gás natural liquefeito -Liquefied natural gas

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Não confundir com gás liquefeito de petróleo nem com condensado de gás natural (líquidos de gás natural).
Navio de gás natural liquefeito no terminal Świnoujście LNG na Polônia

Gás natural liquefeito ( GNL ) é gás natural (predominantemente metano , CH 4 , com alguma mistura de etano , C 2 H 6 ) que foi resfriado à forma líquida para facilidade e segurança de armazenamento ou transporte não pressurizado. Ele ocupa cerca de 1/600 do volume do gás natural no estado gasoso (em condições padrão de temperatura e pressão ).

O GNL é inodoro , incolor , não tóxico e não corrosivo . Os perigos incluem inflamabilidade após vaporização em estado gasoso, congelamento e asfixia . O processo de liquefação envolve a remoção de certos componentes, como poeira, gases ácidos , hélio , água e hidrocarbonetos pesados , que podem causar dificuldades a jusante. O gás natural é então condensado em um líquido próximo à pressão atmosférica, resfriando-o a aproximadamente -162 °C (-260 °F); a pressão máxima de transporte é fixada em cerca de 25 kPa (4 psi) ( pressão manométrica ), que é cerca de um quarto da pressão atmosférica ao nível do mar.

O gás extraído de depósitos subterrâneos de hidrocarbonetos contém uma mistura variável de componentes de hidrocarbonetos, que geralmente inclui principalmente metano (CH 4 ), junto com etano (C 2 H 6 ), propano (C 3 H 8 ) e butano (C 4 H 10 ) . Outros gases também ocorrem no gás natural, notadamente o CO 2 . Esses gases possuem pontos de ebulição variados e também diferentes valores de aquecimento, permitindo diferentes rotas de comercialização e também diferentes usos. Os elementos "ácidos" como sulfeto de hidrogênio (H 2 S) e dióxido de carbono (CO 2 ), junto com óleo, lama, água e mercúrio, são removidos do gás para fornecer um fluxo de gás limpo e adocicado . A não remoção de grande parte ou de todas essas moléculas ácidas, mercúrio e outras impurezas pode resultar em danos ao equipamento. A corrosão de tubos de aço e a amalgamação de mercúrio em alumínio dentro de trocadores de calor criogênicos podem causar danos dispendiosos.

A corrente de gás é normalmente separada nas frações de petróleo liquefeito (butano e propano), que podem ser armazenadas na forma líquida a uma pressão relativamente baixa, e nas frações mais leves de etano e metano. Essas frações mais leves de metano e etano são então liquefeitas para compor a maior parte do GNL que é enviado.

Durante o século 20, o gás natural foi considerado economicamente sem importância sempre que os campos de petróleo ou gás produtores de gás estivessem distantes dos gasodutos ou localizados em locais offshore onde os gasodutos não eram viáveis. No passado, isso geralmente significava que o gás natural produzido era normalmente queimado , especialmente porque, ao contrário do petróleo, não existia nenhum método viável para armazenamento ou transporte de gás natural além de gasodutos comprimidos para os usuários finais do mesmo gás. Isso significava que os mercados de gás natural eram historicamente inteiramente locais e qualquer produção tinha que ser consumida dentro da rede local ou regional.

Desenvolvimentos de processos de produção, armazenamento criogênico e transporte efetivamente criaram as ferramentas necessárias para comercializar o gás natural em um mercado global que agora compete com outros combustíveis. Além disso, o desenvolvimento do armazenamento de GNL também introduziu uma confiabilidade nas redes que antes era considerada impossível. Dado que o armazenamento de outros combustíveis é relativamente fácil de garantir usando tanques simples, um suprimento para vários meses pode ser armazenado. Com o advento do armazenamento criogênico em larga escala, tornou-se possível criar reservas de armazenamento de gás de longo prazo. Essas reservas de gás liquefeito poderiam ser implantadas a qualquer momento por meio de processos de regaseificação e hoje são o principal meio para as redes lidarem com os requisitos locais de redução de pico .

Um processo típico de GNL.

Conteúdo específico de energia e densidade de energia

O valor de aquecimento depende da fonte de gás usada e do processo usado para liquefazer o gás. A faixa de valor de aquecimento pode abranger ± 10 a 15 por cento. Um valor típico do poder de aquecimento mais alto do GNL é de aproximadamente 50 MJ/kg ou 21.500 BTU/lb. Um valor típico do valor de aquecimento inferior do GNL é 45 MJ/kg ou 19.350 BTU/lb.

Para fins de comparação de diferentes combustíveis, o poder calorífico pode ser expresso em termos de energia por volume, que é conhecida como densidade de energia expressa em MJ/litro. A densidade do GNL é de aproximadamente 0,41 kg/litro a 0,5 kg/litro, dependendo da temperatura, pressão e composição, em comparação com a água de 1,0 kg/litro. Usando o valor médio de 0,45 kg/litro, os valores típicos de densidade de energia são 22,5 MJ/litro (com base no valor de aquecimento mais alto) ou 20,3 MJ/litro (com base no valor de aquecimento mais baixo).

A densidade volumétrica de energia do GNL é aproximadamente 2,4 vezes a do gás natural comprimido (GNC), o que torna econômico o transporte de gás natural por navio na forma de GNL. A densidade de energia do GNL é comparável ao propano e ao etanol , mas é apenas 60% da do diesel e 70% da da gasolina .

História

Experimentos sobre as propriedades dos gases começaram no início do século XVII. Em meados do século XVII, Robert Boyle derivou a relação inversa entre a pressão e o volume dos gases. Mais ou menos na mesma época, Guillaume Amontons começou a investigar os efeitos da temperatura no gás. Vários experimentos com gás continuaram pelos próximos 200 anos. Durante esse tempo, houve esforços para liquefazer os gases. Muitos fatos novos sobre a natureza dos gases foram descobertos. Por exemplo, no início do século XIX, Cagniard de la Tour mostrou que havia uma temperatura acima da qual um gás não podia ser liquefeito. Houve um grande esforço em meados do século XIX para liquefazer todos os gases. Vários cientistas, incluindo Michael Faraday , James Joule e William Thomson (Lord Kelvin) fizeram experimentos nessa área. Em 1886, Karol Olszewski liquefez o metano, o principal constituinte do gás natural. Em 1900, todos os gases foram liquefeitos, exceto o hélio , que foi liquefeito em 1908.

A primeira liquefação de gás natural em larga escala nos Estados Unidos ocorreu em 1918, quando o governo dos Estados Unidos liquefez o gás natural como forma de extrair o hélio, que é um pequeno componente de alguns gases naturais. Este hélio foi destinado para uso em dirigíveis britânicos para a Primeira Guerra Mundial. O gás natural líquido (GNL) não foi armazenado, mas regaseificado e imediatamente colocado na rede de gás.

As principais patentes relacionadas à liquefação do gás natural datam de 1915 e meados da década de 1930. Em 1915, Godfrey Cabot patenteou um método para armazenar gases líquidos a temperaturas muito baixas. Consistia em um design do tipo garrafa térmica que incluía um tanque interno frio dentro de um tanque externo; os tanques sendo separados por isolamento. Em 1937, Lee Twomey recebeu patentes para um processo de liquefação em larga escala de gás natural. A intenção era armazenar o gás natural como um líquido para que pudesse ser usado para reduzir as cargas de pico de energia durante as ondas de frio. Devido aos grandes volumes, não é prático armazenar gás natural, como um gás, próximo à pressão atmosférica. No entanto, quando liquefeito, pode ser armazenado em um volume 1/600 maior. Esta é uma maneira prática de armazená-lo, mas o gás deve ser mantido a -260 °F (-162 °C).

Existem dois processos para liquefazer o gás natural em grandes quantidades. O primeiro é o processo em cascata, no qual o gás natural é resfriado por outro gás que, por sua vez, foi resfriado por outro gás, daí o nome de processo "cascata". Geralmente há dois ciclos em cascata antes do ciclo do gás natural líquido. O outro método é o processo de Linde , com uma variação do processo de Linde, chamado processo de Claude, sendo algumas vezes usado. Nesse processo, o gás é resfriado de forma regenerativa, passando e expandindo-o continuamente por um orifício até que seja resfriado a temperaturas nas quais se liquefaz. Este processo foi desenvolvido por James Joule e William Thomson e é conhecido como efeito Joule-Thomson . Lee Twomey usou o processo em cascata para suas patentes.

Operações comerciais nos Estados Unidos

Exportações de GNL dos EUA 1997 - 2022
Capacidade de gás natural e exportações
  Capacidade de exportação de GNL
  Passo Calcasieu
  Ilha de Elba
  Porto Livre
  cameron
  Corpus Christi
  Cove Point
  Passagem Sabina

A East Ohio Gas Company construiu uma planta comercial de GNL em escala real em Cleveland, Ohio, em 1940, logo após uma planta piloto bem-sucedida construída por sua empresa irmã, Hope Natural Gas Company of West Virginia. Esta foi a primeira planta desse tipo no mundo. Originalmente tinha três esferas, aproximadamente 63 pés de diâmetro contendo GNL a -260 °F. Cada esfera continha o equivalente a cerca de 50 milhões de pés cúbicos de gás natural. Um quarto tanque, um cilindro, foi adicionado em 1942. Tinha uma capacidade equivalente a 100 milhões de pés cúbicos de gás. A planta operou com sucesso por três anos. O gás armazenado era regaseificado e colocado na rede elétrica quando as ondas de frio atingiam e uma capacidade extra era necessária. Isso impediu a negação de gás a alguns clientes durante uma onda de frio.

A fábrica de Cleveland falhou em 20 de outubro de 1944, quando o tanque cilíndrico se rompeu, derramando milhares de galões de GNL sobre a fábrica e a vizinhança próxima. O gás evaporou e pegou fogo, causando 130 mortes. O incêndio atrasou a implementação de instalações de GNL por vários anos. No entanto, nos próximos 15 anos, novas pesquisas sobre ligas de baixa temperatura e melhores materiais de isolamento prepararam o terreno para um renascimento da indústria. Ele reiniciou em 1959, quando um navio Liberty dos EUA na Segunda Guerra Mundial , o Methane Pioneer , convertido para transportar GNL, fez uma entrega de GNL da Costa do Golfo dos EUA para a Grã-Bretanha faminta de energia. Em junho de 1964, o primeiro transportador de GNL do mundo, o Metane Princess , entrou em serviço. Logo depois disso, um grande campo de gás natural foi descoberto na Argélia. O comércio internacional de GNL seguiu rapidamente, pois o GNL foi enviado para a França e a Grã-Bretanha a partir dos campos argelinos. Mais um atributo importante do GNL foi agora explorado. Uma vez liquefeito, o gás natural poderia não apenas ser armazenado com mais facilidade, mas também transportado. Assim, a energia poderia agora ser transportada pelos oceanos via GNL da mesma forma que era transportada na forma de petróleo.

A indústria de GNL dos EUA foi reiniciada em 1965, quando uma série de novas usinas foi construída nos EUA. A construção continuou durante a década de 1970. Essas usinas não eram usadas apenas para redução de pico, como em Cleveland, mas também para abastecimento de carga de base para lugares que nunca tiveram gás natural antes disso. Várias instalações de importação foram construídas na Costa Leste em antecipação à necessidade de importar energia via GNL. No entanto, um recente boom na produção de gás natural dos EUA (2010-2014), possibilitado pelo fraturamento hidráulico ("fracking"), fez com que muitas dessas instalações de importação fossem consideradas instalações de exportação. A primeira exportação de GNL dos EUA foi concluída no início de 2016.

ciclo de vida do GNL

Ciclo de vida do GNL.

O processo começa com o pré-tratamento de uma matéria-prima de gás natural que entra no sistema para remover impurezas como H 2 S , CO 2 , H 2 O, mercúrio e hidrocarbonetos de cadeia superior . O gás de alimentação então entra na unidade de liquefação onde é resfriado entre -145 °C e -163 °C Embora o tipo ou número de ciclos de aquecimento e/ou refrigerantes usados ​​possam variar com base na tecnologia, o processo básico envolve a circulação do gás através bobinas de tubo de alumínio e exposição a um refrigerante comprimido. À medida que o refrigerante é vaporizado, a transferência de calor faz com que o gás nas serpentinas esfrie. O GNL é então armazenado em um tanque isolado de parede dupla especializado à pressão atmosférica , pronto para ser transportado ao seu destino final.

A maior parte do GNL doméstico é transportado por terra em caminhões/reboques projetados para temperaturas criogênicas . O transporte intercontinental de GNL é feito por navios-tanque especiais. Os tanques de transporte de GNL compreendem um compartimento interno de aço ou alumínio e um compartimento externo de carbono ou aço com um sistema de vácuo intermediário para reduzir a quantidade de transferência de calor. Uma vez no local, o GNL deve ser armazenado em tanques de armazenamento isolados a vácuo ou de fundo plano . Quando estiver pronto para distribuição, o GNL entra em uma instalação de regaseificação onde é bombeado para um vaporizador e aquecido de volta à forma gasosa. O gás então entra no sistema de distribuição de gasodutos e é entregue ao usuário final.

Produção

O gás natural alimentado na planta de GNL será tratado para remover água, sulfeto de hidrogênio , dióxido de carbono , benzeno e outros componentes que congelarão sob as baixas temperaturas necessárias para armazenamento ou serão destrutivos para a instalação de liquefação. O GNL normalmente contém mais de 90%  de metano . Ele também contém pequenas quantidades de etano , propano , butano , alguns alcanos mais pesados ​​e nitrogênio. O processo de purificação pode ser projetado para fornecer quase 100%  de metano . Um dos riscos do GNL é uma explosão de transição rápida de fase (RPT), que ocorre quando o GNL frio entra em contato com a água .

A infra-estrutura mais importante necessária para a produção e transporte de GNL é uma planta de GNL que consiste em um ou mais trens de GNL, cada um dos quais é uma unidade independente para liquefação e purificação de gás. Um trem típico consiste em uma área de compressão, área do condensador de propano e áreas de metano e etano .

O maior trem de GNL em operação está no Catar, com capacidade total de produção de 7,8 milhões de toneladas por ano (MTPA). O GNL é carregado em navios e entregue a um terminal de regaseificação, onde o GNL pode se expandir e se reconverter em gás. Os terminais de regaseificação são geralmente conectados a uma rede de distribuição de armazenamento e dutos para distribuir gás natural para empresas locais de distribuição (LDCs) ou usinas independentes (IPPs).

Produção da planta de GNL

As informações da tabela a seguir derivam em parte da publicação da US Energy Information Administration.
Veja também Lista de terminais de GNL

Nome da planta Localização País Começar atualização Capacidade (MTPA) Corporação
Gorgon LNG Ilha Barrow Austrália 2016 15 (3 x 5) Chevron 47%
GLNG Ilha Curtis Austrália 2015 7.8 Santos GLNG
Ichthys Navegar na Bacia Austrália 2016 8,4 (2 x 4,2) INPEX , TotalEnergies 24%
Empreendimento da prateleira noroeste Karratha Austrália 1984 16.3
DLNG: Darwin LNG Darwin, NT Austrália 2006 3.7 Santos Limitada
QLNG: Queensland Curtis LNG Ilha Curtis Austrália ? 8,5 (2 trens) Grupo BG
APLNG: Austrália Pacífico LNG Localização Austrália ? 9,0 (2 trens) Energia de Origem
North West Shelf Venture , fábrica de gás de Karratha Karratha Austrália ? 16.3 (5 trens) Woodside Energy
Plutão GNL Karratha Austrália ? 4.3 (1 trem) Woodside Energy
Wheatstone GNL Ilha Barrow Austrália ? 8.9 (2 trens) Chevron Corporation
FLNG: Prelude flutuante LNG Mar de Timor Austrália ? 3.6 (1 trem) Concha
Das Island I Trens 1–2 Abu Dhabi Emirados Árabes Unidos 1977 3,4 (1,7 x 2) ADGAS ( ADNOC , BP , TotalEnergies , Mitsui )
Das Island II Trem 3 Abu Dhabi Emirados Árabes Unidos 1994 2.6 ADGAS ( ADNOC , BP , TotalEnergies , Mitsui )
Arzew (CAMEL) GL4Z Trens 1–3 Orã Argélia 1964 0,9 (0,3 x 3) Sonatraque . Parado desde abril de 2010.
Arzew GL1Z Trens 1–6 Orã Argélia 1978 7,8 (1,3 x 6) Sonatrach
Trens Arzew GL2Z 1–6 Orã Argélia 1981 8,4 (1,4 x 6) Sonatrach
Skikda GL1K Fase 1 e 2 Trens 1–6 Skikda Argélia 1972/1981 6,0 (total) Sonatrach
Skikda GL3Z Skikda Trem 1 Skikda Argélia 2013 4.7 Sonatrach
Skikda GL3Z Skikda Trem 2 Skikda Argélia 2013 4.5 Sonatrach
Angola LNG Soyo Angola 2013 5.2 divisa
Lumut 1 Lumut Brunei 1972 7.2
Badak NGL AB Bontang Indonésia 1977 4 pertamina
CD Badak NGL Bontang Indonésia 1986 4.5 pertamina
Badak NGL E Bontang Indonésia 1989 3.5 pertamina
Badak NGL F Bontang Indonésia 1993 3.5 pertamina
Badak NGL G Bontang Indonésia 1998 3.5 pertamina
Badak NGL H Bontang Indonésia 1999 3.7 pertamina
Donggi Senoro LNG Luwuk Indonésia 2015 2 Mitsubishi , Pertamina , Medco
Atlântico GNL Point Fortin Trindade e Tobago 1999 Atlântico GNL
Atlântico GNL Point Fortin Trindade e Tobago 2003 9.9 Atlântico GNL
SEGAS GNL Damietta Egito 2004 5.5 SEGAS GNL
GNL egípcio Eu não te conheço Egito 2005 7.2
Bintulu MLNG 1 Bintulu Malásia 1983 7.6 PETRONAS
Bintulu MLNG 2 Bintulu Malásia 1994 7.8 PETRONAS
Bintulu MLNG 3 Bintulu Malásia 2003 3.4 PETRONAS
Nigéria GNL Ilha Bonny Nigéria 1999 23,5 NNPC (49%), Shell (25,6%), TotalEnergies (15%), Eni (10,4%)
Withnell Bay Karratha Austrália 1989
Withnell Bay Karratha Austrália 1995 (7.7)
Sacalina II Sacalina Rússia 2009 9.6.
Iêmen GNL balhaf Iémen 2008 6.7
Projeto GNL Tangguh Papua Barat Indonésia 2009 7.6
Qatargas Trem 1 Ras Laffan Catar 1996 3.3
Qatargas Trem 2 Ras Laffan Catar 1997 3.3
Qatargas Trem 3 Ras Laffan Catar 1998 3.3
Qatargas Trem 4 Ras Laffan Catar 2009 7.8
Qatargas Trem 5 Ras Laffan Catar 2009 7.8
Qatargas Trem 6 Ras Laffan Catar 2010 7.8
Qatargas Trem 7 Ras Laffan Catar 2011 7.8
Rasgas Trem 1 Ras Laffan Catar 1999 3.3
Rasgas Trem 2 Ras Laffan Catar 2000 3.3
Rasgas Trem 3 Ras Laffan Catar 2004 4.7
Rasgas Trem 4 Ras Laffan Catar 2005 4.7
Rasgas Trem 5 Ras Laffan Catar 2006 4.7
Rasgas Trem 6 Ras Laffan Catar 2009 7.8
Rasgas Trem 7 Ras Laffan Catar 2010 7.8
Terminal Qalhat GNL Qalhat Omã 2000 7.3
Melkøya Hammerfest Noruega 2007 4.2 Statoil
EG GNL malabo Guiné Equatorial 2007 3.4 óleo de maratona
Risavika Stavanger Noruega 2010 0,3 Produção de GNL Risavika
Dominion Cove Point GNL Lusby, Maryland Estados Unidos 2018 5.2 Recursos de Domínio

Produção total mundial

Tendências globais de importação de GNL, por volume (em vermelho) e como porcentagem das importações globais de gás natural (em preto) (dados do EIA dos EUA)
Tendências nos cinco principais países importadores de GNL em 2009 (dados da EIA dos EUA)
Ano Capacidade (MTPA)
1990 50
2002 130
2007 160
2014 246

A indústria de GNL desenvolveu-se lentamente durante a segunda metade do século passado porque a maioria das plantas de GNL está localizada em áreas remotas não servidas por dutos e devido aos altos custos de tratamento e transporte de GNL. A construção de uma planta de GNL custa pelo menos US$ 1,5 bilhão por capacidade de 1 MTPA, um terminal de recebimento custa US$ 1 bilhão por capacidade de transferência de 1 bcf/dia e os navios de GNL custam de US$ 200 milhões a US$ 300 milhões.

No início dos anos 2000, os preços para a construção de usinas de GNL, terminais de recebimento e embarcações caíram à medida que novas tecnologias surgiram e mais empresas investiram em liquefação e regaseificação. Isso tendeu a tornar o GNL mais competitivo como meio de distribuição de energia, mas o aumento dos custos dos materiais e a demanda por empreiteiros de construção pressionaram os preços para cima nos últimos anos. O preço padrão de um navio de GNL de 125.000 metros cúbicos construído em estaleiros europeus e japoneses costumava ser de US$ 250 milhões. Quando os estaleiros coreanos e chineses entraram na corrida, o aumento da concorrência reduziu as margens de lucro e melhorou a eficiência, reduzindo os custos em 60%. Os custos em dólares americanos também diminuíram devido à desvalorização das moedas dos maiores estaleiros do mundo: o iene japonês e o won coreano.

Desde 2004, o grande número de encomendas aumentou a demanda por slots de estaleiro, elevando seu preço e aumentando os custos dos navios. O custo de construção por tonelada de uma planta de liquefação de GNL caiu constantemente desde a década de 1970 até a década de 1990. O custo foi reduzido em aproximadamente 35 por cento. No entanto, recentemente, o custo de construção de terminais de liquefação e regaseificação dobrou devido ao aumento do custo de materiais e à escassez de mão de obra qualificada, engenheiros profissionais, projetistas, gerentes e outros profissionais de colarinho branco.

Devido às preocupações com a escassez de gás natural no nordeste dos EUA e o excesso de gás natural no resto do país, muitos novos terminais de importação e exportação de GNL estão sendo contemplados nos Estados Unidos. As preocupações com a segurança de tais instalações criam controvérsia em algumas regiões onde são propostas. Um desses locais é em Long Island Sound, entre Connecticut e Long Island. A Broadwater Energy , um esforço da TransCanada Corp. e da Shell, deseja construir um terminal de importação de GNL no estreito do lado de Nova York. Políticos locais, incluindo o Suffolk County Executive, levantaram questões sobre o terminal. Em 2005, os senadores de Nova York Chuck Schumer e Hillary Clinton também anunciaram sua oposição ao projeto. Várias propostas de terminais de importação ao longo da costa do Maine também foram recebidas com altos níveis de resistência e questionamentos. Em 13 de setembro de 2013, o Departamento de Energia dos EUA aprovou o pedido da Dominion Cove Point para exportar até 770 milhões de pés cúbicos por dia de GNL para países que não têm um acordo de livre comércio com os EUA. Em maio de 2014, a FERC concluiu sua avaliação ambiental do projeto Cove Point LNG, que concluiu que o projeto de exportação de gás natural proposto poderia ser construído e operado com segurança. Outro terminal de GNL está atualmente proposto para a Ilha de Elba , Geórgia. Os planos para três terminais de exportação de GNL na região da Costa do Golfo dos EUA também receberam aprovação federal condicional. No Canadá, um terminal de exportação de GNL está em construção perto de Guysborough , Nova Escócia.

Aspectos comerciais

Comércio global

No desenvolvimento comercial de uma cadeia de valor de GNL, os fornecedores de GNL primeiro confirmam as vendas aos compradores a jusante e, em seguida, assinam contratos de longo prazo (normalmente 20–25 anos) com termos e estruturas estritas para preços de gás. Somente quando os clientes forem confirmados e o desenvolvimento de um projeto greenfield considerado economicamente viável, os patrocinadores de um projeto de GNL poderão investir em seu desenvolvimento e operação. Assim, o negócio de liquefação de GNL tem sido limitado a jogadores com fortes recursos financeiros e políticos. Grandes empresas petrolíferas internacionais (IOCs), como ExxonMobil , Royal Dutch Shell , BP , Chevron , TotalEnergies e empresas petrolíferas nacionais (NOCs), como Pertamina e Petronas , são participantes ativos.

O GNL é transportado para todo o mundo em embarcações marítimas especialmente construídas . A comercialização de GNL é concluída com a assinatura de um SPA (acordo de compra e venda) entre um fornecedor e um terminal receptor e com a assinatura de um GSA (acordo de venda de gás) entre um terminal receptor e os utilizadores finais. A maioria das cláusulas contratuais eram DES ou ex ship , responsabilizando o vendedor pelo transporte do gás. Com baixos custos de construção naval e os compradores preferindo garantir um fornecimento confiável e estável, no entanto, os contratos com prazos FOB aumentaram. Nesses termos, o transporte é da responsabilidade do comprador, que muitas vezes é proprietário de uma embarcação ou assina um contrato de afretamento de longo prazo com transportadoras independentes.

Os acordos de compra de GNL costumavam ser de longo prazo, com relativamente pouca flexibilidade tanto em preço quanto em volume. Se confirmada a quantidade contratual anual, o comprador é obrigado a pegar e pagar pelo produto, ou pagar por ele mesmo que não pegue, no que se chama de contrato de obrigação take-or-pay (TOP).

Em meados da década de 1990, o GNL era um mercado comprador. A pedido dos compradores, os SPAs passaram a adotar algumas flexibilidades de volume e preço. Os compradores tiveram mais flexibilidades ascendentes e descendentes no TOP, e SPAs de curto prazo com menos de 16 anos entraram em vigor. Ao mesmo tempo, também foram permitidos destinos alternativos para cargas e arbitragens. Na virada do século 21, o mercado voltou a favorecer os vendedores. No entanto, os vendedores se tornaram mais sofisticados e agora estão propondo o compartilhamento de oportunidades de arbitragem e se afastando da precificação da curva S. Tem havido muita discussão sobre a criação de um "OGEC" como um equivalente de gás natural da OPEP . A Rússia e o Catar , países com a maior e a terceira maior reserva de gás natural do mundo, finalmente apoiaram esse movimento.

O presidente Trump visita o Cameron LNG Export Terminal na Louisiana , maio de 2019

Até 2003, os preços do GNL seguiram de perto os preços do petróleo. Desde então, os preços do GNL na Europa e no Japão têm sido inferiores aos preços do petróleo, embora a ligação entre o GNL e o petróleo ainda seja forte. Em contraste, os preços nos Estados Unidos e no Reino Unido dispararam recentemente e depois caíram como resultado de mudanças na oferta e no armazenamento. No final dos anos 1990 e início dos anos 2000, o mercado mudou para compradores, mas desde 2003 e 2004, tem sido um forte mercado de vendedores, com net-back como a melhor estimativa de preços.

A pesquisa do Global Energy Monitor em 2019 alertou que até US$ 1,3 trilhão em novas infraestruturas de exportação e importação de GNL atualmente em desenvolvimento correm um risco significativo de ficarem encalhados, pois o gás global corre o risco de se tornar superofertado, principalmente se os Estados Unidos e o Canadá desempenharem um papel maior .

O aumento atual de petróleo e gás não convencionais nos EUA resultou em preços mais baixos de gás nos EUA. Isso levou a discussões nos mercados de gás vinculados ao petróleo da Ásia para importar gás com base no índice Henry Hub. Conferência recente de alto nível em Vancouver, a Cúpula de Energia do Pacífico 2013 A Cúpula de Energia do Pacífico 2013 convocou formuladores de políticas e especialistas da Ásia e dos EUA para discutir as relações comerciais de GNL entre essas regiões.

Existem terminais de recebimento em cerca de 40 países, incluindo Bélgica, Chile, China, República Dominicana, França, Grécia, Índia, Itália, Japão, Coréia, Polônia, Espanha, Taiwan, Reino Unido, Estados Unidos, entre outros. Existem planos para Bahrein, Alemanha, Gana, Marrocos, Filipinas, Vietnã e outros para também construir novos terminais de recebimento ( regaseificação ).

Triagem de Projetos de GNL

Os projetos de GNL de carga básica (grande escala, >1 MTPA) requerem reservas de gás natural, compradores e financiamento. Usar tecnologia comprovada e um empreiteiro comprovado é extremamente importante para investidores e compradores. Reservas de gás necessárias: 1 tcf de gás necessário por Mtpa de GNL ao longo de 20 anos.

O GNL é produzido com maior eficiência de custos em instalações relativamente grandes devido a economias de escala , em locais com acesso marítimo que permitem grandes embarques regulares a granel direto para o mercado. Isso requer um suprimento seguro de gás com capacidade suficiente. Idealmente, as instalações estão localizadas próximas à fonte de gás, para minimizar o custo da infraestrutura intermediária de transporte e o encolhimento do gás (perda de combustível no transporte). O alto custo de construção de grandes instalações de GNL torna essencial o desenvolvimento progressivo de fontes de gás para maximizar a utilização das instalações, e a extensão da vida útil das instalações de GNL existentes e financeiramente depreciadas é econômica. Particularmente quando combinado com preços de venda mais baixos devido à grande capacidade instalada e ao aumento dos custos de construção, isso torna desafiadora a triagem/justificativa econômica para desenvolver novas instalações de GNL, e especialmente greenfield, mesmo que estas possam ser mais ecológicas do que as instalações existentes com todas as partes interessadas preocupações satisfeitas. Devido ao elevado risco financeiro, é habitual assegurar contratualmente o fornecimento/concessão de gás e a comercialização de gás por períodos alargados antes de se proceder a uma decisão de investimento.

Usos

O principal uso do GNL é simplificar o transporte de gás natural da fonte ao destino. Em larga escala, isso é feito quando a origem e o destino estão separados por um oceano. Também pode ser usado quando a capacidade adequada da tubulação não está disponível. Para usos de transporte em grande escala, o GNL é normalmente regaseificado na extremidade receptora e empurrado para a infraestrutura local de gasodutos naturais.

O GNL também pode ser usado para atender a demanda de pico quando a infraestrutura normal de dutos puder atender à maioria das necessidades de demanda, mas não às necessidades de demanda de pico. Essas plantas são normalmente chamadas de GNL Peak Shaving Plants, pois o objetivo é cortar parte da demanda de pico do que é necessário para fora do pipeline de abastecimento.

O GNL pode ser usado para abastecer motores de combustão interna. O GNL está nos estágios iniciais de se tornar um combustível convencional para as necessidades de transporte. Ele está sendo avaliado e testado para aplicações rodoviárias, off-road, marítimas e ferroviárias. Existem problemas conhecidos com os tanques de combustível e fornecimento de gás para o motor, mas, apesar dessas preocupações, a mudança para o GNL como combustível de transporte já começou. O GNL concorre diretamente com o gás natural comprimido como combustível para veículos movidos a gás natural, pois o motor é idêntico. Pode haver aplicações em que caminhões, ônibus, trens e barcos de GNL possam ser econômicos para distribuir regularmente energia de GNL junto com carga geral e/ou passageiros para comunidades menores e isoladas sem uma fonte local de gás ou acesso a gasodutos.

Uso de GNL para abastecer grandes caminhões rodoviários

A China tem sido líder no uso de veículos GNL com mais de 100.000 veículos movidos a GNL nas estradas desde setembro de 2014.

Nos Estados Unidos, o início de uma capacidade pública de abastecimento de GNL está sendo implementado. Um site de rastreamento de centro de abastecimento alternativo mostra 84 centros de combustível de GNL de caminhões públicos em dezembro de 2016. É possível para caminhões grandes fazer viagens cross country, como Los Angeles a Boston, e reabastecer em postos de abastecimento públicos a cada 500 milhas. O Diretório Nacional de Caminhoneiros de 2013 lista aproximadamente 7.000 paradas de caminhões, portanto, aproximadamente 1% das paradas de caminhões dos EUA têm GNL disponível.

Embora em dezembro de 2014 o combustível GNL e os GNVs não fossem levados muito rapidamente para a Europa e era questionável se o GNL algum dia se tornaria o combustível de escolha entre os operadores de frotas, as tendências recentes de 2018 em diante mostram perspectivas diferentes. Durante o ano de 2015, a Holanda introduziu caminhões movidos a GNL no setor de transporte. O governo australiano está planejando desenvolver uma rodovia de GNL para utilizar o GNL produzido localmente e substituir o óleo diesel importado usado por veículos de transporte interestadual.

No ano de 2015, a Índia também teve um pequeno começo transportando GNL em caminhões-tanque movidos a GNL no estado de Kerala. Em 2017, a Petronet LNG está instalando 20 estações de GNL em rodovias ao longo da costa oeste da Índia que conectam Delhi a Thiruvananthapuram, cobrindo uma distância total de 4.500 km via Mumbai e Bengaluru. Em 2020, a Índia planejou instalar 24 postos de abastecimento de GNL ao longo dos 6.000 km de rodovias do Quadrilátero Dourado conectando os quatro metrôs devido à queda dos preços do GNL.

O Japão, o maior importador mundial de GNL, deve usar o GNL como combustível para transporte rodoviário.

Motores de alta potência/alto torque

A cilindrada do motor é um fator importante na potência de um motor de combustão interna . Assim, um motor de 2.000 cc normalmente seria mais potente do que um motor de 1.800 cc, mas isso pressupõe que uma mistura ar-combustível semelhante seja usada.

No entanto, se o motor menor usar uma mistura ar-combustível com maior densidade de energia (como por meio de um turbocompressor), ele poderá produzir mais potência do que o maior queimando uma mistura ar-combustível menos densa em energia. Isso não é facilmente alcançado, pois os turbocompressores são complexos e caros. Assim, para motores de alta potência/alto torque, é preferível um combustível que crie uma mistura ar-combustível mais densa em energia, porque um motor menor e mais simples pode produzir a mesma potência.

Com motores a gasolina e diesel tradicionais, a densidade de energia da mistura ar-combustível é limitada porque os combustíveis líquidos não se misturam bem no cilindro. Além disso, a gasolina e o óleo diesel têm temperaturas e pressões de autoignição relevantes para o projeto do motor. Uma parte importante do projeto tradicional do motor é projetar os cilindros, as taxas de compressão e os injetores de combustível de modo que a pré-ignição seja evitada, mas ao mesmo tempo, tanto combustível quanto possível possa ser injetado, fique bem misturado e ainda tenha tempo para completar o processo. processo de combustão durante o curso de potência.

O gás natural não se inflama automaticamente em pressões e temperaturas relevantes para o projeto tradicional de motores a gasolina e diesel, proporcionando assim mais flexibilidade no projeto de um motor a gás natural. O metano, o principal componente do gás natural, tem uma temperatura de auto-ignição de 580 °C (1.076 °F), enquanto a gasolina e o diesel se auto-inflamam a aproximadamente 250 °C (482 °F) e 210 °C (410 °F), respectivamente.

Com um motor a gás natural comprimido (CNG), a mistura do combustível e do ar é mais eficaz, pois os gases normalmente se misturam bem em um curto período de tempo, mas nas pressões de compressão típicas do GNV, o próprio combustível é menos denso em energia do que a gasolina ou o diesel assim, o resultado é uma mistura ar-combustível menos densa em energia. Assim, para o mesmo motor de cilindrada, um motor movido a GNV não turboalimentado é tipicamente menos potente do que um motor a gasolina ou diesel de tamanho semelhante. Por esse motivo, os turbocompressores são populares nos carros europeus movidos a GNV. Apesar dessa limitação, o motor Cummins Westport ISX12G de 12 litros é um exemplo de motor compatível com GNV projetado para puxar cargas de trator/reboque de até 80.000 libras, mostrando que o GNV pode ser usado na maioria, se não em todas as aplicações de caminhões rodoviários. Os motores ISX G originais incorporavam um turbocompressor para aumentar a densidade de energia ar-combustível.

O GNL oferece uma vantagem exclusiva sobre o GNV para aplicações de alta potência mais exigentes, eliminando a necessidade de um turbocompressor. Como o GNL ferve a aproximadamente -160 °C (-256 °F), usando um trocador de calor simples, uma pequena quantidade de GNL pode ser convertida em sua forma gasosa a uma pressão extremamente alta com o uso de pouca ou nenhuma energia mecânica. Um motor de alta potência projetado adequadamente pode aproveitar essa fonte de combustível gasoso denso de energia de pressão extremamente alta para criar uma mistura ar-combustível de densidade de energia mais alta do que pode ser criada com eficiência com um motor movido a GNV. O resultado quando comparado aos motores GNV é maior eficiência geral em aplicações de motores de alta potência quando a tecnologia de injeção direta de alta pressão é usada. O sistema de combustível Westport HDMI2 é um exemplo de uma tecnologia de injeção direta de alta pressão que não requer um turbocompressor se combinada com a tecnologia apropriada de trocador de calor de GNL. O motor GNL de 13 litros da Volvo Trucks é outro exemplo de motor GNL que utiliza tecnologia avançada de alta pressão.

A Westport recomenda GNV para motores de 7 litros ou menores e GNL com injeção direta para motores entre 20 e 150 litros. Para motores entre 7 e 20 litros, qualquer uma das opções é recomendada. Veja o slide 13 de sua apresentação NGV Bruxelles – Industry Innovation Session

Motores de alta potência nos campos de perfuração de petróleo, mineração, locomotivas e marítimos foram ou estão sendo desenvolvidos. Paul Blomerus escreveu um artigo concluindo que até 40 milhões de toneladas por ano de GNL (aproximadamente 26,1 bilhões de galões/ano ou 71 milhões de galões/dia) poderiam ser necessárias apenas para atender às necessidades globais dos motores de alta potência até 2025 a 2030 .

No final do 1º trimestre de 2015, o Prometheus Energy Group Inc afirmou ter entregue mais de 100 milhões de galões de GNL nos últimos quatro anos para o mercado industrial e continua a adicionar novos clientes.

Uso de GNL em aplicações marítimas

O abastecimento de GNL foi estabelecido em alguns portos por meio de abastecimento de caminhão para navio. Este tipo de abastecimento de GNL é simples de implementar, assumindo que um suprimento de GNL está disponível.

A empresa alimentadora e de transporte marítimo de curta distância Unifeeder opera o primeiro navio porta-contêineres movido a GNL do mundo, o Wes Amelie, desde o final de 2017, transitando entre o porto de Roterdã e o Báltico em uma programação semanal. A empresa de transporte de contêineres Maersk Group decidiu introduzir navios porta-contêineres movidos a GNL. O Grupo DEME contratou a Wärtsilä para alimentar sua draga de classe 'Antigoon' de nova geração com motores de combustível duplo (DF). A Crowley Maritime de Jacksonville, Flórida , lançou dois navios ConRo movidos a GNL, o Coquí e o Taino, em 2018 e 2019, respectivamente.

Em 2014, a Shell encomendou um navio bunker de GNL dedicado. Está planejado para entrar em serviço em Roterdã no verão de 2017

A Convenção Internacional para a Prevenção da Poluição por Navios (MARPOL), adotada pela IMO , determinou que as embarcações marítimas não consumam combustível (bunker, diesel, etc.) com teor de enxofre superior a 0,5% a partir do ano de 2020 dentro águas internacionais e zonas costeiras de países que adotem o mesmo regulamento. A substituição de combustível de bancas com alto teor de enxofre por GNL sem enxofre é necessária em grande escala no setor de transporte marítimo, uma vez que os combustíveis líquidos com baixo teor de enxofre são mais caros do que o GNL. O Japão planeja usar GNL como combustível de bunker até 2020.

A BHP , uma das maiores empresas de mineração do mundo, pretende comissionar navios de transporte de minerais movidos a GNL até o final de 2021.

Em janeiro de 2021, 175 navios movidos a GNL estavam em serviço, com outros 200 navios encomendados.

Uso de GNL em trilhos

A Florida East Coast Railway tem 24 locomotivas GE ES44C4 adaptadas para funcionar com combustível GNL.

Troca

O comércio global de GNL está crescendo rapidamente de insignificante em 1970 para o que se espera ser um valor globalmente substancial até 2020. Como referência, a produção global de petróleo bruto em 2014 foi de 14,6 milhões de metros cúbicos (92 milhões de barris) por dia ou 54.600 terawatt-hora (186,4 quatrilhões de unidades térmicas britânicas ) por ano.

Em 1970, o comércio global de GNL era de 3 bilhões de metros cúbicos (bcm) (0,11 quads). Em 2011, foi de 331 bcm (11,92 quads). Os EUA começaram a exportar GNL em fevereiro de 2016. A previsão de outubro de 2014 da Black & Veatch é que até 2020, os EUA sozinhos exportarão entre 10 a 14 bilhões de pés cúbicos/d (280 a 400 milhões de m 3 /d) ou por valor de aquecimento 3,75 a 5,25 quad (1.100 a 1.540 TWh). A E&Y projeta que a demanda global de GNL pode atingir 400 mtpa (19,7 quads) até 2020. Se isso ocorrer, o mercado de GNL terá aproximadamente 10% do tamanho do mercado global de petróleo bruto, e isso sem contar a grande maioria do gás natural que é entregue via gasoduto diretamente do poço ao consumidor.

Em 2004, o GNL respondeu por 7% da demanda mundial de gás natural. Espera-se que o comércio global de GNL, que aumentou a uma taxa de 7,4 por cento ao ano durante a década de 1995 a 2005, continue a crescer substancialmente. Espera-se que o comércio de GNL aumente 6,7% ao ano de 2005 a 2020.

Até meados da década de 1990, a demanda de GNL estava fortemente concentrada no nordeste da Ásia: Japão, Coréia do Sul e Taiwan . Ao mesmo tempo, os suprimentos da Bacia do Pacífico dominaram o comércio mundial de GNL. O interesse mundial no uso de unidades geradoras de ciclo combinado a gás natural para geração de energia elétrica, juntamente com a incapacidade dos suprimentos de gás natural da América do Norte e do Mar do Norte para atender à crescente demanda, ampliou substancialmente os mercados regionais de GNL. Também trouxe novos fornecedores da Bacia do Atlântico e do Oriente Médio para o comércio.

Políticos russos e ocidentais visitam o projeto Sakhalin-II em 18 de fevereiro de 2009

No final de 2017, havia 19 países exportadores de GNL e 40 países importadores de GNL. Os três maiores exportadores de GNL em 2017 foram Qatar (77,5 MT), Austrália (55,6 MT) e Malásia (26,9 MT). Os três maiores importadores de GNL em 2017 foram o Japão (83,5 MT), a China (39 MT) e a Coreia do Sul (37,8 MT). Os volumes de comércio de GNL aumentaram de 142 MT em 2005 para 159 MT em 2006, 165 MT em 2007, 171 MT em 2008, 220 MT em 2010, 237 MT em 2013, 264 MT em 2016 e 290 MT em 2017. A produção global de GNL foi de 246 MT MT em 2014, sendo a maior parte utilizada no comércio entre países. Durante os próximos anos haveria um aumento significativo no volume do comércio de GNL. Por exemplo, cerca de 59 MTPA de novo fornecimento de GNL de seis novas fábricas chegaram ao mercado apenas em 2009, incluindo:

Em 2006, o Qatar tornou-se o maior exportador mundial de GNL. A partir de 2012, o Catar é a fonte de 25 por cento das exportações mundiais de GNL. A partir de 2017, o Qatar foi estimado para fornecer 26,7% do GNL do mundo.

Os investimentos nas instalações de exportação dos EUA aumentaram em 2013, esses investimentos foram estimulados pelo aumento da produção de gás de xisto nos Estados Unidos e um grande diferencial de preço entre os preços do gás natural nos EUA e os da Europa e Ásia. A Cheniere Energy se tornou a primeira empresa nos Estados Unidos a receber permissão e exportar GNL em 2016. Após um acordo EUA-UE em 2018, as exportações dos EUA para a UE aumentaram. Em novembro de 2021, a produtora americana Venture Global LNG assinou um contrato de vinte anos com a estatal chinesa Sinopec para fornecer gás natural liquefeito. As importações chinesas de gás natural dos Estados Unidos mais que dobrarão. As exportações americanas de gás natural liquefeito para a China e outros países asiáticos dispararam em 2021 , com os compradores asiáticos dispostos a pagar preços mais altos do que os importadores europeus. Isso se inverteu em 2022, quando a maior parte do GNL dos EUA foi para a Europa. Os contratos de exportação de GNL dos EUA são feitos principalmente por 15 a 20 anos.

Importações

Em 1964, o Reino Unido e a França fizeram o primeiro comércio de GNL, comprando gás da Argélia , testemunhando uma nova era de energia.

Em 2014, 19 países exportaram GNL.

Em comparação com o mercado de petróleo bruto, em 2013 o mercado de gás natural representava cerca de 72 por cento do mercado de petróleo bruto (medido em uma base de calor equivalente), do qual o GNL constitui uma parte pequena, mas em rápido crescimento. Grande parte desse crescimento é impulsionado pela necessidade de combustível limpo e algum efeito de substituição devido ao alto preço do petróleo (principalmente nos setores de aquecimento e geração de eletricidade).

Japão, Coréia do Sul , Espanha, França, Itália e Taiwan importam grandes volumes de GNL devido à escassez de energia. Em 2005, o Japão importou 58,6 milhões de toneladas de GNL, representando cerca de 30% do comércio mundial de GNL naquele ano. Também em 2005, a Coréia do Sul importou 22,1 milhões de toneladas e, em 2004, Taiwan importou 6,8 milhões de toneladas. Esses três grandes compradores compram aproximadamente dois terços da demanda mundial de GNL. Além disso, a Espanha importou cerca de 8,2 MTPA em 2006, tornando-se o terceiro maior importador. A França também importou quantidades semelhantes às da Espanha. Após o desastre nuclear de Fukushima Daiichi em março de 2011, o Japão tornou-se um grande importador, respondendo por um terço do total. As importações europeias de GNL caíram 30% em 2012 e caíram ainda mais 24% em 2013, pois os importadores sul-americanos e asiáticos pagaram mais. As importações europeias de GNL atingiram novos patamares em 2019, permaneceram altas em 2020 e 2021 e aumentaram ainda mais em 2022. Os principais contribuintes foram Catar, EUA e Rússia.

Em 2017, as importações globais de GNL atingiram 289,8 milhões de toneladas de GNL. Em 2017, 72,9% da demanda global de GNL estava localizada na Ásia.

desvio de carga

Com base nos SPAs de GNL, o GNL é destinado a destinos pré-acordados, não sendo permitido o desvio desse GNL. No entanto, se o Vendedor e o Comprador fizerem um acordo mútuo, o desvio da carga é permitido - sujeito à divisão do lucro adicional criado por tal desvio, mediante o pagamento de uma multa. Na União Europeia e em algumas outras jurisdições, não é permitida a aplicação da cláusula de participação nos lucros nos SPAs de GNL.

Custo das plantas de GNL

Por um longo período de tempo, as melhorias de projeto em plantas de liquefação e navios-tanque tiveram o efeito de reduzir custos.

Na década de 1980, o custo de construção de uma planta de liquefação de GNL custava US$ 350/tpa (tonelada por ano). Nos anos 2000, era de US$ 200/tpa. Em 2012, os custos podem chegar a US$ 1.000/tpa, em parte devido ao aumento do preço do aço.

Ainda em 2003, era comum assumir que esse era um efeito de “curva de aprendizado” e continuaria no futuro. Mas essa percepção de custos em queda constante para o GNL foi frustrada nos últimos anos.

O custo de construção de projetos greenfield de GNL começou a disparar a partir de 2004 e aumentou de cerca de US$ 400 por tonelada por ano de capacidade para US$ 1.000 por tonelada por ano de capacidade em 2008.

As principais razões para os custos disparados na indústria de GNL podem ser descritas da seguinte forma:

  1. Baixa disponibilidade de empreiteiros EPC como resultado do alto nível extraordinário de projetos petrolíferos em andamento em todo o mundo.
  2. Preços elevados de matérias-primas como resultado do aumento na demanda por matérias-primas.
  3. Falta de mão de obra qualificada e experiente na indústria de GNL.
  4. Desvalorização do dólar americano.
  5. Natureza muito complexa de projetos construídos em locais remotos e onde os custos de construção são considerados alguns dos mais altos do mundo.

Excluindo projetos de alto custo, o aumento de 120% no período 2002-2012 está mais alinhado com a escalada na indústria upstream de petróleo e gás, conforme relatado pelo índice UCCI

A crise financeira global de 2007-2008 causou uma queda geral nos preços das matérias-primas e equipamentos, o que diminuiu um pouco o custo de construção das usinas de GNL. No entanto, em 2012, isso foi mais do que compensado pelo aumento da demanda por materiais e mão de obra para o mercado de GNL.

Plantas de liquefação em pequena escala

Plantas de liquefação de pequena escala são adequadas para picos de consumo em dutos de gás natural, combustível para transporte ou para entregas de gás natural a áreas remotas não conectadas a dutos. Eles normalmente têm um tamanho compacto, são alimentados por um gasoduto e estão localizados próximos ao local onde o GNL será usado. Essa proximidade diminui os custos de transporte e produtos de GNL para os consumidores. Também evita as emissões adicionais de gases de efeito estufa geradas durante o transporte longo.

A planta de GNL de pequena escala também permite a ocorrência de picos de consumo localizados – equilibrando a disponibilidade de gás natural durante os períodos de alta e baixa demanda. Também possibilita que comunidades sem acesso a gasodutos instalem sistemas locais de distribuição e sejam abastecidas com GNL armazenado.

preços de GNL

Existem três sistemas de preços principais nos atuais contratos de GNL:

  • Contrato indexado ao petróleo, usado principalmente no Japão, Coréia, Taiwan e China;
  • Petróleo, derivados e outros contratos indexados a portadores de energia, usados ​​principalmente na Europa Continental; e
  • Contratos indexados ao mercado, usados ​​nos EUA e no Reino Unido.

A fórmula para um preço indexado é a seguinte:

PC = PA + β X

  • BP: parte constante ou preço base
  • β: gradiente
  • X: indexação

A fórmula tem sido amplamente utilizada em SPAs de GNL asiáticos, onde o preço base representa vários fatores não petrolíferos, mas geralmente uma constante determinada pela negociação em um nível que pode evitar que os preços de GNL caiam abaixo de um determinado nível. Assim, varia independentemente da flutuação do preço do petróleo.

Henry Hub Plus

Alguns compradores de GNL já assinaram contratos para futuras cargas com base nos EUA a preços vinculados ao Henry Hub. O preço do contrato de exportação de GNL da Cheniere Energy consiste em uma taxa fixa (taxa de pedágio de liquefação) mais 115% de Henry Hub por milhão de unidades térmicas britânicas de GNL. As taxas de pedágio nos contratos de Cheniere variam: US$ 2,25 por milhão de unidades térmicas britânicas (US$ 7,7/MWh) com o BG Group assinado em 2011; $ 2,49 por milhão de unidades térmicas britânicas ($ 8,5/MWh) com o GNF da Espanha assinado em 2012; e US$ 3,00 por milhão de unidades térmicas britânicas (US$ 10,2/MWh) com as sul-coreanas Kogas e Centrica, assinado em 2013.

Paridade do petróleo

A paridade do petróleo é o preço do GNL que seria igual ao do petróleo bruto por barril de óleo equivalente (BOE). Se o preço do GNL exceder o preço do petróleo bruto em termos de BOE, a situação é chamada de paridade do petróleo quebrada. Um coeficiente de 0,1724 resulta em paridade total do petróleo. Na maioria dos casos, o preço do GNL é inferior ao preço do petróleo bruto em termos de BOE. Em 2009, em vários negócios de carga spot, especialmente no leste da Ásia, a paridade do petróleo se aproximou da paridade total do petróleo ou até mesmo ultrapassou a paridade do petróleo. Em janeiro de 2016, o preço spot do GNL de US$ 5,461 por milhão de unidades térmicas britânicas (US$ 18,63/MWh) quebrou a paridade do petróleo quando o preço do petróleo Brent (≤32 US$/bbl) caiu acentuadamente. No final de junho de 2016, o preço do GNL caiu quase 50% abaixo do preço de paridade do petróleo, tornando-o mais econômico do que o diesel/gasóleo mais poluente no setor de transporte.

Curva S

A maior parte do comércio de GNL é regida por contratos de longo prazo. Muitas fórmulas incluem uma curva S , onde a fórmula de preço é diferente acima e abaixo de um determinado preço do petróleo, para amortecer o impacto dos altos preços do petróleo no comprador e dos baixos preços do petróleo no vendedor. Quando o preço spot do GNL é mais barato do que os contratos indexados ao preço do petróleo de longo prazo, o uso final mais lucrativo do GNL é alimentar motores móveis para substituir o caro consumo de gasolina e diesel.

Na maioria dos contratos de GNL do Leste Asiático, a fórmula de preço é indexada a uma cesta de petróleo bruto importado para o Japão chamada Japan Crude Cocktail (JCC). Nos contratos de GNL indonésio, a fórmula de preço está vinculada ao preço bruto indonésio (ICP).

Na Europa continental, a indexação da fórmula de preço não segue o mesmo formato, variando de contrato para contrato. Preço do petróleo Brent (B), preço do óleo combustível pesado (HFO), preço do óleo combustível leve (LFO), preço do gasóleo (GO), preço do carvão , preço da eletricidade e, em alguns casos, índices de preços ao consumidor e ao produtor são os elementos de indexação de fórmulas de preço.

Revisão de preço

Normalmente existe uma cláusula que permite às partes desencadear a revisão de preços ou a reabertura de preços nos SPAs de GNL. Em alguns contratos existem duas opções para desencadear uma revisão de preço. regulares e especiais. Regulares são as datas que serão acordadas e definidas nos SPAs de GNL para efeitos de revisão de preços.

Qualidade do GNL

A qualidade do GNL é uma das questões mais importantes no negócio de GNL. Qualquer gás que não esteja em conformidade com as especificações acordadas no contrato de compra e venda é considerado gás ou GNL “fora das especificações” (fora das especificações) ou “fora da qualidade”. Os regulamentos de qualidade servem a três propósitos:

1 – garantir que o gás distribuído seja não corrosivo e não tóxico, abaixo dos limites superiores de teor de H 2 S, enxofre total, CO 2 e Hg;
2 – prevenir a formação de líquidos ou hidratos nas redes, através de pontos máximos de orvalho de água e hidrocarbonetos;
3 - permitir a intercambiabilidade dos gases distribuídos, via limites na faixa de variação dos parâmetros que afetam a combustão: teor de gases inertes, valor calorífico, índice de Wobbe , índice de fuligem, fator de combustão incompleta, índice de ponta amarela, etc.

No caso de gás fora de especificação ou GNL, o comprador pode se recusar a aceitar o gás ou GNL e o vendedor deve pagar uma indenização pelos respectivos volumes de gás fora de especificação.

A qualidade do gás ou GNL é medida no ponto de entrega usando um instrumento como um cromatógrafo a gás.

As preocupações mais importantes com a qualidade do gás envolvem o conteúdo de enxofre e mercúrio e o poder calorífico. Devido à sensibilidade das instalações de liquefação aos elementos enxofre e mercúrio, o gás enviado ao processo de liquefação deve ser refinado e testado com precisão para garantir a concentração mínima possível desses dois elementos antes de entrar na planta de liquefação, portanto, não há muito preocupação com eles.

No entanto, a principal preocupação é o poder calorífico do gás. Normalmente, os mercados de gás natural podem ser divididos em três mercados em termos de valor calorífico:

  • Ásia (Japão, Coréia, Taiwan), onde o gás distribuído é rico, com poder calorífico bruto (GCV) superior a 43 MJ/m 3 (n), ou seja, 1.090 Btu/scf,
  • o Reino Unido e os EUA, onde o gás distribuído é pobre, com um GCV geralmente inferior a 42 MJ/m 3 (n), ou seja, 1.065 Btu/scf,
  • Europa Continental, onde a faixa GCV aceitável é bastante ampla: aprox. 39 a 46 MJ/m 3 (n), ou seja, 990 a 1.160 Btu/scf.

Existem alguns métodos para modificar o valor de aquecimento do GNL produzido para o nível desejado. Com o objetivo de aumentar o poder de aquecimento, injetar propano e butano é uma solução. Com o objetivo de diminuir o poder de aquecimento, injeção de nitrogênio e extração de butano e propano são soluções comprovadas. A mistura com gás ou GNL pode ser uma solução; no entanto, todas essas soluções, embora teoricamente viáveis, podem ser caras e logisticamente difíceis de gerenciar em grande escala. O preço enxuto do GNL em termos de valor energético é menor do que o preço rico do GNL.

tecnologia de liquefação

Existem vários processos de liquefação disponíveis para grandes plantas de GNL de carga básica (em ordem de prevalência):

  1. AP-C3MR – projetado pela Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  2. Cascade – projetado por ConocoPhillips
  3. AP-X – projetado pela Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  4. AP-SMR (Single Mixed Refrigerant) – projetado pela Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  5. AP-N (Nitrogen Refrigerant) – projetado pela Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  6. MFC (cascata de fluidos mistos) – projetado por Linde
  7. PRICO (SMR) – desenhado por Black & Veatch
  8. AP-DMR (refrigerante misto duplo) - projetado pela Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  9. Liquefin – projetado por Air Liquide

Em janeiro de 2016, a capacidade nominal global de liquefação de GNL era de 301,5 MTPA (milhões de toneladas por ano), com mais 142 MTPA em construção.

A maioria desses trens usa a tecnologia APCI AP-C3MR ou Cascade para o processo de liquefação. Os outros processos, usados ​​em uma pequena minoria de algumas plantas de liquefação, incluem a tecnologia DMR (refrigerante de mistura dupla) da Shell e a tecnologia da Linde.

A tecnologia APCI é o processo de liquefação mais utilizado em plantas de GNL: de 100 trens de liquefação em operação ou em construção, 86 trens com capacidade total de 243 MTPA foram projetados com base no processo APCI. O processo Cascade da Phillips é o segundo mais utilizado, utilizado em 10 trens com capacidade total de 36,16 MTPA. O processo Shell DMR foi utilizado em três trens com capacidade total de 13,9 MTPA; e, finalmente, o processo Linde/Statoil é usado no trem único Snohvit 4.2 MTPA.

As instalações flutuantes de gás natural liquefeito (FLNG) flutuam acima de um campo de gás offshore e produzem, liquefazem, armazenam e transferem GNL (e potencialmente GLP e condensado ) no mar antes que as transportadoras o enviem diretamente para os mercados. A primeira instalação FLNG está agora em desenvolvimento pela Shell, com conclusão prevista para 2018.

Armazenar

Tanque de armazenamento de GNL na EG LNG

Os tanques modernos de armazenamento de GNL são tipicamente do tipo de contenção total, que possui uma parede externa de concreto protendido e um tanque interno de aço de alto níquel, com isolamento extremamente eficiente entre as paredes. Grandes tanques são de baixa proporção (altura para largura) e cilíndricos em design com aço abobadado ou teto de concreto. A pressão de armazenamento nesses tanques é muito baixa, menos de 10 quilopascais (1,5  psi ). Às vezes, tanques subterrâneos mais caros são usados ​​para armazenamento. Quantidades menores (digamos, 700 metros cúbicos (180.000 US gal) e menos) podem ser armazenadas em vasos de pressão horizontais ou verticais, revestidos a vácuo. Esses tanques podem estar em pressões de menos de 50 a mais de 1.700 kPa (7,3–246,6 psi).

O GNL deve ser mantido frio para permanecer líquido, independentemente da pressão. Apesar do isolamento eficiente, haverá inevitavelmente algum vazamento de calor para o GNL, resultando na vaporização do GNL. Este gás de ebulição atua para manter o GNL frio (consulte " Refrigeração " abaixo). O gás fervente é normalmente comprimido e exportado como gás natural , ou é reliquefeito e devolvido ao armazenamento.

Transporte

Artigos principais: transportadora de GNL e Aviation_fuel § GNL
Modelo de Tanker LNG Rivers , capacidade de GNL de 135.000 metros cúbicos
Interior de um tanque de carga de GNL

O GNL é transportado em navios especialmente projetados com casco duplo , protegendo os sistemas de carga contra danos ou vazamentos. Existem vários métodos especiais de teste de vazamento disponíveis para testar a integridade dos tanques de carga de membrana de uma embarcação de GNL.

Os petroleiros custam cerca de US$ 200 milhões cada.

O transporte e abastecimento é um aspecto importante do negócio de gás, uma vez que as reservas de gás natural estão normalmente bastante distantes dos mercados consumidores. O gás natural tem muito mais volume do que o petróleo para transportar, e a maior parte do gás é transportada por oleodutos. Existe uma rede de gasodutos na antiga União Soviética , Europa e América do Norte. O gás natural é menos denso, mesmo em pressões mais altas. O gás natural viajará muito mais rápido que o petróleo através de um oleoduto de alta pressão, mas pode transmitir apenas cerca de um quinto da quantidade de energia por dia devido à densidade mais baixa. O gás natural é geralmente liquefeito em GNL no final do gasoduto, antes do embarque.

Estão disponíveis tubulações curtas de GNL para uso na movimentação de produtos de embarcações de GNL para armazenamento em terra. Oleodutos mais longos, que permitem que os navios descarreguem GNL a uma distância maior das instalações portuárias, estão em desenvolvimento. Isso requer tecnologia pipe-in-pipe devido aos requisitos para manter o GNL frio.

O GNL é transportado usando caminhões-tanque, vagões-tanque ferroviários e navios especialmente construídos conhecidos como transportadores de GNL . Às vezes, o GNL é levado a temperaturas criogênicas para aumentar a capacidade do navio-tanque. As primeiras transferências comerciais de navio para navio (STS) foram realizadas em fevereiro de 2007 nas instalações de Flotta em Scapa Flow com 132.000 m 3 de GNL passando entre os navios Excalibur e Excelsior. As transferências também foram realizadas pela Exmar Shipmanagement , o proprietário belga do petroleiro no Golfo do México , que envolveu a transferência de GNL de um transportador convencional de GNL para um navio de regaseificação de GNL (LNGRV). Antes deste exercício comercial, o GNL só havia sido transferido entre navios em algumas ocasiões como uma necessidade após um incidente. A Society of International Gas Tanker and Terminal Operators ( SIGTTO ) é o órgão responsável pelos operadores de GNL em todo o mundo e busca disseminar o conhecimento sobre o transporte seguro de GNL no mar.

Além dos navios de GNL, o GNL também é usado em algumas aeronaves .

Terminais

Artigos principais: Lista de terminais de GNL e terminal de gás natural liquefeito

O gás natural liquefeito é usado para transportar gás natural por longas distâncias, muitas vezes por via marítima. Na maioria dos casos, os terminais de GNL são portos construídos especificamente para serem usados ​​exclusivamente para exportar ou importar GNL.

O Reino Unido possui instalações de importação de GNL de até 50 bilhões de metros cúbicos por ano.

Refrigeração

O isolamento, por mais eficiente que seja, não manterá o GNL frio o suficiente por si só. Inevitavelmente, o vazamento de calor aquecerá e vaporizará o GNL. A prática da indústria é armazenar o GNL como um criogênio em ebulição . Ou seja, o líquido é armazenado em seu ponto de ebulição pela pressão em que está armazenado (pressão atmosférica). À medida que o vapor evapora, o calor para a mudança de fase esfria o líquido restante. Como o isolamento é muito eficiente, apenas uma quantidade relativamente pequena de evaporação é necessária para manter a temperatura. Este fenômeno também é chamado de auto-refrigeração .

O gás fervido de tanques de armazenamento de GNL baseados em terra é geralmente comprimido e alimentado para redes de gasodutos de gás natural . Alguns transportadores de GNL usam gás fervente como combustível.

Preocupações ambientais

Protesto contra a extração de gás de xisto nos Estados Unidos, 2016

O gás natural pode ser considerado o combustível fóssil menos prejudicial ao meio ambiente porque tem as menores emissões de CO 2 por unidade de energia e é adequado para uso em usinas de ciclo combinado de alta eficiência. Para uma quantidade equivalente de calor, a queima de gás natural produz cerca de 30% menos dióxido de carbono do que a queima de petróleo e cerca de 45% menos do que a queima de carvão . O biometano é considerado aproximadamente neutro em CO 2 e evita a maior parte das emissões de CO 2 . Se liquefeito (como LBM), tem as mesmas funções que o GNL.

Por quilômetro transportado, as emissões do GNL são menores do que as do gás natural canalizado, o que é um problema particular na Europa, onde quantidades significativas de gás são canalizadas a vários milhares de quilômetros da Rússia. No entanto, as emissões do gás natural transportado sob a forma de GNL são superiores às do gás natural produzido localmente até ao ponto de combustão, sendo as emissões associadas ao transporte mais baixas para este último.

No entanto, na costa oeste dos Estados Unidos, onde até três novos terminais de importação de GNL foram propostos antes do boom do fraturamento hidráulico nos EUA, grupos ambientalistas, como Pacific Environment , Ratepayers for Affordable Clean Energy (RACE) e Rising Tide mudaram-se para opor-se a eles. Eles alegaram que, enquanto as usinas de gás natural emitem aproximadamente metade do dióxido de carbono de uma usina de carvão equivalente, a combustão de gás natural necessária para produzir e transportar GNL para as usinas adiciona 20 a 40% mais dióxido de carbono do que a queima de gás natural sozinho. Um estudo revisado por pares de 2015 avaliou o ciclo de vida completo do GNL produzido nos EUA e consumido na Europa ou na Ásia. Concluiu que a produção global de CO 2 seria reduzida devido à redução resultante na queima de outros combustíveis fósseis.

Símbolo de diamante branco com borda verde usado em veículos movidos a GNL na China

Alguns cientistas e residentes locais levantaram preocupações sobre o efeito potencial da infra-estrutura subterrânea de armazenamento de GNL da Polônia sobre a vida marinha no Mar Báltico . Preocupações semelhantes foram levantadas na Croácia .

Segurança e acidentes

O gás natural é um combustível e uma substância combustível . Para garantir uma operação segura e confiável, são tomadas medidas específicas no projeto, construção e operação das instalações de GNL. No transporte marítimo, os regulamentos para o uso de GNL como combustível marítimo estão definidos no Código IGF .

No estado líquido, o GNL não é explosivo e não pode inflamar. Para que o GNL queime, ele deve primeiro vaporizar, depois se misturar com o ar nas proporções adequadas (a faixa de inflamabilidade é de 5% a 15%) e, então, ser incendiado. Em caso de vazamento, o GNL vaporiza rapidamente, transformando-se em gás (metano mais gases residuais) e misturando-se com o ar. Se esta mistura estiver dentro da faixa de inflamabilidade , há risco de ignição, o que criaria riscos de incêndio e radiação térmica .

A ventilação de gás de veículos movidos a GNL pode criar um risco de inflamabilidade se estacionado em ambientes fechados por mais de uma semana. Além disso, devido à sua baixa temperatura, o reabastecimento de um veículo movido a GNL requer treinamento para evitar o risco de congelamento .

Os navios-tanque de GNL navegaram mais de 100 milhões de milhas sem uma morte a bordo ou mesmo um acidente grave.

Vários acidentes no local envolvendo ou relacionados ao GNL estão listados abaixo:

  • 20 de outubro de 1944 , Cleveland , Ohio, EUA A East Ohio Natural Gas Co. sofreu uma falha em um tanque de GNL. 128 pessoas morreram na explosão e no incêndio . O tanque não tinha parede de contenção do dique e foi feito durante a Segunda Guerra Mundial, quando o racionamento de metal era muito rígido. O aço do tanque era feito com uma quantidade extremamente baixa de níquel , o que significava que o tanque era quebradiço quando exposto à natureza criogênica do GNL. O tanque se rompeu, derramando GNL no sistema de esgoto da cidade. O GNL vaporizou e se transformou em gás, que explodiu e queimou.
  • 10 de fevereiro de 1973 , Staten Island , Nova York, EUA Durante uma operação de limpeza, 42 trabalhadores estavam dentro de um dos tanques de GNL da TETCo , que supostamente havia sido completamente esvaziado dez meses antes. No entanto, ocorreu a ignição, fazendo com que uma nuvem de gás em combustão subisse dentro do tanque. Dois trabalhadores perto do topo sentiram o calor e correram para a segurança do andaime do lado de fora, enquanto os outros 40 trabalhadores morreram quando a tampa de concreto do tanque subiu de 20 a 30 pés no ar e depois caiu de volta, esmagando-os até a morte.
  • 6 de outubro de 1979, Lusby, Maryland , EUA. Uma vedação de bomba falhou na instalação de importação de Cove Point LNG , liberando vapores de gás natural (não GNL), que entraram em um conduíte elétrico. Um trabalhador desligou um disjuntor, que acendeu os vapores de gás. A explosão resultante matou um trabalhador, feriu gravemente outro e causou grandes danos ao prédio. Uma análise de segurança não foi exigida na época e nenhuma foi realizada durante o planejamento, projeto ou construção da instalação. Os códigos nacionais de incêndio foram alterados como resultado do acidente.
  • 19 de janeiro de 2004, Skikda , Argélia . Explosão na instalação de liquefação da Sonatrach LNG. 27 mortos, 56 feridos, três trens de GNL destruídos, um ancoradouro danificado. A produção de 2004 foi reduzida em 76 por cento. A perda total foi de US$ 900 milhões. Uma caldeira a vapor que fazia parte de um trem de liquefação de GNL explodiu, provocando uma enorme explosão de gás hidrocarboneto. A explosão ocorreu onde estavam localizados os armazenamentos de refrigeração de propano e etano. A distribuição no local das unidades causou um efeito dominó de explosões. Ainda não está claro se o GNL ou o vapor de GNL, ou outros gases de hidrocarbonetos que fazem parte do processo de liquefação, iniciaram as explosões. Um relatório, da Equipe de Inspeção do Local do Governo dos Estados Unidos da Planta de LNG Sonatrach Skikda em Skikda, Argélia, de 12 a 16 de março de 2004, citou um vazamento de hidrocarbonetos do sistema de processo de refrigerante (liquefação).

Preocupações com segurança

Veja também: Incidente do Golfo de Omã em junho de 2019

Em 8 de maio de 2018, os Estados Unidos retiraram-se do Plano de Ação Integral Conjunto com o Irã , restabelecendo as sanções do Irã contra seu programa nuclear. Em resposta, o Irã ameaçou fechar o Estreito de Ormuz para a navegação internacional. O Estreito de Ormuz é uma rota estratégica por onde passa um terço do GNL mundial proveniente de produtores do Oriente Médio.

Veja também

Referências

links externos