1 GAS NATURAL LICUADO 2.1. INTRODUCCIÓN El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido enfriado hasta el punto que se condensa a líquido, lo cual ocurre a una temperatura de aproximadamente –161°C y a presión atmosférica. Este proceso, denominado ―licuefacción‖, permite reducir su volumen en aproximadamente 600 veces, facilitando su almacenaje en grandes cantidades y volviéndolo más económico para su transporte en barcos. Los países líderes productores de gas natural y que comercializan GNL a los mercados mundiales son Argelia, Indonesia y Qatar. Sin embargo, muchas naciones juegan pequeños pero importantes roles como productores de gas natural y exportadores de GNL, tales como Australia, Nigeria, y Trinidad y Tobago. En tanto, países como Angola y Venezuela están procurando alcanzar su máximo potencial en el mercado mundial de GNL. Y otros como Arabia Saudita, Egipto e Irán, que tienen grandes reservas de gas natural, también podrían participar como exportadores de GNL. Figura 2.1. Las plantas de licuefacción se encuentran normalmente situadas en la costa, y pueden disponer de una o más unidades paralelas (―trenes‖ de GNL).
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GAS NATURAL LICUADO
2.1. INTRODUCCIÓN
El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido enfriado hasta el punto que se
condensa a líquido, lo cual ocurre a una temperatura de aproximadamente –161°C y a presión
atmosférica. Este proceso, denominado ―licuefacción‖, permite reducir su volumen en
aproximadamente 600 veces, facilitando su almacenaje en grandes cantidades y volviéndolo
más económico para su transporte en barcos.
Los países líderes productores de gas natural y que comercializan GNL a los mercados
mundiales son Argelia, Indonesia y Qatar. Sin embargo, muchas naciones juegan pequeños
pero importantes roles como productores de gas natural y exportadores de GNL, tales como
Australia, Nigeria, y Trinidad y Tobago.
En tanto, países como Angola y Venezuela están procurando alcanzar su máximo potencial
en el mercado mundial de GNL. Y otros como Arabia Saudita, Egipto e Irán, que tienen
grandes reservas de gas natural, también podrían participar como exportadores de GNL.
Figura 2.1. Las plantas de licuefacción se encuentran normalmente situadas en la costa, y pueden disponer de
una o más unidades paralelas (―trenes‖ de GNL).
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2.1.1. HISTORIA DEL GNL
Los orígenes de la tecnología de la licuefacción del GNL aparecen en los años alrededor de
1920 cuando las primeras técnicas de la licuefacción del aire fueron desarrolladas. El
primer uso de GNL fue para recuperar helio de corrientes del gas natural. El proceso fue
basado en la licuefacción de los hidrocarburos que tenían helio dejándolo en la fase
gaseosa; después de que la extracción del helio el GNL era vaporizado y vendido como
combustible.
En el pasado, el gas natural se consideraba un subproducto sin valor asociado con la
extracción petróleo crudo, hasta que en 1920 se hizo evidente que era una valiosa fuente de
combustibles, tales como propano y butano.
1941 – Primera planta de licuefacción en Cleveland, Ohio.
1959 – Primer envío de GNL por buque.
1960 – Primera planta de licuefacción con carga de base en Argelia.
1964 – Comercio a gran escala entre Argelia y Europa.
1969 – Transporte de GNL de Alaska a Japón.
2.1.2. EL GNL EN LA ACTUALIDAD
Las operaciones de GNL están ampliándose rápidamente en todo el mundo, y cada vez hay
más plantas en construcción o en vías de desarrollo. Actualmente, existen las siguientes
instalaciones:
15 plantas de licuefacción de GNL que operan en 12 países.
38 plantas de regasificación de GNL que operan en 10 países.
Actualmente se consumen 104 millones de toneladas anuales de GNL en el mundo
Proyecciones varían pero se espera para 2010 que la producción se pueda doblar.
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2.1.3. CONCEPTOS
El gas natural licuado (GNL), es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en
forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no
es económico llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto o por generación
de electricidad. El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y –260ºF
donde la licuefacción reduce en 600 veces el volumen de gas transportado.
Es necesario eliminar componentes susceptibles de congelarse durante el
proceso de enfriamiento (agua, CO2, gases ácidos e hidrocarburos pesados), así
como compuestos dañinos para las instalaciones (azufre y mercurio).
El proceso de Licuefacción está formado de las siguientes etapas: Extracción de CO2,
deshidratación y filtrado, licuefacción y almacenamiento.
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i. Proceso de Extracción de CO2
Figura 2.2. Proceso de Extracción de CO2.
MEA: Proceso de purificación del gas por adsorción del dióxido de carbono (CO2) y el
agua existente en el mismo, por medio de la aplicación de una corriente inversa de
solución de momo-etanol-amina (MEA).
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ii. Proceso de Deshidratación y Filtrado
Figura 2.3. Proceso de Deshidratación y Filtrado.
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iii. Licuefacción y Almacenamiento
Figura 2.4. Licuefacción y Almacenamiento.
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2.1.4. COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GNL
COMPONENTE PORCENTAJE
MOLAR
O2 0.03
N2 1.48
CO2 0.03
C1 97.32
C2 1.02
C3 0.05
iC4 0.02
nC4 0.01
C5+ 0.01
TOTAL 100
Tabla 2.1. Composición típica del GNL.
2.1.5. Porque licuar el gas
GNL es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no es
económico llevar el gas al mercado directamente por medios convencionales ya sea por
gasoducto o por generación de electricidad.
El gas natural se transporta generalmente utilizando gasoductos, pero para grandes
distancias resulta más económico usar buques.
Para transportarlo así es necesario licuarlo, dado que a la temperatura ambiente y a la
presión atmosférica ocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción reduce
el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original.
Aproximadamente la mitad de las reservas de hidrocarburos conocidas hoy son
yacimientos de gas natural. Con frecuencia se encuentran ubicadas en regiones con
poca demanda de gas. Sin embargo, el licuarlo, puede transportarse con total seguridad
hasta su mercado de destino utilizando buques, de manera similar al petróleo crudo.
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2.1.6. TIPOS DE PLANTAS
POR SU FINALIDAD
De Licuefacción
Genera GNL a partir de GN tratado, mediante la licuefacción.
Despacha el GNL por medio de buques metaneros
De Regasificación
Genera GN para distribución a partir del GNL, mediante la regasificación.
Despacha el GN a los sistemas de distribución
POR SU PRODUCCIÓN Y ALMACENAMIENTO
De carga base
Plantas de gran tamaño
Tanques de almacenamiento pequeños
Almacenan producción de unos 3 días
De control de épocas de mayor demanda
Plantas de pequeño tamaño
Proveen de gas en las demandas pico con volúmenes de almacenamiento grandes
Almacenan la producción de meses
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2.1.7. CADENA DE VALOR DEL GNL
Un proyecto de GNL es altamente complejo tanto desde el punto de vista técnico así como
del comercial. El proyecto debe de tener en cuenta todos los aspectos de la cadena de
producción desde el yacimiento, el tratamiento preliminar en los pozos, el transporte por
tubería a la planta de licuefacción, el llenado de barcos, el transporte a las unidades de
revaporización, y finalmente la venta y distribución del gas ya sea como gas natural o en la
forma de electricidad. Los proyectos de GNL son proyectos que representan varios miles de
millones de dólares de inversión, por lo que requieren la participación de compañías
integradas (que tengan unidades de exploración, producción y distribución de gas) de alta
solvencia económica y entidades financieras que contribuyan el capital de inversión. Todos
estos factores han creado una industria en la cual el riesgo de inversión sea bajo y requiere
que tanto los contratos de compra y venta de gas sean a largo plazo, en este caso 20 años
con reservas mínimas en el orden de 12 billones de pies cúbicos por proyecto (12 TCF en el
argot internacional.)
Planta de Licuefacción Buque metanero Planta de Regasificación
Figura 2.5. Cadena de valor del GNL.
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Figura 2.6. Cadena de valor del GNL.
Figura 2.7. Cadena del Gas Natural.
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2.1.8. SEGURIDAD DEL GNL
Toda la cadena de producción y distribución de GNL está diseñada para evitar fugas y
prevenir incendios. Los riesgos m más altos son su baja temperatura (criogénica) y su
combustibilidad. Cualquier derrame de GNL se evapora rápidamente donde la
condensación del vapor de agua en el aire crea una neblina. El GNL no se prende
fácilmente, la llama no es muy fuerte, no humea y ésta no se extiende. El combate de un
fuego de GNL es muy similar a uno de gasolina o Diesel, no hay peligro de explosión en
lugares abiertos.
2.2. CONCEPTOS SOBRE REFRIGERACIÓN
2.2.1. HISTORIA
A mediados del siglo 19 se inician las investigaciones para producir frío.
En el año 1850 Lord Kelvin en colaboración con James Joule realizaron varios
experimentos relacionados con los cambios de temperatura gases con caída de presión a
entalpia constante.
Esta tecnología se utilizó para licuar gases y extraer los gases raros.
También para separar los componentes del aire.
De la misma forma se desarrollaron los sistemas de GNL, referidos al almacenamiento,
licuefacción, regasificación y transporte del GNL.
2.2.2. CONCEPTOS SOBRE REFRIGERACIÓN
Expansión: El líquido saturado, se expande hasta la presión de evaporación. Este proceso
es isoentálpico. Parte del líquido se transforma en vapor.
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Evaporación: Se realiza en el enfriador o chiller, lugar donde se absorbe el calor. En este
caso se absorbe el calor latente ya que la temperatura es constante. Cambia la fase de
líquido a vapor.
Compresión: En el proceso isoentrópico la compresión se realiza a través de una línea de
entropía constante en el diagrama de mollier. En un proceso real se considera una
eficiencia.
Condensación: Esta ocurre al remover el calor de refrigeración más el calor absorbido
durante la compresión. La presión está determinada por la temperatura de condensación.
Ciclo de refrigeración
Figura 2.8. Ciclo de Refrigeración.
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2.2.3. REFRIGERANTES
Los refrigerantes utilizados comúnmente en refrigeración mecánica son los siguientes:
Gas Temp. De enfriamiento (F) Valores Aproximados
Metano -265 -150
Etileno y etano -130 -75
Propileno y propano -40 0
Butanos 10 60
Para seleccionar el tipo de refrigerante se debe tomar en cuenta:
La selección del tipo de refrigerante se ejecuta de acuerdo a la temperatura de evaporación
requerida. Generalmente se realiza a presión cercana a la atmosférica.
Las alternativas para temperaturas mayores a la ambiental, son agua o aire.
Las alternativas para temperaturas menores a la ambiental son las de refrigeración
mecánica.
2.2.4. CARACTERÍSTICAS DEL REFRIGERANTE
Presión y temperatura de ebullición: Es deseable una presión por encima de la atmosférica
para evitar la entrada de aire y humedad. El punto de ebullición del refrigerante debe ser más
bajo que el deseado para refrigerar.
Temperatura de congelamiento: La temperatura de congelamiento del refrigerante debe
estar muy por debajo de la mínima a la cuál opera el sistema.
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Temperatura y presión críticas: La presión y temperatura de operación deben estar muy
por debajo de las condiciones críticas del refrigerante.
Calor latente: Se desea que el refrigerante posea un alto valor para el calor latente por que
afecta sobre el efecto de refrigeración, cantidad de refrigerante recirculado y el tamaño y
costo de las tuberías.
Curvas de enfriamiento: Las curvas de enfriamiento son las gráficas de calor removido vs
temperatura. La curva depende de la presión y la composición del gas. La cercanía entre
las curvas de calentamiento y enfriamiento revela una mayor eficiencia del sistema. A medida
que se aproximan las curvas disminuye el trabajo perdido.
2.3. PRETRATAMIENTO DEL GAS NATURAL LICUADO
2.3.1. CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL
Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos subterráneos, a menudo contiene otros
materiales y componentes —los cuales se enumeran más abajo— que deben ser eliminados
antes de que pueda ser licuado y utilizado por el consumidor:
Azufre, dióxido de carbono y mercurio, que son corrosivos para el equipo;
Agua, que se congelaría naturalmente o formando hidratos de metano y provocaría
bloqueos en el equipo si no se eliminara cuando el gas es enfriado;
Entre otros contaminantes podemos mencionar
Hidrocarburos más pesados que pueden congelarse al igual que el agua y producir
bloqueos del equipo y problemas en la combustión del gas.
Hidrocarburos cíclicos como el benceno, los aceites lubricantes y el sulfuro de
hidrógeno.
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2.3.2. REMOCIÓN DE AGUA
Se debe deshidratar el gas con el objetivo de prevenir el taponamiento con hielo e
hidratos.
Los fabricantes recomiendan que el contenido de agua sea reducido a 1 ppm (como
máximo).
Primeramente se realiza la separación de los constituyentes sólidos y líquidos del gas.
Si la corriente es extremadamente húmeda se puede usar un sistema de deshidratación
con glicol y luego un sistema con desecante sólido de adsorción.
i. Proceso de Deshidratación y Filtrado
Figura 2.9. Proceso de Deshidratación y Filtrado.
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2.3.3. REMOCIÓN DE CO2 Y H2S
El contenido de CO2 debe ser reducido a 100 ppm.
Los procesos con amina son los más ampliamente usados en este campo.
Se absorben el CO2 y H2S simultáneamente por flujo en contracorriente en una torre
contactora de platos o empacada.
Las mallas moleculares se pueden usar para remover pequeñas cantidades de CO2.
La economía favorece a los procesos con aminas para plantas grandes y gases que tiene
un elevado porcentaje molar de CO2.
i. Proceso de Extracción de CO2
Figura 2.10. Proceso de Extracción de CO2.
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MEA: Proceso de purificación del gas por adsorción del dióxido de carbono (CO2) y el
agua existente en el mismo, por medio de la aplicación de una corriente inversa de
solución de momo-etanol-amina (MEA).
2.3.4. REMOCIÓN DE LOS OTROS CONTAMINANTES
El sucio, los aceites lubricantes del compresor, condensados del gas natural y otros
contaminantes que pueden hallarse como líquidos o sólidos a la temperatura y presión del
gas de entrada, pueden ser removidos con extractores convencionales de niebla o separadores
centrífugos.
Remoción del mercurio ó metales pesados
Se utiliza un desmercurizador, con empaque de carbón activado u otro compuesto.
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2.4. PROCESOS DE LICUEFACCIÓN
2.4.1. REFRIGERACIÓN EN CASCADA
Figura 2.11. Refrigeración en cascada.
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2.4.2. MEZCLA DE REFRIGERANTE
Figura 2.12. Mezcla de refrigerante.
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Figura 2.13. Proceso de Licuefacción de gas natural con mezcla refrigerante.
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2.4.3. CICLO DE CASCADA AUTOREFRIGERADO
Figura 2.14. Ciclo de Cascada Autorefrigerado.
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2.4.4. EL CICLO APCI
Figura 2.15. Ciclo APCI.
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2.4.5. EL CICLO PRITCHARD
Figura 2.16. Ciclo Pritchard.
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2.4.6. CICLO EXPANSOR
Figura 2.17. Ciclo Expansor.
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2.4.7. COMPARACIÓN DE CICLOS
Se puede establecer que el ciclo de cascada clásico es el más eficiente y que el ciclo
expansor es el menos eficiente, termodinámicamente hablando.
La ventaja del ciclo expansor es que requiere menores inversiones, en tuberías y
equipos porque es menos complejo.
En los ciclos de mezcla de refrigerante un costo importante puede se el de reponer el
refrigerante.
El ciclo expansor opera económicamente cuando puede utilizar la presión de la línea
como fuente de energía y regresarlo a la red de distribución a baja presión.
En el ciclo de mezcla de refrigerante se puede obtener la mezcla de refrigerante
condensado parte de la alimentación, eso reduce los costos.
Además usa mecánicamente un solo refrigerante, por lo tanto solo necesita un
compresor.
La mezcla de refrigerante requiere conocimientos muy completos de las propiedades
termodinámicas de las mezclas gaseosas.
2.4.8. CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL SISTEMA
Costo de energía: El costo de energía en el lugar de la planta, puede ser despreciable o
alcanzar valores elevados.
Tamaño de la planta: Para plantas pequeñas se debe seleccionar un proceso que reduzca
el número de equipos e instalaciones. Para plantas grandes se debe seleccionar el número
mínimo de pasos en el proceso.
Localización: Hay que tomar en cuenta el costo de la mano de obra.
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2.4.9. OTROS SISTEMAS DE LICUEFACCIÓN DE GAS
Los siguientes sistemas aplican los conceptos de los ciclos anteriormente descritos. Los
ciclos estudiados son los siguientes:
Sistema termodinámicamente ideal
Sistema Linde Hampson Simple
Sistema Linde Hampson Pre-enfriado
Sistema Linde de presión dual
Sistema Claude
2.4.9.1. SISTEMA TERMODINÁMICAMENTE IDEAL
Figura 2.18. Sistema Termodinámicamente Ideal.
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2.4.9.2. SISTEMA LINDE HAMPSON SIMPLE
Figura 2.19. Sistema Linde Hampson Simple.
2.4.9.3. SISTEMA LINDE HAMPSON PREENFRIADO
Figura 2.20. Sistema Linde Hampson Preenfriado.
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2.4.9.4. SISTEMA LINDE HAMPSON DE PRESIÓN DUAL
Figura 2.21. Sistema Linde Hampson de Presión Dual.
2.4.9.5. SISTEMA CLAUDE
Figura 2.22. Sistema Claude.
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2.5. REGASIFICACIÓN DEL GNL
Una vez que el buque-tanque de GNL llega a la terminal de regasificación en la zona de
mercado, el GNL es bombeado desde la nave hasta los tanques de almacenamiento. Los
tanques de GNL son similares a los utilizados en la terminal de licuefacción. Generalmente,
la descarga de un buque requiere unas 12 horas. Luego, el GNL vuelve a su estado gaseoso
original. Para ello, se bombea desde los tanques de almacenamiento y es calentado con
vaporizadores hasta las condiciones de entrega especificadas por las empresas de
gasoductos y los usuarios finales, ubicados corriente abajo de la tubería. Posteriormente, el
gas se distribuye a los usuarios mediante un gasoducto convencional.
Figura 2.23. Regasificación del GNL Fuente: BP LNG.
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Figura 2.24. Regasificación.
2.5.1. Instalaciones de Regasificación de GNL
Cada tanque de almacenamiento de GNL contiene bombas para transferir el GNL a los
vaporizadores. Se puede usar el aire del medio ambiente, agua de mar a aproximadamente
59°F (15° C) u otros medios como el agua caliente para permitir la conversión de GNL frío
(por medio de un intercambiador térmico) a gas. Los tipos de vaporizadores más comúnmente
usados son: el Tablero Abierto (ORV por sus siglas en inglés) y el de combustión sumergida
(SCV por sus siglas en inglés).
Otros tipos de vaporizadores incluyen el intercambiador de cubierta y tubo (STV por sus
siglas en inglés), el vaporizador de doble tubo (DTV por sus siglas en inglés), los
vaporizadores de placa (PFV por sus siglas en inglés) y de aire (AFV por sus siglas en inglés)
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Vaporizador de Tablero Abierto: (“Open Rack Vaporizer” - ORV por sus siglas en ingles),
este vaporizador, utiliza el agua de mar como fuente de calor. El agua de mar corre hacia
abajo sobre la superficie externa del intercambiador térmico que es de aluminio o de acero
inoxidable. Las operaciones de carga base (―baseload‖) utilizan los vaporizadores de tablero
abierto (ORV). Los operadores de ―peakshaving‖ utilizan los mismos vaporizadores de
tablero abierto con circulación de agua caliente. Los ORV tienen las siguientes
características:
Construcción sencilla.
Mantenimiento fácil.
Alta confiabilidad y seguridad.
Figura 2.25. Vaporizador de Tablero Abierto.
Vaporizadores de Combustión Sumergidos: Los Vaporizadores de Combustión
Sumergidos (―Submerged Combustión Vaporizer‖ - SCV por sus siglas en inglés) utilizan
agua calentada por un mechero sumergido que vaporiza el GNL dentro de un tubo inoxidable
de intercambio térmico. El Vaporizador de Combustión Sumergido (Fig.) se aplica
principalmente para operaciones de emergencia o para operaciones relacionadas con
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―peakshaving‖, sin embargo también se aplica para operaciones de carga base (―baseload‖).
El Vaporizador de Combustión Sumergido tiene las siguientes características:
Bajo costo de instalación;
Arranque rápido;
Permite fluctuaciones de carga.
Vaporizadores de Combustión Sumergidos:
Figura 2.26. Vaporizadores de Combustión Sumergidos.
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Planta Almacenamiento y Regasificación
Figura 2.27. Planta Almacenamiento y Regasificación.
2.5.2. CÓMO SE ALMACENA EL GNL
El GNL se almacena a -161 °C (-256°F) y a presión atmosférica en tanques criogénicos
especiales para baja temperatura. El típico tanque de GNL tiene doble pared: una pared
externa de cemento armado, recubierto con acero al carbono, y una pared interna de acero
niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son las consideraciones de diseño primarias
al construir estos tanques, los cuales se diseñan para soportar terremotos y fuertes vientos.
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Almacenamiento de GNL: Existen dos clases de almacenamiento de GNL reguladas a
nivel internacional:
Contención Primaria: El diseño de ingeniería requiere que únicamente el tanque interno llene
los requisitos de ductilidad a temperaturas bajas. Compuesto por un tanque de contención
sencilla, el contenedor sirve principalmente para sujetar al aislante y retener el vapor, ya que
no fue diseñado para contener derrames de GNL provenientes del tanque interno.
Contención secundaria: La contención secundaria proporciona una mayor protección a la
contención primaria, tanto en los tanques de almacenamiento en terminales receptoras y de
regasificación como en los buques de GNL. Un dique, berma o represa de dique normalmente
rodea al tanque de contención sencilla en tierra para poder contener cualquier derrame en el
caso improbable de que ocurriera alguna falla en el tanque.
Tanques de Almacenamiento del GNL: Los tanques de almacenamiento del GNL tienen
capacidades desde los 50,000 m3 hasta los 150,000 m3. El diámetro es del orden de los 60
a 70 metros.
El GNL se calienta circulándolo por tuberías con aire a la temperatura ambiente o con agua
de mar, o circulándolo por tuberías calentadas por agua. Una vez que el gas es vaporizado
se regula la presión y entra en la red de gasoductos como gas natural.
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Figura 2.28. Tanques de Almacenamiento de GNL.
Diseño Conceptual de los Tanques de Almacenamiento: Las normas y reglas
internacionales definen la contención con respecto al tipo de estructuras y tecnologías que
se emplean. En este documento utilizamos el término contención para denominar
almacenamiento seguro y aislamiento de GNL.
El uso adecuado de GNL, o cualquier sustancia criogénica, requiere la comprensión del
comportamiento de los materiales bajo temperaturas criogénicas. Por ejemplo, bajo
temperaturas extremadamente bajas, el acero ordinario pierde ductilidad y se hace
quebradizo. La elección del material empleado en los tanques, ductos y otros equipos que
entran en contacto con el GNL es un factor crítico. Resulta costoso el uso de aceros de alto
contenido de níquel, aluminio y aceros inoxidables, pero son necesarios para prevenir la
rigidez y fallas en el material. Aceros mezclados compuestos de 9 por ciento de níquel y
acero inoxidable, se emplean para el tanque interior, y para otras aplicaciones relacionadas
con el GNL.
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Varias características de los diseños de Ingeniería proporcionan seguridad a los tanques de
almacenamiento de GNL (véase la Fig.). El GNL típicamente se almacena bajo presión
atmosférica en tanques de doble pared. El tanque de almacenamiento es un tanque dentro
de otro tanque con aislantes entre las paredes de ambos tanques. En los tanques de contención
sencilla, el tanque exterior se compone generalmente de acero ordinario que no ofrece
protección en casos de fallas al tanque interno, únicamente mantiene al aislante en su lugar.
Almacenamiento o Contención Primaria de GNL
Figura 2.29. Almacenamiento o Contención Primaria de GNL.
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Diseño Conceptual de los Tanques de Almacenamiento: El tanque interno que hace
contacto con el GNL líquido se elabora de materiales adecuados para el servicio criogénico,
y cuenta con un fondo metálico plano y una pared cilíndrica de metal elaborados con
materiales apropiados para temperaturas criogénicas (normalmente con el nueve por ciento
de acero de níquel). También se han utilizado el concreto y aluminio reforzados para
construir los tanques internos.
El fondo del tanque interno descansa sobre material aislante rígido, como el vidrio espumoso.
La estructura del tanque debe soportar la carga hidrostática de GNL, y la cabeza hidrostática
determina el espesor de las paredes laterales del tanque interno. Los tanques tienen una capa
de aislante con una cubierta suspendida y bajo un techo externo en forma de cúpula con
barrera de vapor y una pared externa (frecuentemente elaborado de acero ordinario). Todos
los diseños nuevos incluyen tuberías instaladas en el techo del tanque para evitar que el
contenido completo del tanque se escape.
Tanques de Contención Sencilla: El tanque de contención sencilla (Fig. anterior.) es un
sistema de contención compuesto por un tanque interno y otro externo. En cuanto al
almacenamiento del producto, el diseño de ingeniería requiere que únicamente el tanque
interno llene los requisitos de ductilidad a temperaturas bajas. Compuesto por un tanque de
contención sencilla, el contenedor sirve principalmente para sujetar al aislante y retener el
vapor, ya que no fue diseñado para contener derrames de GNL provenientes del tanque
interno. Los tanques de almacenamiento también pueden ser de contención doble o completa,
como se describe en la siguiente sección sobre Contención Secundaria. En los casos de
contención doble o completa, el tanque exterior se emplea para contener el volumen
total del tanque interior cuando ocurra una falla del mismo.
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Figura 2.30. Tanques de Contención Sencilla.
Contención Secundaria: La contención secundaria proporciona una mayor protección a la
contención primaria, tanto en los tanques de almacenamiento en terminales receptoras y de
regasificación como en los buques de GNL.
Este sistema permite el control y aislamiento de cualquier derrame de GNL. Los diques
fueron diseñados para contener del 100 al 110 por ciento del volumen del tanque, y son lo
suficientemente altos para permitir que la trayectoria de un derrame en el nivel superior del
tanque no sobrepase el borde del dique. La mayoría de los tanques existentes en las
instalaciones de ―peakshaving‖ y las de importación marítima en los Estados Unidos son de
contención sencilla, y se proporciona la contención secundaria por medio de represas.
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Tanques de Contención Doble: Un tanque de contención doble (ilustrado en la Fig.
siguiente) se diseña y construye con el fin de que, tanto el tanque interior como el tanque
exterior tengan capacidad independiente para contener el líquido refrigerado. El tanque
interior contiene el GNL bajo condiciones normales de operación, mientras que el tanque o
pared exterior sirve para contener cualquier derrame de GNL proveniente del tanque
interior, así como el gas vaporizado13. La mayoría de los tanques de almacenamiento
construidos recientemente alrededor del mundo fueron diseñados como tanques de doble
contención o de contención completa.
Figura 2.31. Tanques de Contención Doble Fuente: ALNG.
Tanques de Contención Completa: Los tanques de contención completa son similares a
los tanques de contención doble, y fueron diseñados y construidos para que, tanto el tanque
interior como el exterior tuvieran capacidad para contener el GNL almacenado.
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El tanque interno contiene el GNL bajo condiciones normales de operación. El tanque o pared
exterior, con aproximadamente tres pies de espesor de concreto, queda de uno a dos metros
de distancia del tanque interno.
El tanque externo apoya el techo exterior y tiene como objeto la contención de GNL. Los
tanques fueron diseñados con apego a los códigos de GNL (EMMUA 14715, EN 1473). El
tanque de contención completa es menos susceptible a daños causados por fuerzas externas,
y los que se construyen con paredes y techos de concreto reforzado pueden encontrarse en
el Japón, Corea, Grecia, Turquía y Portugal (véase la Fig. siguiente)
Figura 2.32. Tanques de Contención Completa.
Tanques de Almacenamiento Subterráneo: El techo del tanque queda sobre la tierra. Desde
1996, el Japón cuenta con el tanque de almacenamiento subterráneo en operación más
grande del mundo con capacidad de almacenamiento de 200,000 m3. Existen 61 tanques
de almacenamiento subterráneo en el Japón.
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Tanque de Almacenamiento de GNL Subterráneo: Los tanques subterráneos (véase la
Fig.) se entierran completamente bajo tierra y tienen capas de concreto. Este diseño no sólo
minimiza los riesgos, sino que permite embellecer el paisaje para mejorar los aspectos
estéticos en el área.
Tanque de Almacenamiento de GNL Subterráneo
Figura 2.33. Tanque de Almacenamiento de GNL Subterráneo.
2.5.3. Norma Oficial Mexicana, Requisitos de Seguridad para el Diseño,
Construcción, Operación y Mantenimiento de Plantas de Almacenamiento de
Gas Natural Licuado.
Objetivo: Esta Norma Oficial Mexicana (la Norma) establece los requisitos mínimos de
seguridad relativos al diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas de
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almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de
recepción, conducción, regasificación y entrega de dicho combustible.
Campo de aplicación: Esta Norma consta de dos partes: la primera parte se aplica a las
plantas de GNL con instalaciones fijas en tierra firme y, la segunda parte se aplica a las plantas
de GNL con instalaciones costa afuera, desde el punto de recepción del GNL que descarga
un buque tanque hasta el punto de entrega del combustible en estado gaseoso a un sistema de
transporte por ductos, con capacidad total de almacenamiento superior a 1060 m3, y
comprende las actividades de descarga, conducción, almacenamiento, regasificación y
entrega de gas natural.
El diseño, construcción, operación y mantenimiento de la planta de GNL deben cumplir
con los requisitos mínimos que establece esta Norma, sin que ello impida el uso de
sistemas, equipos, métodos o instrumentos de calidad, resistencia, resistencia al fuego,
efectividad, integridad estructural, durabilidad y seguridad equivalentes o superiores a los
señalados en la misma.
En lo no previsto por esta Norma, incluyendo sistemas y equipos de diseño reciente, plantas
o instalaciones que no estén en tierra firme o en general innovaciones tecnológicas con
insuficiente experiencia operativa a nivel internacional, el permisionario debe proponer y
justificar suficientemente ante la Comisión Reguladora de Energía la tecnología que
aplicará para tales efectos, allegándose para ello la documentación y referencias técnicas
que representen las prácticas internacionalmente reconocidas y satisfaciendo en lo
conducente los requisitos que se señalan en esta Norma. Para el Diseño, Construcción,
Operación y Mantenimiento de Plantas de Almacenamiento de Gas Natural Licuado se
considera lo siguiente: Ubicación de la planta de GNL, análisis de riesgos, principales
medidas para control de derrames y fugas, edificios y estructuras, experiencia en el diseño y
fabricación de equipos y componentes, protección del suelo por el uso de equipo
criogénico, caída de hielo y nieve, materiales de concreto, equipo de proceso, tanques de
almacenamiento de GNL, sistema de vaporización, sistemas de tubería y sus componentes,
instrumentación y servicios eléctricos, transferencia de GNL y refrigerantes, protección y
seguridad contra incendios, seguridad, operación, mantenimiento y capacitación.
43
2.6. BUQUES METANEROS
El GNL se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos con casco
doble. El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando materiales
especiales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte seguro de esta carga
criogénica. El GNL en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de
saturación (-161 °C o -256°F) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una
pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina
"autorrefrigeración". El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque.
Aproximadamente 40% de los buques de GNL actualmente en servicio cuentan con
sistemas de contención de carga del tipo de membrana, de modo que tienen un aspecto muy
similar al de otros cargueros. El resto de los buques tienen un sistema de contención de
carga más particular, que incluye cuatro o más tanques esféricos grandes. Ambos tipos de
sistema de contención poseen antecedentes de operación extremadamente seguros y
confiables.
2.6.1. DATOS SOBRE BUQUES
Dimensiones de los buques: Actualmente se encuentran en servicio más de 120 buques de
GNL. El transporte de GNL por buque tiene antecedentes de seguridad ejemplares.
Límites de capacidad de carga: 19.000 m3 a 138.000 m3, esloras: 130 m (420 ft) a 300 m
(975 ft), calados: 6,5 m (12 ft) a 12 m (39 ft).
2.6.2. ALMACENAMIENTO EN BUQUES
El diseño de ingeniería en materia de seguridad también se aplica a los buques de GNL. El
sistema de contención a bordo almacena el GNL bajo presión atmosférica (para evitar que
el aire entre al tanque) y a -256°F (-160°). Los sistemas de contención actuales para buques
de GNL reflejan uno de tres diseños, que hasta junio del 2003 son:
44
Diseño esférico (Moss) que representa el 52 por ciento de los buques existentes,
Diseño de membrana que representa aproximadamente el 46 por ciento, y
Diseño de prisma con estructura de auto sostén que representa aproximadamente el 2
por ciento.
Tanque Esférico Moss: Los buques de tanque esférico son los más comúnmente
identificados como buques de GNL debido a que las cubiertas de dichos tanques son
visibles (véase la Fig 2-34).
Sin embargo, muchos de los buques bajo construcción actualmente son los de tipo membrana.
Los buques de membrana y los de prisma se parecen más a los buques de petróleo en los
cuales la estructura de los tanques son menos visibles
Figura 2.34. Sección de un Tanque Esférico.
45
Figura 2.35. Tanque Esférico.
Figura 2.36. Buque de GNL del Tipo Membrana.
46
Metanero de Membrana: Es un buque que posee una membrana de acero corrugado y
expandible
Buque de GNL del Tipo Membrana: Los sistemas de contención de los buques de GNL
de tipo membrana (véase la Fig. anterior) se componen de un contenedor primario, uno
secundario y mayor cantidad de aislante.
El contenedor primario es la contención principal de la carga. Su construcción puede ser de
acero inoxidable, ―invar.‖ (36 por ciento de acero de níquel). Los materiales más comúnmente
usados como aislantes de la carga incluyen el poliuretano, la espuma del cloruro de polivinilo
y ―perlite‖. El espacio de aislamiento se carga con nitrógeno. Debido a que el nitrógeno no
reacciona con otros gases o materiales, aún un derrame menor puede ser detectado
monitoreando la presencia del metano en el espacio de aislamiento cargado con nitrógeno.
Tanques en buques: Con respecto a los buques de GNL, el reglamento sobre la segunda
barrera depende del tipo de construcción de los tanques de almacenamiento como puede
ser un mecanismo completo de contención secundaria para buques de diseño de membrana,
lo que equivaldría a una barrera primaria. En el caso de los buques con tanques
independientes, tal como los sistemas de diseño esférico o de estructura prismática, la barrera
secundaria es una barrera guardafangos (“splash barriers”) con un escurridero (―drip pan‖)
en su fondo en donde el líquido acumulado es evaporado. Los materiales usados para
construir una barrera secundaria incluyen el aluminio, hoja de acero inoxidable, acero
inoxidable e ―invar.
47
COMERCIO DEL GAS NATURAL
LICUADO EN EL MUNDO
3.1. INTRODUCCIÓN
El consumo de gas natural ha tenido un crecimiento importante en las últimas décadas
principalmente por su aplicación en generación eléctrica. Muchos países se han volcado al
consumo de este combustible con el fin de diversificar su matriz energética y no ser tan
dependiente del petróleo como EEUU o del carbón (China).
48
Hace varios años la única alternativa posible o, al menos utilizada a gran escala, para el
transporte del gas eran los gasoductos, lo que dificultaba la comercialización entre distintos
continentes o países debido a complicaciones de construcción, problemas ambientales y
costos muy elevados debido a las distancias. Esto hizo que tomara trascendencia el
comercio de gas natural licuado que implica el transporte a través de buques diseñados para
tal fin.
Actualmente representa alrededor del 27% del gas comercializado entre países y a partir del
2000 el comercio internacional de GNL ha crecido a un ritmo superior al del gas por
gasoductos.
3.2. LAS RESERVAS DE GAS
Se estima que las reservas mundiales de gas natural conocidas contienen más de 6.100
trillones de pies cúbicos, lo cual proporcionaría gas suficiente a nivel mundial durante 65
años al ritmo de consumo actual. La mayor parte de este gas natural se encuentra en
regiones situadas a grandes distancias de los mercados de consumo, así que reciben a menudo
el nombre de gas 'inmovilizado'. El GNL desempeñará un papel decisivo para acercar este
gas a esos mercados.
Figura 3.1. GNL de Rápido Crecimiento.
49
El porcentaje de gas natural de la energía mundial va a aumentar, y el GNL es cada vez más
competitivo con respecto al gas por gasoducto.
El mercado del GNL se está globalizando y diversos mercados regionales se están
interconectando. Al tiempo que estos mercados están creciendo significativamente, cada
uno tiene sus propias características, su propia estructura industrial local y su propio
equilibrio entre oferta y demanda.
La unión de estos mercados regionales presenta interesantes oportunidades de arbitraje para
maximizar la eficacia de cada oferta. Gas comprende dichas necesidades y planea cubrirlas
en todo el planeta. .
La seguridad del abastecimiento energético, la eficacia y la preocupación medioambiental
son temas comunes a nivel mundial. Quienes establecen las políticas esperan que la
demanda de energía aumente fuertemente Durante las próximas décadas, mientras que la
producción doméstica en Europa y los EE.UU. disminuye.
El GNL se contempla cada vez más como un factor clave para salvar la distancia entre
demanda y abastecimiento.
3.3. MERCADO
Otro factor importante para caracterizar al gas natural licuado, además de las cuestiones
tecnológicas, es el conocimiento de su mercado. Para ello se comenzará con una introducción
a la situación del gas natural para luego entrar específicamente en lo que se refiere a GNL.
3.3.1. EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE COMBUSTIBLES
El consumo de gas natural fue, junto con el de petróleo, el que más crecimiento
experimentó en las últimas 3 décadas y según algunas proyecciones se espera que continúe
con este ritmo.
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Figura 3.2. Evolución del consumo de combustibles.
Figura 3.3. Consumo Mundial de Energía Primaria.
51
3.3.2. CRECIMIENTO ESPERADO PARA EL GAS (PRODUCCIÓN,
TRANSPORTE POR GASODUCTO Y GNL)
Figura 3.4. Crecimiento esperado para el gas (producción, transporte por gasoducto y GNL).
Dentro del gas se observa que en los últimos años el GNL creció más que el gas por
gasoducto.
3.3.3. ACTORES INVOLUCRADOS EN LA CADENA
Productores: empresas de petróleo nacionales o privadas o asociación de las
mismas.
Exportadores de GNL: joint-ventures de empresas que explotan las instalaciones
de licuefacción. En muchos casos estas empresas tienen acciones en las empresas
importadoras.
Transporte: pueden ser empresas independientes que establecen contratos de
largo plazo para hacer las conexiones interoceánicas.
Terminales de regasificación: gran variedad de empresas: compañías privadas /
nacionales, operadores independientes, mayoristas, etc.
52
3.3.4. MERCADO ACTUAL Y FUTURO DE GNL
Figura 3.5. Mercado actual y futuro de GNL.
3.3.4.1. PAÍSES EXPORTADORES E IMPORTADORES
Importadores: Japón, Corea y Taiwán concentran el 68% de la importación mundial de
GNL. Japón es el principal importador mundial concentrando un 48% aunque el gas sólo
representa un 12% de su matriz energética y un 66% es usado para generación. Su
aprovisionamiento está diversificado combinando contratos a corto y largo plazo con varios
países y posee 23 terminales de regasificación.
Siguen Europa (28%), donde Francia es el principal, y EEUU (4%). España ha tenido un
gran crecimiento gasífero y posee un mercado diversificado: 50% proviene de Argelia y
otro 50% de Qatar, Omán, EAU, Libia, Trinidad y Tobago, Australia. En dicho país. Algunas
terminales operan bajo control estatal y otras bajo un consorcio de empresas.
53
Reino Unido, India y China están construyendo sus primeras plantas. En Latinoamérica,
Chile acaba de llamar a licitación pública que fue ganada por British Gas para llevar
adelante una terminal de regasificación a terminarse en 2009 y por el momento es el único
que está llevando adelante un proyecto de esta índole.
Exportadores: Indonesia ocupa el primer lugar dentro de los exportadores con el 21% del
total. Oriente medio posee un 23%, destacándose Qatar, y el Atlántico un 29%. En este último
aparece Argelia que ocupa el puesto 2 a nivel mundial. El tercer puesto es ocupado por
Malasia.
Existen nuevos proyectos que estarían en práctica a partir de 2007 como los de Rusia,
Noruega y Egipto. También hay estudios potenciales en Irán, Angola, Venezuela, Bolivia
(vía Perú o Chile) y Perú (en Camisea). Este último demandará una inversión de 1300
millones de dólares más la posibilidad de una inversión de 1200 para ampliar la capacidad.
En principio fue pensada para una capacidad de 18 MMm3 diarios.
En Trinidad y Tobago, principal exportador de América e importante abastecedor de
EEUU, será puesta en marcha la mayor planta de licuefacción de gas natural del mundo por
la firma Repsol-YPF, con una inversión de 1200 millones de dólares.
El crecimiento del mercado a corto plazo permite mayor flexibilidad a los transportistas
para enviar sus cargueros a diferentes sitios y a las empresas comercializadoras a enviar la
mercadería desde las zonas que optimicen el sistema en cada momento. Sin embargo, no
parece probable que se genere un mercado spot en el corto plazo como ocurre con el precio
del petróleo. Esto se debe a que dado los riesgos envueltos en los proyectos éstos se llevan
adelante luego de establecer contratos que sean a lo sumo a mediano plazo. A veces puede
darse un mercado spot cuando se dan sobrantes.
3.3.4.2. CRECIMIENTO DE LOS INTERCAMBIOS POR REGIÓN
Crecimiento de las importaciones por región: Asia pacífico: Japón, Corea, Taiwán;
Europa: España, Francia, Italia, Turquía, Bélgica, Grecia, Portugal.
54
Figura 3.6. Crecimiento de las importaciones por región.
Crecimiento de las exportaciones por región: Cuenca del Pacífico: Indonesia, Malasia,
Australia, Brunei, Alaska; Oriente Medio: Qatar, Omán, Abu Dhabi; Cuenca del Atlántico:
Argelia, Nigeria, TyT, Libia.
Figura 3.7. Crecimiento de las exportaciones por región
55
3.3.4.3. EVOLUCIÓN EN EL COMERCIO DE GNL
Figura 3.8. Evolución en el comercio de GNL.
En la década 1993 – 2003 el comercio de GNL creció un 7,3% y si la tendencia continúa,
en menos de 30 años se igualarán los mercados internacionales por gasoducto y de GNL.
El siguiente gráfico refleja la evolución del mercado contractual y a corto plazo.
Se observa que la proporción del mercado a corto plazo sobre el total comercializado de
GNL fue aumentó considerablemente en la última década.
56
Figura 3.9. Evolución del mercado.
El anterior gráfico muestra el gran crecimiento que experimentó el mercado a corto plazo. En
la actualidad (2005) este representa cerca de un 10% cuando era de 1,4% a comienzos de
la década del 90.
Una ventaja en la importación de GNL es que al haber varios países dedicados a su venta,
se puede lograr una diversificación del abastecimiento que no se podría hacer en el caso de
gasoductos. No por ello hay que olvidar la conveniencia de tener a un proveedor serio que
no produzca sorpresas que lleven al país a atravesar un período de desabastecimiento.
57
3.3.4.4. EXPORTACIONES VS. CAPACIDADES DE LICUEFACCIÓN
Figura 3.10. Exportaciones vs. Capacidades de licuefacción
En color más claro aparece la capacidad sobrante de licuefacción. Se observa que la misma
tiende a mantenerse constante. El aumento de las exportaciones se traduce en un posterior
incremento de la capacidad sobrante de licuefacción. Este delay puede deberse al tiempo de
construcción de nuevas terminales de licuefacción, decisión que parece tomarse una vez
que se firman los contratos de exportación. Por ejemplo, luego de 1999 la capacidad sobrante
disminuyó hasta que en 2002 se produjo el aumento debido a la incorporación de nuevas
centrales.
58
3.3.4.5. CAPACIDAD DE LICUEFACCIÓN
Figura 3.11. Repartición de la Capacidad Sobrante.
La mayor capacidad sobrante en Oriente medio hace que esta zona tenga más posibilidades
de desarrollar un mercado a corto plazo o spot.
Los países compradores que más se destacan en esta modalidad son: EEUU, España, Corea
y Japón.
59
Crecimiento esperado de la capacidad de licuefacción
Figura 3.12. Crecimiento esperado de la capacidad de licuefacción.
3.3.4.6. COSTOS INVOLUCRADOS
Entre los costos involucrados podemos mencionar:
Costos de los cargueros: Estos costos en los últimos diez años ha existido una
disminución, pasando de alrededor de 260 MMU$S a 170 MMU$S.
Comparación entre el transporte de hidrocarburos por diferentes medios: Se puede
ver que el transporte de gas por buque es mucho más caro que el transporte de crudo. Esta
es una de las razones por la cual se ve dificultado el mercado spot: no resulta económico tener
un buque de GNL en el océano a la espera de recibir un pedido. A su vez se aprecian los
diferentes puntos de indiferencia con gasoductos de diferente capacidad.
60
Figura 3.13. Comparación entre el transporte de hidrocarburos por diferentes medios.
Punto de indiferencia económica entre GNL y gasoducto en función de la distancia
Figura 3.14. Punto de indiferencia económica entre GNL y gasoducto en función de la distancia.
61
Evolución esperada de los costos involucrados en los procesos
Figura 3.15. Evolución esperada de los costos involucrados en los procesos
En el cuadro anterior no se consideran los costos de exploración y explotación. Actualmente
el mayor costo reside en el proceso de licuefacción. Se espera que con los
desarrollos tecnológicos estos disminuyan en importante proporción, así como los de
transporte (los segundos en términos de importancia) debido a la fabricación de buques de
mayor capacidad. Los costos de regasificación son los de menor peso y no se espera gran
variación en los mismos. Considerando los tres anteriores, el costo total alcanza los 500
U$S /ton y se espera reducirlo a 300 U$S / ton para 2030. Para una capacidad actual de 4
MMT, la suma asciende a 2000 MMU$S.
62
Cashflow aproximado de los proyectos de GNL
Figura 3.16. Cashflow aproximado de los proyectos de GNL.
3.3.4.7. TIPOS DE CONTRATOS Y DIVERSIFICACIÓN DEL
ABASTECIMIENTO
Hasta hace unos años casi la totalidad de los contratos de importación de GNL eran a largo
plazo (mayor de 15 años), los buques se diseñaban a medida y los precios estaban
acordados. Sin embargo, en los últimos tiempos hubo un fuerte crecimiento de la negociación
a corto plazo que les brindó mayor flexibilidad a los compradores. Actualmente, cubre
casi el 10% de los contratos. De todas formas, lo más probable es que el mercado a corto
plazo esté más destinado a los países que ya tienen una historia en el tema, aunque si el
mercado sigue creciendo este mercado puede expandirse.
63
Por el momento, más allá de las especulaciones sobre la importancia ascendente del comercio
a corto plazo, las empresas no están convencidas de hacer inversiones en licuefacción sin
antes establecer contratos a largo plazo.
3.3.4.8. PERSPECTIVAS GLOBALES DEL GNL
Según estimaciones de EIA el mercado de GNL, que actualmente representa cerca del 30%
del gas intercambiado entre países, pasaría al 50% en el 2030. Obviamente, la otra mitad sería
a través de gasoductos internacionales.
Actualidad y perspectivas del GN para los próximos años: De los 60346 MMPCD de
gas natural intercambiados entre países en 2003 el 27% se comercializó como GNL por
buque, lo que suma alrededor de 5,8 TCF/año, experimentando un crecimiento anual de
1995 a 2003 de 7,8% vs. El 5,5% experimentado por los gasoductos. Para centro y
Sudamérica la secretaría de energía mexicana prevé un aumento de 58% en la demanda de
gas natural en el período 2003-2015.
La manera que se parece haber hallado para enfrentar los riesgos es la integración vertical
(downstream). El problema es que no muchas empresas pueden pagar el costo de esta
diversidad, razón por la cual parece más probable para las grandes compañías (majors) que
suelen hacerlo a través de joint ventures. También existe la posibilidad de integración hacia
arriba. Ambas se logran mediante la compra de acciones.
3.3.4.9. INTERROGANTES SOBRE EL COMERCIO DE GNL
En base a datos de 2003, la capacidad de regasificación (15110 bcf – 15110 x 109 pies
cúbicos) casi triplicaba a la de licuefacción (5440 bcf ). En construcción había 1687 bcf
(regasificación) y 2226 bcf (licuefacción), muchas de los cuales se terminarán en 2006.
64
En principio, esta diferencia podría justificarse desde el punto de vista del crecimiento que
va a tener el mercado debido a la necesidad de cubrir con las necesidades energéticas cada
vez mayores y las distancias a las zonas donde se halla este hidrocarburo. No obstante, la
principal razón parece ser las grandes variaciones estacionales que hacen que la capacidad
supere al flujo real (troughput) hasta 3 veces14. Sin embargo, se hace necesario que se
proporcione un impulso a las capacidades de licuado y transporte de tal manera que no se
creen cuellos de botella que hagan que la demanda supere en gran medida a la oferta y por
ende se produzca un aumento de precios.
Otra característica actual es que no hay establecido un mercado internacional del GNL, como
es el caso del petróleo, sino que depende de los países origen y destino y de las fuentes
de energía alternativa accesibles en los primeros, por lo que el precio no es algo que esté bien
definido.
Otro interrogante es qué sucedería en caso de establecerse un mercado internacional de
GNL y la posibilidad de que ocurra un aumento radical en el precio como sucedió con el
petróleo. Esto es probable que se dé, si hay un aumento radical en el consumo como lo fue
con el petróleo con el gran crecimiento de China. En setiembre de 2002 China firmó un
contrato de abastecimiento de una terminal de regasificación con Indonesia por 25 años y
sigue con políticas en ese sentido con el objeto de diversificar su matriz energética que
tiene como principal protagonista al carbón
Vale aclarar que no fue sólo el crecimiento del consumo mundial (entre ellos el de China)
lo que impulsó el crecimiento del petróleo sino la incapacidad (o poca voluntad) de los países
productores de aumentar las cuotas o ritmos de producción a lo que se suma el hecho de que
la capacidad de refinación mundial que es la que permite obtener los subproductos de mayor
uso (naftas, combustibles pesados, etc.) está cerca de la saturación. En la actualidad la
capacidad de licuefacción es bastante inferior a la de regasificación pero esto tiene que ver,
como se dijo anteriormente, con los picos de abastecimiento pero las reservas son bastante
prometedoras: 6200 TCF (tera cubic feet –1012-) vs. una producción mundial de 253000
MMPCD (millón de pies cúbicos por día) lo que daría un ratio R/P de 68 años.
65
En cuanto a la posibilidad de un monopolio o cartel, esto no parece muy factible dado que
las reservas están más distribuidas. No obstante, es fundamental investigar las proyecciones
que se manejan para el precio para no llevarse sorpresas como en Chile, donde el gobierno
hizo proyecciones de precios en torno a los 4 dólares por millón de Btu para considerar
rentable el proyecto y lograr la construcción de nuevas centrales de CC pero en la
actualidad (ya realizada la licitación y ganada por British Gas) se ve que este valor puede
duplicarse.
3.3.4.10. PROYECTOS EN AMÉRICA LATINA
Licuefacción:
Perú (en marcha): Para el almacenamiento se construirán dos tanques, cada uno de ellos
tendrá una capacidad de 110,000 m3, donde se mantendrá depositado el GNL hasta el
momento de su embarque.
Se estima que el proyecto de exportación operará como mínimo unos 20 años.
El objetivo es exportar entre 15 y 20 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. La
proyección de inversión acumulada del proyecto de exportación es de US$ 3300 millones,
donde US$ 2150 se ejecutarán en el Perú (65% del total) para la construcción de la planta
de licuefacción, almacenaje, infraestructura portuaria, perforación de pozos, ampliación de
instalaciones en Camisea y del gaseoducto.
Regasificación
Chile (en marcha): Chile empezó a fines del 2006 la construcción de una proyectada
planta de regasificación de gas natural licuado.
66
Esta planta, que demandaría una inversión de unos 400 millones de dólares y espera recibir
barcos de hasta 165.000 m3 de GNL., forma parte de un complejo que estará ubicado en la
bahía de Quintero, en la costa central del país, y que comprende además un muelle de
descarga y dos estanques de almacenamiento.
La británica BG Group, que se adjudicó la fase final de la licitación de este proyecto, aseguró
que el gas que suministrará a la planta lo traerá en barcos desde Nigeria o Guinea, donde
también tiene negocios.
Este proyecto podría tomarse como base para elaborar uno de similares características en la
Argentina.
Brasil (potencial): El director financiero de Petrobras indicó el 19 de mayo de 2006 que la
empresa pretende tener en Brasil dos plantas de GNL a partir de 2008, lo que exigirá
inversiones de entre 200 millones y 300 millones de dólares, y añadió que aún estudia
desde dónde importará el insumo. Entre las opciones se encuentran Angola, Argelia,
Nigeria y Trinidad y Tobago.
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ECONOMÍA DEL GAS NATURAL
LICUADO
4.1. PROYECTOS DE GAS NATURAL LICUADO
El GNL como Complemento a la Oferta de Gas Natural
Ciclos combinados en electricidad
Incertidumbre respecto a la maduración de proyectos de E&P de gas natural
Nichos especiales: exportación de gas a California, gasificación del Pacífico Sur
Manejo de Picos de demanda (México no cuenta con almacenamiento)
El Gas Natural Licuado
Hay una Factibilidad técnica desde 1941
Comercio internacional desde 1954
Se licúa a –161°C (-256°F)
La licuefacción reduce 600 veces el volumen
En el mundo el contenido de CH4 varía del 80% al 95%
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Oferta de Gas Natural
Existen amplias reservas en regiones de baja o nula demanda
Proyectos de crudo son postergados por falta de mercados para el gas asociado
Restricciones ambientales prohíben ventear o quemar el gas y obliga a su reinyección
El productor está dispuesto a obtener un precio muy bajo, si alguien compra el gas.
