gas natural licuado

La East Ohio Gas Company construyó una planta comercial de GNL a gran escala en Cleveland, Ohio , en 1940, justo después de una exitosa planta piloto construida por su empresa hermana, Hope Natural Gas Company de Virginia Occidental. Esta fue la primera planta de este tipo en el mundo. Originalmente, contaba con tres esferas de aproximadamente 19 metros de diámetro que contenían GNL a -162 ° C . Cada esfera almacenaba el equivalente a unos 1.400.000 m³ de gas natural . En 1942 se añadió un cuarto tanque, un cilindro, con una capacidad equivalente a 2.800.000 m³ de gas . La planta operó con ^{éxito durante tres años. El gas} almacenado se regasificaba y se inyectaba en la red principal cuando llegaban ^las olas de frío y se necesitaba capacidad adicional. Esto evitaba que algunos clientes se quedaran sin gas durante una ola de frío.       

La planta de Cleveland falló el 20 de octubre de 1944, cuando el tanque cilíndrico se rompió, derramando miles de galones de GNL sobre la planta y el vecindario cercano. El gas se evaporó y se incendió, causando 130 muertes. ^{[ 17 ]} El incendio retrasó la implementación de más instalaciones de GNL durante varios años. Sin embargo, durante los siguientes 15 años, nuevas investigaciones sobre aleaciones de baja temperatura y mejores materiales aislantes prepararon el terreno para un resurgimiento de la industria. Se reinició en 1959 cuando un buque Liberty estadounidense de la Segunda Guerra Mundial , el Methane Pioneer , convertido para transportar GNL, realizó una entrega de GNL desde la costa del Golfo de los Estados Unidos a Gran Bretaña, que sufría escasez de energía. En junio de 1964, el primer buque metanero construido específicamente para tal fin, el Methane Princess , entró en servicio. ^{[ 18 ]} Poco después se descubrió un gran yacimiento de gas natural en Argelia. El comercio internacional de GNL no tardó en desarrollarse, ya que el GNL se enviaba a Francia y Gran Bretaña desde los yacimientos argelinos.

La industria del GNL en EE. UU. se reinició en 1965 con la construcción de varias plantas nuevas, que continuaron durante la década de 1970. Estas plantas no solo se utilizaron para la reducción de picos de demanda, como en Cleveland, sino también para el suministro de carga base a lugares que nunca antes habían tenido gas natural. Se construyeron varias instalaciones de importación en la Costa Este anticipándose a la necesidad de importar energía a través de GNL. Sin embargo, a partir de 2010La fracturación hidráulica ("fracking") generó un auge en la producción de gas natural en Estados Unidos, lo que provocó que las instalaciones de importación se reconvirtieran en instalaciones de exportación. La primera exportación de GNL de EE. UU. se completó a principios de 2016. ^{[ 19 ]}

Para 2023, Estados Unidos se había convertido en el mayor exportador del mundo, y los proyectos ya en construcción o autorizados duplicarían su capacidad de exportación para 2027. ^{[ 20 ]} Los mayores exportadores fueron Cheniere Energy Inc., Freeport LNG y Venture Global LNG Inc. ^{[ 21 ]} La Administración de Información Energética de Estados Unidos informó que Estados Unidos había exportado 4,3 billones de pies cúbicos (1,2 × 10 ¹¹ m ³ ) en 2023. ^{[ 22 ]}  

La información de la siguiente tabla se deriva en parte de una publicación de la Administración de Información Energética de los Estados Unidos. ^{[ 25 ]} Véase también Lista de terminales de GNL.

La industria del GNL se desarrolló lentamente durante la segunda mitad del siglo pasado debido a que la mayoría de las plantas de GNL se ubican en zonas remotas sin acceso a gasoductos, y a los altos costos de tratamiento y transporte del GNL. La construcción de una planta de GNL cuesta al menos 1.500  millones de dólares por cada millón  de toneladas anuales de capacidad, una terminal receptora cuesta 1.000 millones de dólares  por cada mil millones de pies cúbicos diarios de capacidad de procesamiento, y los buques metaneros cuestan entre 200 y  300  millones de dólares.

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

Desde 2004, el elevado número de pedidos incrementó la demanda de plazas en astilleros, elevando su precio y, por consiguiente, los costes de los buques. El coste de construcción por tonelada de una planta de licuefacción de GNL disminuyó de forma constante desde la década de 1970 hasta la de 1990, reduciéndose aproximadamente un 35 %. Sin embargo, recientemente, el coste de construcción de terminales de licuefacción y regasificación se ha duplicado debido al aumento del precio de los materiales y a la escasez de mano de obra cualificada, ingenieros, diseñadores, gerentes y otros profesionales.

Debido a la preocupación por la escasez de gas natural en el noreste de EE. UU. y el excedente en el resto del país, se están considerando muchas nuevas terminales de importación y exportación de GNL en Estados Unidos. La preocupación por la seguridad de dichas instalaciones genera controversia en algunas regiones donde se proponen. Una de estas ubicaciones es en Long Island Sound, entre Connecticut y Long Island. Broadwater Energy , una iniciativa de TransCanada Corp. y Shell, desea construir una terminal de importación de GNL en el estrecho, en el lado de Nueva York. Políticos locales, incluido el ejecutivo del condado de Suffolk, plantearon dudas sobre la terminal. En 2005, los senadores de Nueva York Chuck Schumer y Hillary Clinton también anunciaron su oposición al proyecto. ^{[ 41 ]} Varias propuestas de terminales de importación a lo largo de la costa de Maine también se encontraron con altos niveles de resistencia y preguntas. El 13 de septiembre de 2013, el Departamento de Energía de EE. UU. aprobó la solicitud de Dominion Cove Point para exportar hasta 770 millones de pies cúbicos (22.000.000 m³ ⁾ por día de GNL a países que no tienen un acuerdo de libre comercio con EE. UU. ^{[ 42 ]} En mayo de 2014, la FERC concluyó su evaluación ambiental del proyecto de GNL de Cove Point, que determinó que el proyecto de exportación de gas natural propuesto podía construirse y operarse de manera segura. ^{[ 43 ]} Actualmente se propone otra terminal de GNL para la isla de Elba , Georgia, EE. UU. ^{[ 44 ]} Los planes para tres terminales de exportación de GNL en la región de la Costa del Golfo de EE. UU. también han recibido aprobación federal condicional. ^{[ 42 ] [ 45 ]} En Canadá, una terminal de exportación de GNL está en construcción cerca de Guysborough , Nueva Escocia. ^{[ 46 ]}  

En el desarrollo comercial de una cadena de valor de GNL, los proveedores de GNL primero confirman las ventas a los compradores finales y luego firman contratos a largo plazo (generalmente de 20 a 25 años) con términos y estructuras estrictas para la fijación de precios del gas. Solo cuando se confirman los clientes y se considera económicamente viable el desarrollo de un proyecto nuevo, los promotores de un proyecto de GNL pueden invertir en su desarrollo y operación. Por lo tanto, el negocio de la licuefacción de GNL se ha limitado a actores con fuertes recursos financieros y políticos. Las principales compañías petroleras internacionales (IOC, por sus siglas en inglés), como ExxonMobil , Royal Dutch Shell , BP , Chevron y TotalEnergies , y las compañías petroleras nacionales (NOC, por sus siglas en inglés), como Aramco y Petronas, son actores activos.

El GNL se transporta por todo el mundo en buques especialmente construidos para tal fin . El comercio de GNL se completa mediante la firma de un SPA (contrato de compraventa) entre un proveedor y una terminal receptora, y mediante la firma de un GSA (contrato de venta de gas) entre una terminal receptora y los usuarios finales. ^{[ 47 ]} La mayoría de los términos contractuales solían ser DES o ex ship , lo que hacía al vendedor responsable del transporte del gas.

Los contratos de compra de GNL solían ser a largo plazo, con poca flexibilidad tanto en precio como en volumen. Si se confirmaba la cantidad anual contratada, el comprador estaba obligado a recibir y pagar el producto, o a pagarlo incluso si no lo recibía, en lo que se conoce como contrato de obligación de compra obligatoria (TOP).

A mediados de la década de 1990, el mercado del GNL era un mercado de compradores. A petición de los compradores, los contratos de compraventa (SPA) comenzaron a adoptar cierta flexibilidad en cuanto a volumen y precio. Los compradores contaban con mayor flexibilidad al alza y a la baja en el precio de transferencia (TOP), y entraron en vigor los SPA a corto plazo, con una duración inferior a 16 años. Al mismo tiempo, se permitieron destinos alternativos para la carga y el arbitraje. A principios del siglo XXI, el mercado volvió a favorecer a los vendedores. Sin embargo, estos se han vuelto más sofisticados y ahora proponen compartir las oportunidades de arbitraje, alejándose de la fijación de precios en forma de curva S.

Un estudio de Global Energy Monitor de 2019 advirtió que hasta 1,3  billones de dólares en nuevas infraestructuras de exportación e importación de GNL actualmente en desarrollo corren un riesgo significativo de quedar obsoletas , ya que existe el riesgo de que el mercado mundial de gas experimente un exceso de oferta, especialmente si Estados Unidos y Canadá desempeñan un papel más importante. Además, la demanda de GNL disminuirá a medida que las economías se descarbonicen. ^{[ 48 ]}

El actual aumento de la producción de petróleo y gas no convencionales en Estados Unidos ha provocado una disminución de los precios del gas en ese país. Esto ha dado lugar a debates en los mercados asiáticos de gas vinculados al petróleo sobre la importación de gas según el índice Henry Hub. ^{[ 49 ]}

Existen terminales de recepción en aproximadamente 40 ^{[ 50 ]} países, entre ellos Bélgica, Chile, China, República Dominicana, Francia, Grecia, India, Italia, Japón, Corea, Polonia, España, Taiwán, Reino Unido, Estados Unidos, entre otros. Existen planes para que Bahréin, Alemania, Ghana, Marruecos, Filipinas, Vietnam ^{[ 51 ]} y otros también construyan nuevas terminales de recepción ( regasificación ).

Los proyectos de GNL de carga base (a gran escala, >1 MTPA) requieren reservas de gas natural, ^{[ 52 ]} compradores ^{[ 53 ]} y financiación. El uso de tecnología probada y un contratista probado es extremadamente importante tanto para los inversores como para los compradores. ^{[ 54 ]} Reservas de gas requeridas: 1 tcf de gas requerido por Mtpa de GNL durante 20 años. ^{[ 52 ]}

El GNL se produce de forma más rentable en instalaciones relativamente grandes debido a las economías de escala , en emplazamientos con acceso marítimo que permiten envíos regulares de grandes volúmenes directamente al mercado. Esto requiere un suministro de gas seguro y con capacidad suficiente. Idealmente, las instalaciones se ubican cerca de la fuente de gas para minimizar el coste de la infraestructura de transporte intermedia y la merma del gas (pérdida de combustible durante el transporte). El elevado coste de construcción de grandes plantas de GNL hace que el desarrollo progresivo de las fuentes de gas para maximizar la utilización de las instalaciones sea esencial, y que la prolongación de la vida útil de las instalaciones de GNL existentes, que ya están amortizadas, resulte rentable. En particular, si se combina con precios de venta más bajos debido a la gran capacidad instalada y al aumento de los costes de construcción, esto dificulta el análisis económico y la justificación del desarrollo de nuevas instalaciones de GNL, especialmente las de nueva construcción, incluso si estas pudieran ser más respetuosas con el medio ambiente que las instalaciones existentes y se satisficieran todas las preocupaciones de las partes interesadas. Debido al alto riesgo financiero, es habitual asegurar contractualmente el suministro/concesiones de gas y las ventas de gas durante periodos prolongados antes de tomar una decisión de inversión.

China ha sido líder en el uso de vehículos de GNL ^{[ 59 ]} con más de 100 000 vehículos propulsados ​​por GNL en circulación a septiembre de 2014. ^{[ 60 ]}

En Estados Unidos se están implementando los primeros pasos para una capacidad pública de suministro de GNL. Un sitio web de seguimiento de centros de suministro alternativo muestra 84 centros públicos de suministro de GNL para camiones a diciembre de 2016. ^{[ 61 ]} Es posible que los camiones grandes realicen viajes a través del país, como de Los Ángeles a Boston, y reposten en estaciones de servicio públicas cada 500 millas (800 km) . El Directorio Nacional de Camioneros de 2013 enumera aproximadamente 7000 paradas de camiones, ^{[ 62 ]} por lo que aproximadamente el 1 % de las paradas de camiones de EE. UU. tienen GNL disponible. 

Si bien en diciembre de 2014 el combustible GNL y los vehículos de gas natural no se habían adoptado rápidamente en Europa y era cuestionable si el GNL llegaría a ser el combustible preferido entre los operadores de flotas, ^{[ 63 ]} las tendencias recientes a partir de 2018 muestran una perspectiva diferente. ^{[ 64 ]} Durante el año 2015, los Países Bajos introdujeron camiones propulsados ​​por GNL en el sector del transporte. ^{[ 65 ]} Además, el gobierno australiano está planeando desarrollar una autopista de GNL para utilizar el GNL de producción local y reemplazar el combustible diésel importado utilizado por los vehículos de transporte interestatal. ^{[ 66 ]}

En el año 2015, India también comenzó a transportar GNL utilizando camiones cisterna propulsados ​​por GNL en el estado de Kerala. ^{[ 67 ]} En 2017, Petronet LNG comenzó a instalar 20 estaciones de GNL en las autopistas a lo largo de la costa oeste de la India que conectan Delhi con Thiruvananthapuram cubriendo una distancia total de 4500  km a través de Mumbai y Bengaluru. ^{[ 68 ]} En 2020, India planeó instalar 24 estaciones de abastecimiento de GNL a lo largo de las autopistas del Cuadrilátero Dorado de  6000 km que conectan las cuatro metrópolis debido a la disminución de los precios del GNL. ^{[ 69 ]}

Japón, el mayor importador mundial de GNL, está a punto de comenzar a utilizar GNL como combustible para el transporte por carretera. ^{[ 70 ]}

La cilindrada es un factor importante en la potencia de un motor de combustión interna . Por lo tanto, un  motor de 2,0 litros suele ser más potente que uno de 1,8  litros, pero esto supone que se utiliza una mezcla aire-combustible similar.

Sin embargo, si un motor más pequeño utiliza una mezcla aire-combustible con mayor densidad energética (por ejemplo, mediante un turbocompresor), puede generar más potencia que uno más grande que utilice una mezcla aire-combustible con menor densidad energética. Para motores de alta potencia y alto par, se prefiere un combustible que genere una mezcla aire-combustible con mayor densidad energética, ya que un motor más pequeño y sencillo puede producir la misma potencia.

En los motores convencionales de gasolina y diésel, la densidad energética de la mezcla aire-combustible es limitada debido a que los combustibles líquidos no se mezclan bien en el cilindro. Además, la gasolina y el diésel presentan temperaturas y presiones de autoignición relevantes para el diseño del motor. Un aspecto importante del diseño del motor reside en la interacción entre los cilindros, las relaciones de compresión y los inyectores de combustible, de manera que se evite la preignición, pero al mismo tiempo se inyecte la mayor cantidad de combustible posible, se mezcle bien y haya tiempo suficiente para completar el proceso de combustión durante la carrera de potencia.

El gas natural no se autoenciende a presiones y temperaturas relevantes para el diseño de motores convencionales de gasolina y diésel, lo que permite una mayor flexibilidad en el diseño. El metano, el componente principal del gas natural, tiene una temperatura de autoignición de 580 °C (1076 °F) ^{[ 71 ]} , mientras que la gasolina y el diésel se autoencienden a aproximadamente 250 °C (482 °F) y 210 °C (410 °F) respectivamente.      

Con un motor de gas natural comprimido (GNC), la mezcla de combustible y aire es más eficaz, ya que los gases suelen mezclarse bien en poco tiempo. Sin embargo, a las presiones típicas del GNC, el combustible en sí tiene menor densidad energética que la gasolina o el diésel, por lo que el resultado es una mezcla aire-combustible con menor densidad energética. Para un motor de una cilindrada determinada, un motor de GNC de aspiración natural suele ser menos potente que un motor de gasolina o diésel de cilindrada similar. Por esta razón, los turbocompresores son populares en los automóviles europeos de GNC. ^{[ 72 ]} A pesar de esta limitación, el motor Cummins Westport ISX12G de 12 litros ^{[ 73 ]} es un ejemplo de un motor compatible con GNC diseñado para arrastrar cargas de tractocamiones de hasta 80 000 libras (36 000 kg), lo que demuestra que el GNC puede utilizarse en muchas aplicaciones de camiones de carretera. El motor ISX G original incorporaba un turbocompresor para mejorar la densidad energética de la mezcla aire-combustible. ^{[ 74 ]} 

El GNL ofrece una ventaja única sobre el GNC para aplicaciones de alta potencia más exigentes, ya que elimina la necesidad de un turbocompresor. Debido a que el GNL hierve a aproximadamente -160 °C (-256 °F) , mediante un simple intercambiador de calor, una pequeña cantidad de GNL puede convertirse a su forma gaseosa a una presión extremadamente alta con poco o ningún consumo de energía mecánica. Un motor de alta potencia diseñado adecuadamente puede aprovechar esta fuente de combustible gaseoso de alta presión y alta densidad energética para crear una mezcla aire-combustible de mayor densidad energética que la que se puede generar eficientemente con un motor alimentado con GNC. El resultado, en comparación con los motores de GNC, es una mayor eficiencia general en aplicaciones de motores de alta potencia cuando se utiliza la tecnología de inyección directa de alta presión. El sistema de combustible Westport HDMI2 ^{[ 75 ]} es un ejemplo de un sistema de inyección directa de alta presión que no requiere un turbocompresor si se combina con un intercambiador de calor de GNL adecuado. El motor de GNL de 13 litros de Volvo Trucks ^{[ 76 ]} es otro ejemplo de un motor de GNL que aprovecha la tecnología avanzada de alta presión.  

Westport recomienda GNC para motores de 7 litros o menos y GNL con inyección directa para motores de entre 20 y 150 litros. Para motores de entre 7 y 20 litros, se recomienda cualquiera de las dos opciones. Véase la diapositiva 13 de su presentación en la Sesión de Innovación Industrial de NGV Bruxelles. ^{[ 77 ]}

Se han desarrollado o se están desarrollando motores de alta potencia en los campos de perforación petrolera, minería, locomotoras y marinos. ^{[ 78 ]} Paul Blomerus ha escrito un artículo ^{[ 79 ]} en el que concluye que podrían ser necesarios hasta 40  millones de toneladas anuales de GNL (aproximadamente 26.100  millones de galones/año o 71  millones de galones/día) solo para satisfacer las necesidades mundiales de dichos motores de alta potencia para 2025 a 2030.

A finales del primer trimestre de 2015, Prometheus Energy Group Inc. afirmó haber entregado más de 100  millones de galones de GNL al mercado industrial en los cuatro años anteriores ^{[ 80 ]} y continúa sumando nuevos clientes.

En algunos puertos se ha implementado el suministro de GNL a buques mediante el trasvase de camiones cisterna. Este tipo de suministro de GNL es fácil de implementar, siempre que haya disponibilidad de este combustible.

TOTE Maritime entregó los dos primeros buques portacontenedores propulsados ​​por GNL del mundo: el Isla Bella en 2015 y su buque gemelo de la clase Marlin, el Perla del Caribe , en 2016. ^{[ 81 ] [ 82 ]} TOTE Maritime también entregó la primera barcaza de suministro de GNL de Norteamérica, la Clean Jacksonville, en 2018. ^{[ 83 ]}

La compañía naviera de corta distancia Unifeeder ha estado operando el buque portacontenedores propulsado por GNL, el Wes Amelie, desde finales de 2017, transitando entre el puerto de Rotterdam y el Báltico con una frecuencia semanal. ^{[ 84 ]} La compañía naviera Maersk Group ha decidido introducir buques portacontenedores propulsados ​​por GNL. ^{[ 85 ]} El Grupo DEME ha contratado a Wärtsilä para propulsar su draga de nueva generación de la clase 'Antigoon' con motores de combustible dual (DF). ^{[ 86 ]} Crowley Maritime de Jacksonville, Florida , botó dos buques ConRo propulsados ​​por GNL, el Coquí y el Taino, en 2018 y 2019, respectivamente. ^{[ 87 ]}

El Convenio Internacional para la Prevención de la Contaminación por los Buques (MARPOL), adoptado por la OMI , ha establecido que los buques marítimos no deben consumir combustible (fuelóleo, diésel, etc.) con un contenido de azufre superior al 0,5 % a partir del año 2020 en aguas internacionales y en las zonas costeras de los países que adopten la misma normativa. La sustitución del fuelóleo con alto contenido de azufre por GNL sin azufre es necesaria a gran escala en el sector del transporte marítimo, ya que los combustibles líquidos con bajo contenido de azufre son más caros que el GNL. ^{[ 88 ]} Japón planea utilizar GNL como fuelóleo para 2020. ^{[ 89 ] [ 90 ]}

BHP , una de las mayores empresas mineras del mundo, tiene como objetivo poner en servicio buques de transporte de minerales propulsados ​​con GNL para finales de 2021. ^{[ 91 ]}

En enero de 2021, había 175 buques marítimos propulsados ​​por GNL en servicio, y otros 200 buques encargados. ^{[ 92 ]}

Florida East Coast Railway tiene 24 locomotoras GE ES44C4 adaptadas para funcionar con combustible GNL. ^{[ 93 ]}

En 1964, el Reino Unido y Francia realizaron la primera transacción comercial de GNL, comprando gas a Argelia , lo que marcó el comienzo de una nueva era energética.

En 2014, 19 países exportaron GNL. ^{[ 96 ]}

En comparación con el mercado del petróleo crudo, en 2013 el mercado del gas natural representaba aproximadamente el 72 por ciento del mercado del petróleo crudo (medido en términos de equivalente de calor), ^{[ 110 ]} de los cuales el GNL constituye una parte pequeña pero de rápido crecimiento. Gran parte de este crecimiento se debe a la necesidad de combustibles limpios y a cierto efecto de sustitución derivado del alto precio del petróleo (principalmente en los sectores de calefacción y generación de electricidad).

Japón, Corea del Sur , España, Francia, Italia y Taiwán importan grandes volúmenes de GNL debido a su escasez de energía. En 2005, Japón importó 58,6  millones de toneladas de GNL, lo que representó aproximadamente el 30 por ciento del comercio mundial de GNL ese año. También en 2005, Corea del Sur importó 22,1  millones de toneladas, y en 2004 Taiwán importó 6,8  millones de toneladas. Estos tres grandes compradores adquieren aproximadamente dos tercios de la demanda mundial de GNL. Además, España importó unos 8,2 MTPA en 2006, convirtiéndose en el tercer mayor importador. Francia también importó cantidades similares a las de España. Tras el desastre nuclear de Fukushima Daiichi en marzo de 2011, Japón se convirtió en un importante importador, representando un tercio del total. ^{[ 111 ]} Las importaciones europeas de GNL cayeron un 30 por ciento en 2012, y cayeron aún más un 24 por ciento en 2013, ya que los importadores sudamericanos y asiáticos pagaron más. ^{[ 112 ]} Las importaciones europeas de GNL aumentaron a niveles récord en 2019, se mantuvieron altas en 2020 y 2021, y aumentaron aún más en 2022. ^{[ 107 ]} Los principales contribuyentes fueron Qatar, Estados Unidos y Rusia. ^{[ 113 ]} En 2026, Arabia Saudita se convirtió en importadora de GNL de Estados Unidos. ^{[ 109 ]}

En 2017, las importaciones mundiales de GNL alcanzaron los 289,8 ^{[ 114 ]} millones de toneladas de GNL. En 2017, el 72,9% de la demanda mundial de GNL se ubicó en Asia. ^{[ 115 ]}

Según los contratos de compraventa de GNL (SPA), el GNL se destina a destinos previamente acordados y no se permite su desvío. Sin embargo, si el vendedor y el comprador llegan a un acuerdo mutuo, se permite el desvío de la carga, sujeto al reparto de las ganancias adicionales generadas por dicho desvío mediante el pago de una penalización. ^{[ 107 ]} En la Unión Europea y en algunas otras jurisdicciones, no está permitido aplicar la cláusula de reparto de beneficios en los contratos de compraventa de GNL.

Durante un período prolongado, las mejoras en el diseño de las plantas de licuefacción y los buques cisterna tuvieron como consecuencia la reducción de costes.

En la década de 1980, el costo de construcción de una planta de licuefacción de GNL era de $350/tpa (tonelada por año). En la década de 2000, era de $200/tpa. En 2012, los costos podían llegar a $1000/tpa, debido en parte al aumento del precio del acero. ^{[ 96 ]}

Hasta 2003, era común suponer que se trataba de un efecto de "curva de aprendizaje" y que continuaría en el futuro. Pero esta percepción de una disminución constante de los costos del GNL se ha desvanecido en los últimos años. ^{[ 100 ]}

El coste de construcción de los proyectos de GNL de nueva construcción comenzó a dispararse a partir de 2004 y aumentó de unos 400 dólares por tonelada al año de capacidad a 1.000 dólares por tonelada al año de capacidad en 2008.

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

1. Baja disponibilidad de contratistas EPC como resultado del nivel extraordinariamente alto de proyectos petroleros en curso en todo el mundo. ^{[ 31 ]}
2. Los elevados precios de las materias primas son consecuencia del aumento de la demanda de las mismas.
3. Falta de mano de obra cualificada y con experiencia en la industria del GNL. ^{[ 31 ]}
4. Devaluación del dólar estadounidense.
5. La naturaleza sumamente compleja de los proyectos construidos en lugares remotos y donde los costos de construcción se consideran entre los más altos del mundo. ^{[ 116 ]}

Excluyendo los proyectos de alto costo, el aumento del 120% durante el período 2002–2012 está más en línea con la escalada en la industria de petróleo y gas upstream según lo informado por el índice UCCI ^{[ 116 ].}

La crisis financiera de 2008 y la Gran Recesión provocaron una disminución general de los precios de las materias primas y los equipos, lo que redujo en cierta medida el costo de construcción de las plantas de GNL. ^{[ 117 ] [ 118 ]} Sin embargo, para 2012, esto se vio más que compensado por el aumento de la demanda de materiales y mano de obra para el mercado del GNL. Para 2026, una instalación con una capacidad de 35 millones de toneladas anuales podría costar 33.500 millones de dólares. ^{[ 119 ]}

Algunos compradores de GNL ya han firmado contratos para futuros cargamentos con base en EE. UU. a precios vinculados a los precios de Henry Hub . ^{[ 126 ]} El precio del contrato de exportación de GNL de Cheniere Energy consiste en una tarifa fija (tarifa de peaje de licuefacción) más el 115 % de Henry Hub por millón de unidades térmicas británicas de GNL. ^{[ 127 ]} Las tarifas de peaje en los contratos de Cheniere varían: US $2,25 por millón de unidades térmicas británicas ($7,7/MWh) con BG Group firmado en 2011; US$2,49 por millón de unidades térmicas británicas ($8,5/MWh) con la española GNF firmado en 2012; y US$3,00 por millón de unidades térmicas británicas ($10,2/MWh) con las surcoreanas Kogas y Centrica firmado en 2013. ^{[ 128 ]} Se produjeron precios similares en 2025. ^{[ 129 ]}

La paridad petrolera es el precio del GNL que sería igual al del petróleo crudo en términos de barriles equivalentes de petróleo (BOE). Si el precio del GNL supera el del petróleo crudo en términos de BOE, se habla de paridad petrolera rota. Un coeficiente de 0,1724 resulta en paridad petrolera completa. En la mayoría de los casos, el precio del GNL es inferior al del petróleo crudo en términos de BOE.

En 2009, en varias operaciones de carga al contado, especialmente en Asia Oriental, la paridad del petróleo se acercó a la paridad total del petróleo o incluso la superó. ^{[ 130 ]} En enero de 2016, el precio al contado del GNL de 5,461 dólares por millón de unidades térmicas británicas (18,63 dólares/MWh) rompió la paridad del petróleo cuando el precio del crudo Brent (≤32 dólares/barril) cayó bruscamente. ^{[ 131 ]} A finales de junio de 2016, el precio del GNL había caído casi un 50% por debajo de su precio de paridad del petróleo, lo que lo hacía más económico que el diésel/gasóleo más contaminante en el sector del transporte. ^{[ 132 ]} El GNL tocó brevemente la paridad del petróleo en el invierno de 2018/2019 ^{[ 133 ]} y luego la superó durante la reciente crisis energética mundial a mediados de 2021 ^{[ 134 ]} para caer por debajo de ella solo a principios de 2024. ^{[ 135 ]}

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

En la mayoría de los contratos de GNL del este de Asia, la fórmula de precios está indexada a una cesta de crudo importado a Japón denominada Japan Crude Cocktail (JCC). En los contratos de GNL de Indonesia, la fórmula de precios está vinculada al precio del crudo indonesio (ICP).

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

Por lo general, los contratos de compraventa de GNL incluyen una cláusula que permite a las partes iniciar la revisión o reapertura de precios. En algunos contratos, existen dos opciones para iniciar una revisión de precios: ordinaria y extraordinaria. Las ordinarias son las fechas que se acordarán y definirán en los contratos de compraventa de GNL para la revisión de precios.

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

El GNL debe mantenerse frío para que permanezca líquido debido a las bajas presiones utilizadas para su almacenamiento. A pesar de un aislamiento eficiente, inevitablemente se producirá cierta pérdida de calor en el GNL, lo que provocará su vaporización. Este gas de evaporación actúa para mantener el GNL frío (véase « Refrigeración » más adelante). El gas de evaporación se comprime y se exporta como gas natural , o bien se vuelve a licuar y se almacena.

El GNL se transporta en buques especialmente diseñados con doble casco que protege los sistemas de carga de daños o fugas. Existen varios métodos especiales de prueba de fugas para comprobar la integridad de los tanques de carga de membrana de un buque de GNL. ^{[ 143 ]}

Los buques cisterna costaron alrededor de 200 millones de dólares  cada uno. ^{[ 96 ]}

El transporte y el suministro son aspectos importantes del negocio del gas, ya que las reservas de gas natural suelen estar bastante alejadas de los mercados de consumo. El gas natural tiene un volumen mucho mayor que el petróleo para transportar, y la mayor parte se transporta mediante gasoductos. Existe una red de gasoductos en la antigua Unión Soviética , Europa y Norteamérica. El gas natural es menos denso, incluso a presiones elevadas. Si bien viaja mucho más rápido que el petróleo a través de un gasoducto de alta presión, debido a su menor densidad, solo puede transmitir aproximadamente una quinta parte de la energía diaria. El gas natural generalmente se licúa para obtener GNL al final del gasoducto, antes de su transporte.

Existen gasoductos cortos para transportar el producto desde los buques metaneros hasta el almacenamiento en tierra. Se están desarrollando gasoductos más largos, que permiten a los buques descargar el GNL a mayor distancia de las instalaciones portuarias. Esto requiere tecnología de doble tubería debido a la necesidad de mantener el GNL refrigerado. ^{[ 144 ]}

El GNL se transporta utilizando camiones cisterna, ^{[ 145 ]} vagones cisterna ferroviarios, ^{[ 146 ]} y buques construidos específicamente conocidos como buques metaneros . A veces, el GNL se lleva a temperaturas criogénicas para aumentar la capacidad del buque cisterna. Las primeras transferencias comerciales de buque a buque (STS) se llevaron a cabo en febrero de 2007 en la instalación de Flotta en Scapa Flow ^{[ 147 ]} con 132 000 m³ ^de GNL transferidos entre los buques Excalibur y Excelsior. También se han realizado transferencias por Exmar Shipmanagement , el armador belga de buques metaneros en el Golfo de México , que consistieron en la transferencia de GNL de un buque metanero convencional a un buque de regasificación de GNL (LNGRV). Antes de este ejercicio comercial, el GNL solo se había transferido entre buques en contadas ocasiones como una necesidad tras un incidente. La Sociedad de Operadores Internacionales de Buques Tanque y Terminales de Gas ( SIGTTO ) es el organismo responsable de los operadores de GNL en todo el mundo y busca difundir el conocimiento sobre el transporte seguro de GNL en el mar. ^{[ 148 ]}

Además de en buques metaneros, el GNL también se utiliza en algunas aeronaves .

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

El gas de evaporación procedente de los tanques de almacenamiento de GNL en tierra se suele comprimir y suministrar a las redes de gasoductos . Algunos buques metaneros utilizan este gas como combustible.

El gas natural es un combustible y una sustancia combustible . Para garantizar un funcionamiento seguro y fiable, se adoptan medidas específicas en el diseño, la construcción y la operación de las instalaciones de GNL. En el transporte marítimo, la normativa para el uso del GNL como combustible marino se recoge en el Código IGF . ^{[ 156 ]}

En estado líquido, el GNL no es explosivo ni inflamable. Para que el GNL arda, primero debe vaporizarse, luego mezclarse con aire en las proporciones adecuadas (el rango de inflamabilidad es del 5 % al 15 %) y, finalmente, encenderse. En caso de fuga, el GNL se vaporiza rápidamente, convirtiéndose en gas (metano más gases traza) y mezclándose con el aire. Si esta mezcla se encuentra dentro del rango de inflamabilidad , existe riesgo de ignición, lo que generaría incendios y riesgos de radiación térmica .

La liberación de gases de los vehículos propulsados ​​por GNL puede generar un riesgo de inflamabilidad si se estacionan en interiores durante más de una semana. Además, debido a su baja temperatura, el repostaje de un vehículo propulsado por GNL requiere capacitación para evitar el riesgo de congelación . ^{[ 157 ] [ 158 ]}

Los buques metaneros han navegado más de 100 millones de millas (160.000.000 km) sin ninguna muerte a bordo ni siquiera un accidente grave. ^{[ 159 ]}  

A continuación se enumeran varios accidentes ocurridos en las instalaciones relacionados con el GNL:

• 20 de octubre de 1944 , Cleveland , Ohio, EE. UU. La East Ohio Natural Gas Co. sufrió una falla en un tanque de GNL. ^{[ 160 ]} 128 personas perecieron en la explosión e incendio . El tanque no tenía un muro de contención y fue fabricado durante la Segunda Guerra Mundial, cuando el racionamiento de metales era muy estricto. El acero del tanque estaba hecho con una cantidad extremadamente baja de níquel , lo que significaba que el tanque era quebradizo al exponerse a la naturaleza criogénica del GNL. El tanque se rompió, derramando GNL en el sistema de alcantarillado de la ciudad. El GNL se vaporizó y se convirtió en gas, que explotó y ardió.
• 10 de febrero de 1973 , Staten Island , Nueva York, EE. UU. Durante una operación de limpieza, 42 trabajadores se encontraban dentro de uno de los tanques de GNL de TETCo , que supuestamente había sido vaciado por completo diez meses antes. Sin embargo, se produjo una ignición que provocó que una columna de gas en combustión se elevara dentro del tanque. Dos trabajadores cerca de la parte superior sintieron el calor y corrieron a refugiarse en los andamios exteriores, mientras que los otros 40 trabajadores murieron cuando la tapa de hormigón del tanque se elevó entre 6,1 y 9,1 metros (20-30 pies ) en el aire y luego se desplomó, aplastándolos. ^{[ 161 ] [ 162 ]} 
• 6 de octubre de 1979, Lusby, Maryland , EE. UU. Falló el sello de una bomba en la planta de importación de GNL de Cove Point , liberando vapores de gas natural (no GNL), que entraron en un conducto eléctrico. ^{[ 160 ]} Un trabajador desconectó un interruptor automático, lo que provocó la ignición de los vapores de gas. La explosión resultante mató a un trabajador, hirió gravemente a otro y causó graves daños al edificio. En ese momento no se requirió un análisis de seguridad, ni se realizó ninguno durante la planificación, el diseño o la construcción de la planta. ^{[ 163 ]} Los códigos nacionales de incendios se modificaron como resultado del accidente.
• 19 de enero de 2004, Skikda , Argelia . Explosión en la planta de licuefacción de GNL de Sonatrach. ^{[ 160 ]} 27 muertos, 56 heridos, tres trenes de GNL destruidos, un muelle marítimo dañado. La producción de 2004 se redujo en un 76 por ciento. La pérdida total fue de US$900  millones. Una caldera de vapor que formaba parte de un tren de licuefacción de GNL explotó, provocando una explosión masiva de gas hidrocarburo. La explosión ocurrió donde se ubicaban los almacenes de refrigeración de propano y etano. La distribución de las unidades en el sitio causó un efecto dominó de explosiones. ^{[ 164 ] [ 165 ]} Aún no está claro si el GNL o el vapor de GNL, u otros gases hidrocarburo que forman parte del proceso de licuefacción iniciaron las explosiones. Un informe, correspondiente a la inspección realizada por el equipo del gobierno estadounidense de la planta de GNL Sonatrach Skikda en Skikda, Argelia, entre el 12 y el 16 de marzo de 2004, citó que se trató de una fuga de hidrocarburos del sistema de proceso de refrigeración (licuefacción).