ( Nigeria LNG ) está ubicada en Bonny Island , donde también hay una terminal de exportación de petróleo. El primer tren entró en servicio en 1999. La planta dependía principalmente, para su suministro, de la recuperación del gas asociado que había sido destruido en las antorchas hasta ese momento por falta de salidas. Desde entonces se han agregado cinco trenes y se planea un séptimo.
El Angola comenzó a exportar GNL en 2013, en una escala más pequeña. La terminal, ubicada en Soyo , fue construida, como en Nigeria, para recuperar el gas asociado. Sus accionistas son Sonangol (empresa nacional), Chevron , BP , Eni y Total . La terminal enfrenta una caída en su suministro de gas, concomitante con el agotamiento de los campos petroleros. A fines de 2019, los socios se comprometieron a desarrollar nuevos depósitos para extender la vida útil de la terminal.
La Guinea Ecuatorial es el tercer exportador más grande de la región. El puerto de Malabo alberga una terminal de exportación que, desde 2007, utiliza principalmente gas no asociado del campo Alba . Al igual que en Angola, las reservas se están agotando y el futuro de la terminal es incierto en el mediano plazo, lo que requiere nuevos depósitos. Finalmente, Camerún se unió a las filas de exportadores de GNL en 2018, con una terminal flotante frente a Kribi y operando un campo en alta mar. Fue una primicia mundial, liderada por la empresa Perenco y el proveedor de servicios noruego Golar LNG: la primera terminal de exportación flotante construida mediante la conversión de un transportista de GNL existente.
La Mozambique es un proveedor de GNL importante en la fabricación, siguiendo los descubrimientos de gas natural que han tenido lugar durante los años 2010 en la cuenca Rovuma . Se están llevando a cabo tres proyectos de exportación independientes. Coral Sul FLNG es una terminal flotante de exportación que entrará en servicio en 2022. Mozambique LNG es una terminal terrestre con una capacidad de 12,9 Mt / año , proyecto liderado por la estadounidense Anadarko cuyas exportaciones comenzarán hasta 2024. Ya se han contratado firmado con compradores indios, chinos y japoneses. En 2019, Total compró la participación del 26,5% de Anadarko en este proyecto, convirtiéndose así en el operador; en julio de 2020, Total anuncia la finalización de la financiación. Rovuma LNG , con una capacidad de 15,2 Mt / año, es el tercer proyecto, liderado por Eni y ExxonMobil , pero, retrasado, no podría producir hasta 2030. La suma de estos tres proyectos debería colocar, en 2030, a Mozambique entre los cinco principales exportadores de GNL. El 26 de abril de 2021, tras los ataques de grupos yihadistas vinculados al Estado Islámico, a pocos kilómetros del proyecto, Total anunció la suspensión indefinida del proyecto “Mozambique LNG”, declarándolo de “fuerza mayor” para protegerse de las sanciones económicas. incurridos como resultado del incumplimiento de contratos.
Existen otros proyectos en el continente africano. El vecino de Tanzania ofrece una terminal en la región de Lindi , que se espera que exporte 10 Mt / año a partir de 2028. El depósito Turtle , compartido entre Senegal y Mauritania, debería alimentar una pequeña terminal de GNL a partir de 2022. Se planea una pequeña terminal flotante frente al Congo. Brazzaville .
América del Sur, Indias OccidentalesEn Trinidad y Tobago , la planta de Atlantic LNG en Point Fortin , construida por un consorcio que une Trinidad con Amoco y British Gas , exporta GNL desde 1999. Sin embargo, las reservas del país tienden a agotarse y la planta está en funcionamiento. finales de la década de 2010 , por debajo de su capacidad. Eventualmente podría deshabilitar su proceso n o 1.
En las inmediaciones de Trinidad y Tobago, Venezuela cuenta con vastas reservas de gas (complejo Mariscal Sucre) cuya monetización mediante una terminal de GNL está prevista desde la década de 1990 , pero nunca ha tenido éxito por razones esencialmente políticas. Una fracción de este gas debería exportarse a Trinidad y Tobago y, por lo tanto, abastecer indirectamente al mercado de GNL.
Las exportaciones peruanas de GNL desde 2010, como parte del proyecto Camisea . El gas se transporta por gasoducto a través de la Cordillera de los Andes antes de llegar a la pequeña planta de licuefacción (3,8 Mt / año ) ubicada cerca de San Vicente de Cañete .
RusiaEl ruso tiene la particularidad de estar presente tanto en las cuencas atlántica como pacífica a través de sus terminales. La primera terminal de exportación rusa, en funcionamiento desde 2009, se construyó como parte del proyecto Sakhalin II en la punta de la isla del mismo nombre . La planta, dirigida a los mercados asiáticos, tiene dos trenes que exportan 4,8 Mt / año cada uno, el proyecto para construir un tercero estaba paralizado a finales de 2019. El consorcio Sakhalin I , que opera otros depósitos en la misma región, podría construir su propia terminal de licuefacción.
Rusia ingresó al mercado atlántico en 2017 con Yamal LNG , en el Golfo de Ob . Esta planta de gran capacidad (4 unidades de licuefacción para 16,5 millones de toneladas al año), que asocia principalmente a Novatek y Total, se dirige a los mercados europeos. Requirió la construcción de 16 rompehielos de GNL . Una pequeña planta de licuefacción perteneciente a Novatek está ubicada en Vyssotsk en el Mar Báltico , con una capacidad de solo 0,66 Mt / año , y carga solo pequeños buques de GNL con una capacidad máxima de 30.000 m 3 , tiene como objetivo no solo la exportación de gas para las redes ( Suecia y Finlandia ), pero sobre todo el suministro de GNL para el aprovisionamiento de buques y los mercados minoristas.
Los cargueros de GNL, buques especializados en el transporte de GNL, se caracterizan principalmente por sus enormes tanques adiabáticos . En este nivel, hay dos grandes sectores tecnológicos: los reservorios tipo Moss (o Moss Rosenberg ) y los reservorios tipo membrana . En el primer caso, el barco tiene varios tanques esféricos autoportantes, la mitad de los cuales se encuentra sobre la cubierta (pero no es necesariamente visible, que puede estar oculto por una superestructura). En la construcción de "membrana", los tanques son estructurales y su aislamiento está asegurado por una fina estructura en una aleación tipo invar o acero inoxidable. Se trata de barcos muy caros para los buques mercantes: a finales de 2017 se puso en servicio un petrolero de 180 000 m 3 a un precio de casi 200 millones de dólares .
Los transportistas de GNL tienen capacidad variable, con varios formatos típicos definidos por capacidades de infraestructura. Los transportistas de GNL Medimax , que aseguraban el enlace entre Skikda y Fos-sur-mer, por ejemplo, marcaron el inicio del comercio de GNL en el Mediterráneo, su capacidad rondaba los 70.000 m 3 . La mayoría de los buques actuales tienen una capacidad de entre 125.000 y 175.000 m 3 de GNL, lo que corresponde a 53 a 74 kt . Así, una terminal que exporta 5 millones de toneladas al año envía alrededor de 75 cargas al año en transportadores de GNL de tamaño mediano. Los mayores transportistas de GNL son Qatarmax (o Q-max ), cuyas dimensiones son establecidas por los puertos de Qatar. El Qatarmax tiene una capacidad de 266.000 m 3 , una longitud de 345 m , un haz de 54 m y un proyecto de 12 m , no pueden servir a todos los puertos de GNL. En 2020, todos los buques de tipo Qatarmax pertenecen a Nakilat , una empresa pública de Qatar.
En cuanto a la propulsión , la gran mayoría de los buques GNL utilizan (parcialmente) gas natural como combustible: parte del gas licuado contenido en los tanques se evapora inevitablemente durante el cruce debido a las fugas térmicas, por lo que es necesario potenciarlo. Hasta principios de la década de 2000 , solo una caldera era capaz de quemar cualquier mezcla de fueloil y metano, por lo que los transportadores de GNL funcionaban con calderas y turbinas de vapor , una tecnología común en las centrales eléctricas pero no muy utilizada en la propulsión naval. La situación ha cambiado con la llegada de los motores diésel (a menudo de dos tiempos ) con capacidad de combustible dual fuel-oil-gas. Ofreciendo una mayor eficiencia que la propulsión a vapor (excepto si este último tiene un ciclo supercrítico ), esta solución se ha adoptado para la mayoría de los barcos nuevos.
Los Qatarmax tienen la particularidad de llevar a bordo una unidad de reliquefacción de gas evaporado, con turboexpansor. Por tanto, no utilizan el gas de su cargamento para su propulsión.
Flotas de transporte de GNLA finales de 2019 , la flota mundial de transportadores de GNL estaba compuesta por 554 buques, a los que se suman 37 unidades flotantes de regasificación. Alrededor del 55% de los barcos tienen menos de diez años, y en 2019 se entregaron 44 nuevos transportadores de GNL. La construcción del transportador de GNL está dominada en gran medida por los astilleros Chaebols Daewoo , Samsung y Hyundai en Corea del Sur . Algunos barcos también se construyen en China y Japón . El costo de fletar un transportador de GNL de 160.000 m 3 fue de aproximadamente 70.000 dólares estadounidenses por día en 2019.
La mitad de los barcos pertenecen a doce armadores , incluidos los armadores generales (que poseen todo tipo de buques mercantes) como la japonesa Mitsui OSK Lines y compañías petroleras internacionales como BP . Algunos dependen directamente de los vendedores de GNL, como el qatarí Nakilat, que afirma tener la flota de transporte de GNL más grande del mundo, con 69 unidades en 2020.
Esquema de los elementos de una terminal de regasificación, ofreciendo inyección de gas a la red, recarga, repostaje.
La función principal de las terminales de recepción es descargar los transportadores de GNL, almacenar GNL en tanques en tierra y regasificar el producto para inyectarlo en las redes de distribución de gas natural según sea necesario. La evaporación se lleva a cabo mediante intercambio de calor con aire o agua, que hierve el GNL y luego lo devuelve a temperatura ambiente. Los evaporadores también pueden actuar como fuente de frío para diferentes usos. La capacidad de evaporación se dimensiona en función de los picos de necesidades de gas natural, por lo que supera con creces el caudal medio de gas: en el mundo la capacidad de evaporación total de las terminales receptoras es prácticamente el triple de las importaciones reales.
El GNL en tanques se almacena aproximadamente a presión ambiente. Las bombas son líquidas a una presión elevada antes de inyectarse en el evaporador. Por tanto, los evaporadores funcionan a presión. Los evaporadores más comunes adoptan la forma de un enorme intercambiador de calor hecho de tubos de aluminio , cuya fuente caliente es una circulación forzada de agua de mar . Luego, el gas se aromatiza agregando una pequeña cantidad de tetrahidrotiofeno y se inyecta en la red de distribución.
Además de esta función de inyectar gas a la red, las terminales de importación, dependiendo de su equipamiento, también pueden cumplir otras funciones:
Las terminales también tienen que lidiar con la evaporación permanente de una pequeña cantidad de metano de los embalses, debido a las fugas térmicas. Este gas se recoge y se puede utilizar de varias formas. A menudo se dispone de una unidad de condensación para devolverla al estado líquido. Cuando se descarga un buque de GNL, se inyecta en sus tanques una cierta cantidad de gas de evaporación, para compensar el volumen de líquido extraído. En algunas terminales, parte del gas evaporativo se distribuye como GNC (gas natural comprimido para vehículos). Finalmente, se dispone de una antorcha para destruir el gas como último recurso, cuando no se dispone de ningún medio para utilizar el gas, lo que puede suceder como resultado de fallos técnicos o durante el mantenimiento.
Los operadores de infraestructura de gas ofrecen unidades flotantes (FSRU) cuyo mercado está en auge: según la agencia estadounidense US EIA ( Energy Information Administration ), representaron el 10,2% de las capacidades globales de regasificación en 2015, frente a menos del 1% en 2006. Una terminal flotante es en la práctica, un transportador de GNL que ha recibido el equipo necesario para transbordar GNL de otro transportador de GNL, regasificar el GNL y enviar el gas en una red terrestre, y que opera amarrado. Las FSRU tienen una capacidad menor que la de las terminales terrestres, son más flexibles, suelen subarrendar y pueden reposicionarse. Pudieron equipar a países pequeños como Malta cuya demanda no habría justificado la construcción de una terminal convencional. Países como Egipto , Jordania y Pakistán se convirtieron en importadores de gas en 2015 al equiparse con tales FSRU.
Importar terminales | ||||||||||
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En 2016, 39 países importaron GNL, esta cifra se duplicó en diez años. La siguiente tabla resume los países importadores. En cuanto a la lista de exportadores, los valores dados en la tabla son los volúmenes realmente importados y no la capacidad nominal de los puertos de GNL. Se indica la ubicación de las terminales, las terminales costa afuera (flotantes) se indican con (f) . Algunos países operan terminales de licuefacción y reasificación, porque sus campos no pueden conectarse a algunos de sus centros de demanda por razones geográficas o geopolíticas: este es el caso de Indonesia (con una terminal de regasificación en Arun en Sumatra, que es una antigua terminal de exportación reconvertida). , Malasia (que exporta desde Borneo , pero importa a Malasia peninsular ), Emiratos Árabes Unidos , Rusia (terminal de regasificación en Kaliningrado ) y Noruega (exportación desde el Ártico, importación al Mar del Norte ). Las cifras de importación que se dan a continuación son en realidad las cantidades de GNL desembarcadas, incluso si provienen del mismo país. Para cada país, se menciona la fecha de puesta en servicio de su primer terminal de recepción.
País | Importaciones netas (Mt / año) 2019 |
Año de inicio | Terminales de importación activas |
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Japón | 76,87 | 1969 | 31 terminales |
porcelana | 61,68 | 2006 | 22 terminales (incluido uno flotante) |
Corea del Sur | 40,14 | 1990 | 7 terminales |
India | 23,98 | 2004 | Dahej , Hazira , Dabhol , Kochi , Ennore |
Taiwán | 16,66 | 1990 | Taichung , Yong'an |
España | 15,72 | 1968 | Huelva , Bilbao , Mugardos , Cartagena , Sagunto , Barcelona |
Francia | 15,57 | 1972 | Fos-Tonkin , Dunkerque , Montoir , Fos-Cavaou |
Reino Unido | 13.55 | 2005 | Isle of Grain , terminal de GNL de South Hook (es) Dragon LNG |
Italia | 9,77 | 1971 | Panigaglia , Porto Levante , Livorno (f) |
pavo | 9.37 | 1994 | Marmaraereğlisi , Aliağa , Dörtyol (f) , Etki (f) |
Países Bajos | 5.79 | 2011 | Rotterdam |
Bélgica | 5,08 | 1987 | Zeebrugge |
México | 4.89 | 2006 | Altamira , Manzanillo |
Kuwait | 4.55 | 2014 | Mina Al Ahmadi (f) |
Portugal | 4.12 | 2004 | Senos |
Bangladesh | 4.07 | 2018 | Maheshkhali (f) |
Indonesia | 3,23 | 2012 | Arun , 3 terminales flotantes alrededor de Java |
Tailandia | 2,99 | 2011 | Mapa Ta Phut |
Pakistán | 2,95 | 2015 | 2, flotante, en Port Qasim |
Malasia | 2,71 | 2013 | Malaca (f) , Pengerang |
Polonia | 2,46 | 2016 | Świnoujście |
Chile | 2,45 | 2009 | Quintero , Mejillones (f) |
Brasil | 2,32 | 2009 | Bahía de Guanabara (f) , Salvador de Bahía (f) , Pecém (f) |
Grecia | 2.11 | 2000 | Revithoussa |
Singapur | 2,07 | 2013 | Puerto de Singapur |
Jordán | 1,40 | 2015 | Aqaba (f) |
Lituania | 1,40 | 2014 | Klaipėda (f) |
Emiratos Árabes Unidos | 1,36 | 2010 | Jebel Ali (f) , Ruwais (f) |
Puerto Rico | 1,25 | 2000 | Peñuelas |
Argentina | 1,20 | 2008 | Bahía Blanca (f) , Escobar (f) |
República Dominicana | 1,15 | 2003 | Punta caucedo |
Estados Unidos | 1.03 | 1971 | Los terminales de importación se están convirtiendo para la exportación. |
Panamá | 0,40 | 2018 | Colon |
Canadá | 0,39 | 2009 | Canaport |
Malta | 0,37 | 2017 | Delimara (f) |
Israel | 0,28 | 2013 | Hadera |
Jamaica | 0,28 | 2016 | Bahía Montego , Puerto Viejo (f) |
Suecia | 0,26 | 2011 | Nynäshamn , Lysekil |
Colombia | 0,23 | 2016 | Cartagena de indias |
Finlandia | 0,14 | 2016 | Pori , Tornio |
Noruega | 0,12 | 2007 | Mosjøen Fredrikstad |
Egipto | 0,06 | 2015 | Ain Soukhna (f) |
Gibraltar | 0,05 | 2019 | Puerto de Gibraltar |
Rusia | 0 | 2019 | Kaliningrado (f) |
Las empresas y organizaciones que realizan proyecciones de energía acuerdan predecir un rápido crecimiento en el mercado de GNL, mucho más rápido que el aumento general del uso de energía. La edición 2017 de BP Energy Outlook prevé un mercado de alrededor de 75 bcf / d en 2035 , o alrededor de 610 millones de toneladas por año frente a 263 en 2016. De manera similar, Shell prevé un crecimiento del 4 al 5% anual para 2030. Un estudio publicado por Bloomberg proyecta una demanda de 450 Mt en 2030, casi 100 Mt más que en 2019. Se espera que más de la mitad de la demanda adicional provenga de India y China, donde se están construyendo enormes capacidades de regasificación. Se espera un aumento más modesto de la demanda en Europa.
Al mismo tiempo, nuevos países deben unirse a las filas de los importadores. En esta categoría, podemos citar a Vietnam , Irlanda , Costa de Marfil , Ghana , Sudáfrica , Marruecos o incluso Chipre, todos los cuales tienen terminales de regasificación en construcción o en trámite. En países como Vietnam o Bangladesh, el objetivo es dar respuesta a una previsible escasez de gas, en países donde la demanda de gas está aumentando y las reservas son limitadas. En el caso de Sudáfrica, se trata más bien de reducir la participación del carbón en su combinación energética . En Alemania , el GNL se considera una forma de reducir las emisiones de CO 2el sector del transporte, así como la diversificación de las fuentes de suministro de energía. No hay terminal en el país en 2019, pero se está discutiendo la construcción de tres terminales.
Si a corto plazo el mercado parece estar bien abastecido, el grupo Royal Dutch Shell publicó a principios de 2018 proyecciones que indicaban, sobre la base en particular del análisis de los proyectos actuales (oferta y demanda), que podría manifestarse una escasez de GNL. mediados de la década de 2020 . Los analistas de Chevron llegaron a conclusiones similares.
El balance de CO 2de una instalación alimentada con gas a través del comercio internacional de GNL está lastrado por el consumo energético inherente a la producción y transporte del combustible, que es mayor que en el caso de una instalación alimentada directamente desde los campos a través de una red de gasoductos . Así, un estudio de 2005 evalúa las emisiones de CO 2en el ciclo completo de una planta de gas de ciclo combinado instalada en Japón a 518 g / kWh, de los cuales 407 g provienen de la combustión final del gas en la planta, la diferencia proviene principalmente de la producción y transporte de GNL. Sin embargo, incluso teniendo en cuenta estos elementos, esta planta sigue siendo casi la mitad del emisor de CO 2 .que una central eléctrica de carbón. La siguiente figura toma el balance de CO 2 de este estudio.(equivalente) para un kWh eléctrico, y su desglose, para el caso de una planta de carbón pulverizado, frente a una planta de ciclo combinado alimentada por GNL, ambas ubicadas en Japón y abastecidas con combustible importado.
Junto a las mejoras técnicas incrementales (rendimientos, aislamiento), una vía importante para mejorar el balance energético del sector del GNL es la recuperación del frío residual : un kg de GNL absorbe alrededor de 830 kJ para evaporarse y volver a la temperatura ambiente. su PCI . A escala de una terminal de importación, recuperar esta energía (y así recuperar parte de la energía necesaria para la licuefacción) representa un importante ahorro. Algunas terminales utilizan el frío residual para alimentar una máquina de ciclo Rankine orgánico generador, adaptada a dichos niveles de temperatura, para enfriar el aire admitido en las turbinas de una central de ciclo combinado (lo que mejora su eficiencia, de acuerdo con el segundo principio de la termodinámica ) , o para alimentar una unidad de destilación criogénica de aire (producción de oxígeno y nitrógeno líquido ). Son posibles otras salidas, como la refrigeración de los centros de datos , la industria alimentaria (producción de alimentos congelados ), la climatización por red de refrigeración o la desalación de agua de mar.
Terminales de exportación | |
Activo | |
Antigua terminal de importación convertida | |
En construcción / proyecto | |
Detenido | |
Importar terminales | |
Activo | |
Antigua terminal de exportación reconvertida | |
En construcción / proyecto | |
Detenido |
El GNL también se puede distribuir como energía final , es decir, en lugar de devolverlo al estado gaseoso e inyectarlo en una red de distribución de gas, se suministra tal cual a un usuario final: barco, vehículo o instalación fuera de la red. Esto se conoce como GNL minorista.
Para aplicaciones terrestres, el GNL se transporta utilizando tanques adiabáticos, entregados por camión (o posiblemente por tren). Los tanques utilizados para el transporte por carretera generalmente siguen el formato Total un contenedor de 40 pies (12 metros), con una capacidad de unos 40 m 3 , transportando así 16 toneladas de GNL.
Para su suministro, existen dos escenarios. La mayoría de las veces, los tanques se cargan directamente en los puertos de GNL, ya sean importadores o exportadores, por lo que el GNL destinado a la energía final se toma de la cadena de comercio internacional. Por ejemplo, Fluxys tiene capacidad para cargar 3.300 camiones cisterna por año en Zeebrugge .
Sin embargo, para atender áreas alejadas de los grandes puertos de GNL, también existen instalaciones de licuefacción de pequeña escala, que pueden estar ubicadas lejos de la costa y estar dedicadas específicamente a descargar buques tanque y / o desempeñar el papel de estación de servicio para vehículos propulsados por GNL. Hay muchas instalaciones de este tipo en China, donde comparten el mercado de tanques con los principales puertos de GNL. Pueden ser suministrados por la red de gas natural o colocarse en campos de gas natural aislados (o campos de petróleo que producen gas asociado), que no pueden conectarse a ella. En ocasiones, el biogás también se recupera de esta forma, como es el caso del producido por varias plantas de tratamiento de aguas residuales en la región de París .
Uso de GNL en la Marina | ||||||||||
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El uso de GNL como combustible en el sector marítimo es un sector emergente. El primer buque portacontenedores de GNL se puso en servicio a principios de 2016. Los armadores Costa Croisière , Carnival , MSC y Royal Caribbean International encargaron buques que utilizan este combustible . En el ámbito de los transbordadores , la empresa Brittany Ferries firmódiciembre de 2016una carta de intenciones relativa a un ferry de 185 m , que sería el primero del mundo y proporcionaría el enlace Caen - Portsmouth en 2019. La empresa de Córcega Corsica Linea también realizó un pedido de un buque de este tipo en25 de julio de 2019para la entrega prevista para 2022. El primer buque de abastecimiento de combustible de GNL se entregó a Engie enfebrero de 2017. Tres armadores japoneses , responsables del transporte de los coches producidos por Toyota , encargaron un total de veinte buques ro-ro de GNL en 2017 . A principios de 2019, el armador alemán Hapag-Lloyd anunció que había decidido convertir un buque portacontenedores ya existente a GNL, que es la primera vez.
Si bien estos diferentes barcos todavía funcionan con motores de pistón , hay proyectos para barcos de GNL propulsados por turbinas de gas : CMA CGM y sus asociados están estudiando un proyecto para un buque portacontenedores de este tipo. El cambio a GNL permite reducir prácticamente a cero las emisiones de determinados contaminantes (óxidos de nitrógeno, óxidos de azufre), por lo que el armador puede anticiparse a futuras normativas sobre emisiones de buques (como reacción a la creación de zonas de emisión controladas ).
Se está instalando la infraestructura de distribución de GNL para la marina: por ejemplo, el puerto de Le Havre suministró un buque de línea con GNL por primera vez en 2016. El GNL se puede producir directamente en un puerto mediante una pequeña unidad de licuefacción dedicada. Sin embargo, tan pronto como existe un puerto de GNL (importación o exportación) en la región, es mucho más económico conseguir suministros allí. A veces, los barcos pueden repostar directamente allí. De lo contrario, un buque de combustible especializado (o microcarguero de GNL) reposta en el puerto de GNL y luego abastece a los buques mercantes, ya sea mediante transbordo directo o mediante almacenamiento intermedio en el puerto.
Transporte de GNL y distribución fuera de la red | ||||||||||
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El GNL entregado por tanque se utiliza para suministrar gas natural a instalaciones o localidades que no están conectadas a la red de distribución de gas natural. Entonces, el GNL compite con otros combustibles que pueden suministrarse mediante este método: fueloil , propano y butano . La instalación comprende uno o más tanques adiabáticos , a los que se transfiere el GNL suministrado por el petrolero. El GNL se regasifica cuando se requiere en evaporadores enfriados por aire. Luego, el gas se aromatiza y se utiliza para las necesidades energéticas del lugar (caldera o cogeneración, por ejemplo). También puede suministrar una red local, para una localidad que no está conectada a la red de gasoductos del país, una solución comúnmente implementada en regiones aisladas de China.
Para un emplazamiento industrial, dicha instalación suele ser proporcionada como parte de un servicio a medio o largo plazo por una empresa del sector energético, que se encarga de la construcción y mantenimiento de la instalación, así como del suministro. En Francia, Engie creó en 2013 una filial dedicada a este tipo de servicio, denominada LNGeneration.
En comparación con un suministro de fueloil, una instalación de este tipo requiere una inversión de capital adicional, pero tiene varias ventajas: precio reducido por unidad de energía, emisiones de CO 2 reducidasdel orden de una cuarta parte, reducción drástica de la contaminación atmosférica local y reducción de los costes de mantenimiento de calderas o motores (sin obstrucciones).
Vehículos de carretera GNL | |||||||||
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Mientras que el uso de gas natural como combustible para vehículos pesados (e incluso coches ) está empezando a ser bastante extendida, la forma más común es el gas natural comprimido (GNC) comprimido a 200 bares, con el gas natural licuado que queda un nicho de mercado. : en 2015, en Estados Unidos, solo había 111 estaciones para repostar vehículos con GNL, frente a 1.563 para GNC.
GasolinerasHay dos formas en que se pueden suministrar las estaciones de servicio que suministran GNL. Algunos toman gas natural de la red y tienen su propia unidad de licuefacción. Los demás son abastecidos por camiones que traen tanques de GNL desde un puerto de GNL, una solución generalmente más económica.
Video externo | |
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Procedimiento de recarga de un camión de GNL . El repostaje requiere precauciones especiales de seguridad. El usuario debe usar equipo de protección. La boquilla dispensadora de GNL se cubre con hielo durante la transferencia de fluido, debido a su temperatura por debajo del punto de congelación del agua . En nombre de YouTube de Vgas |
En ambos casos, la estación de servicio cuenta con tanques adiabáticos donde se almacena el GNL a la espera de ser cargado en un vehículo. Como el tanque no se puede aislar perfectamente, una pequeña cantidad de GNL se evapora continuamente y se recolecta. Si la estación tiene su propia unidad criogénica, se puede devolver al estado líquido. De lo contrario, la práctica más común es comprimir este gas y verterlo en el tanque de GNC , luego se entrega a los vehículos que usan este combustible.
Vehículos de GNLEl primer uso práctico del motor diseñado por FPT Industrial , el Cursor C8 NP , lo realizó el fabricante de vehículos pesados IVECO , filial del grupo Fiat SpA , enseptiembre 2014con su nuevo modelo Stralis 330 NP . Apareció una primera evolución con el motor Cursor C9 NP enjunio de 2016. IVECO presentó el Stralis 400 NP que anuncia una autonomía de 1.400 km . Lanzado enoctubre de 2017, el nuevo Stralis 460 NP demostró durante una prueba en condiciones reales en el otoño de 2018 , entre Londres y Madrid, una autonomía de 1.728 km recorridos en dos días y medio sin repostar. Tras el nuevo motor Cursor C13 460NP , IVECO revela su finnoviembre 2018una nueva versión de este motor: C13 500NP EVO , cuya potencia se incrementa a 500 CV DIN.
Como en todas las aplicaciones de GNL, se debe gestionar la evaporación debida al aislamiento térmico imperfecto del tanque. No es un problema cuando el vehículo está en movimiento, porque es mucho menor que el flujo de gas que demanda el motor, pero lo es cuando está estacionado. Esta es la razón principal por la que el GNL no es muy viable para los turismos , que pasan mucho más tiempo parados que los vehículos pesados como los semirremolques, especialmente porque los efectos de las incrustaciones tienden a hacer que la evaporación sea proporcionalmente más importante en un tanque pequeño. . Los tanques para vehículos pesados de GNL generalmente están hechos de acero , de doble pared, con un vacío relativo entre las dos paredes, con el fin de reducir al máximo la conducción térmica . La evaporación, en el tanque de un camión de varios cientos de litros, se refiere, en orden de magnitud, al 1% del contenido por día. Durante un breve período de estacionamiento, la presión en el tanque aumenta ( presión de vapor , manteniendo el equilibrio líquido / gas: el combustible no se pierde, se usará en el arranque. Pero después de varios días, la presión máxima de operación a la Se diseña el proyectil (del orden de 15 bares) y se descarga una pequeña cantidad de gas a través de una válvula de seguridad, que deberá estacionarse el vehículo de GNL largo en un espacio cerrado.
El GNL se extrae en estado líquido del tanque y se vaporiza en un intercambiador de calor, su frío residual contribuye al enfriamiento del motor. El combustible se devuelve al estado gaseoso antes de que se inyecte en el motor, el motor en sí es idéntico para un vehículo de GNL o GNC. El punto de autoignición del metano es muy alto: 580 ° C , frente a los 257 ° C del diésel. Dado que dicha temperatura nunca se alcanza en un motor, un motor de gas natural es de encendido por chispa , con inyección por el cuerpo del acelerador y encendido por bujías . Por lo tanto, es similar a un motor de gasolina, excepto que dado que el autoencendido es casi imposible con metano, puede usar relaciones de compresión mucho más altas, cercanas a las de un diesel.
Impacto medioambientalEn cuanto al impacto ambiental, un estudio chino cuantificó las emisiones de CO 2en un ciclo completo de coches propulsados por gas natural por diferentes métodos: GNC , GNL, gasolina sintética a base de gas, coche eléctrico propulsado por una central de gas. Muestra que el GNC y el GNL tienen emisiones de CO 2total casi igual al de un automóvil diésel convencional. Por otro lado, el gas natural (ya sea comprimido o licuado) reduce drásticamente la contaminación local : partículas finas , óxidos de nitrógeno y monóxido de carbono .
Sin embargo, una encuesta europea de 2019 realizada por la ONG medioambiental Transporte y Medio Ambiente arrojó resultados más alarmantes, concluyendo que las emisiones de gases de efecto invernadero eran comparables a las de los camiones diésel convencionales, y que las emisiones de dióxido de carbono con niveles de nitrógeno eran hasta cinco veces superiores el caso de los camiones de GNL. Así, la ONG pidió el fin de los mecanismos de incentivo fiscal por el uso de gas (GNC o GNL), no considerándolos como una solución creíble para reducir la contaminación o lograr una transición energética .
Aspectos económicos y regulatoriosEl GNL debería compararse, económicamente, tanto con el diesel como con el GNC . El principal hándicap del GNC es, debido a la baja densidad de este combustible, una fuerte reducción de autonomía en comparación con un camión diésel, que rara vez supera los 600 km . Por el contrario, el GNL lucha casi en pie de igualdad con el diésel en este criterio, y muchos modelos superan con creces los 1.000 km de autonomía. La necesidad de largas etapas entre dos repostajes es el criterio determinante para la elección del GNL sobre el GNC.
Una directiva europea establece que en 2025, los países de la Unión Europea estarán equipados con una estación de GNC cada 150 km y una estación de GNL como máximo cada 400 km : la necesidad de vehículos de GNL es menor debido a la diferencia de autonomía.
En el sector ferroviario, el interés por el GNL es más reciente. Por ejemplo, los ferrocarriles rusos han estado experimentando con una locomotora de maniobras de GNL a partir de 2013 y tienen la intención de producirla en serie.
En España , RENFE llevó a cabo pruebas a principios de 2018 en una autovía de gas natural licuado en una pequeña línea en Asturias . Un operador estonio planea poner en servicio una locomotora de carga de GNL a fines de 2020.
El Tupolev Tu-155 soviético demostró el uso de GNL en un avión de pasajeros en 1989. Aunque fue un éxito técnico, el experimento no se llevó a cabo. El gas natural licuado tiene un coste por unidad de energía entre un 70% y un 80% menor que el del combustible de aviación y también tiene un interés medioambiental considerable. El GNL ofrece menos energía por unidad de volumen que el queroseno, pero más por unidad de masa, por lo que un avión de pasajeros de metano líquido tendría solo una pequeña desventaja en términos de alcance en comparación con su contraparte tradicional. Sin embargo, la perspectiva de desplegar GNL a gran escala tropieza con formidables obstáculos en términos de infraestructura (instalaciones criogénicas en aeropuertos) y normativas.
El GNL también se puede utilizar como propulsor para lanzadores espaciales . Este es el caso del lanzador pesado estadounidense New Glenn , que debe volar en 2021 , para su primera etapa, así como del lanzador privado chino Zhuque-2 .
Existen instalaciones de licuefacción, almacenamiento y regasificación de gas natural, ubicadas en nodos de la red de distribución, cuya función es poder reinyectar rápidamente gas en esta última para atender picos de demanda. Existen más de 100 de estas instalaciones en Estados Unidos, mientras que en Reino Unido la última cerró en 2016. Los terminales de importación cumplen el mismo papel inyectando gas según la demanda. Esta capacidad de responder a los picos de demanda representa una opción de almacenamiento complementaria al almacenamiento subterráneo de gas , que opera a más largo plazo.
Algunas instalaciones solo pueden regasificar GNL y, por lo tanto, son abastecidas por camión desde un puerto de GNL. Por lo tanto, el transporte por camión viene aquí para complementar la red de límite de capacidad durante la demanda máxima de invierno. Enjunio 2020, Estados Unidos autorizó el transporte de gas natural licuado por tren para este fin, decisión controvertida por el riesgo de accidentes.