Gas natural licuado
gas natural en estado líquido
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El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. Se utiliza para monetizar reservas donde no es económico llevar el gas al mercado directamente por gasoducto o consumirlo localmente. El gas natural es transportado en estado líquido, a presión atmosférica y aproximadamente -162 °C, temperatura a la cual el metano, su componente principal, se condensa.[1]De esta forma se hace rentable su transporte ya que en dichas condiciones el volumen ocupado es 1/600 del que ocupará en el momento de su consumo. Se transporta en unos buques especiales llamados metaneros. El GNL es inodoro, incoloro, su densidad (con respecto al agua) es 0,45 y solo se quema si entra en contacto con aire a concentraciones de 5 a 15 %.[2]
El mercado global de GNL ha crecido de forma sostenida en la última década, impulsado en particular por la sustitución del gas ruso transportado por gasoducto en Europa tras la invasión rusa de Ucrania en 2022, y por la creciente demanda de países asiáticos. Estados Unidos se consolidó como el principal exportador mundial de GNL, mientras que países como Catar y Australia mantienen un rol relevante en la oferta global.[3] Además de su uso tradicional en generación eléctrica y consumo doméstico e industrial, el GNL se emplea de forma creciente como combustible en el transporte marítimo, dado que reduce las emisiones de óxidos de azufre, óxidos de nitrógeno y material particulado en comparación con los combustibles derivados del petróleo tradicionalmente usados por los buques.
El GNL suele presentarse como una alternativa con menores emisiones que el carbón, pero su impacto ambiental depende de toda su cadena de producción y transporte. Las fugas de metano (un gas de efecto invernadero mucho más potente que el CO₂ a corto plazo) durante la extracción, licuefacción, transporte y regasificación pueden reducir o incluso anular esa ventaja climática. Además, las terminales de GNL consumen grandes volúmenes de agua de mar y pueden generar vertidos térmicos que alteran los ecosistemas costeros, afectando a la biodiversidad marina y a organismos como el plancton, además de producir aguas residuales industriales que requieren tratamiento.
Impacto ambiental
Emisiones de gases de efecto invernadero
El GNL ha sido promovido por parte de la industria energética y algunos gobiernos como un "combustible puente" hacia una matriz energética con menores emisiones, argumentando que su combustión libera menos CO₂ que el carbón o el petróleo.[4] Sin embargo, diversos estudios han cuestionado esta ventaja climática al incorporar en el análisis las emisiones de toda la cadena de valor — extracción, licuefacción, transporte marítimo y regasificación — y no solo las de la combustión final.[5]
Emisiones fugitivas de metano
El metano (CH₄), componente principal del gas natural, es un potente gas de efecto invernadero cuyo potencial de calentamiento global es varias veces mayor que el del CO₂ en horizontes cortos de tiempo (20 años), aunque suele reportarse con un horizonte de 100 años que subestima su impacto climático de corto plazo. Se producen fugas y venteos de metano en distintas etapas: en la extracción y recolección del gas, en las plantas de licuefacción, y en el transporte marítimo, donde una parte del cargamento se evapora ("boil-off gas") y en algunos buques se usa como combustible de propulsión, con emisiones no combustionadas asociadas ("methane slip").[6]
Según Carbon Tracker, las emisiones fugitivas de la cadena del gas natural no deberían superar aproximadamente el 3% del volumen producido para que este conserve su ventaja climática frente al carbón.[7] Datos satelitales del Observatorio Internacional de Emisiones de Metano (IMEO) de la ONU muestran que, en algunas cadenas de suministro, las fugas de metano detectadas se triplicaron entre 2024 y 2025, con incrementos particularmente marcados en los principales países exportadores.[8]
Para abordar este problema, la Unión Europea aprobó un Reglamento del Metano (EUMR) que exige a los importadores de petróleo y GNL acreditar, a partir del 1 de enero de 2027, sistemas equivalentes de medición, reporte y verificación (MRV) de sus emisiones.[9]
Consumo de agua y vertimientos
Las terminales de regasificación de GNL suelen utilizar agua de mar como medio de calentamiento para vaporizar el gas licuado y devolverlo a estado gaseoso antes de inyectarlo en la red de gasoductos.[10] Este proceso implica captar grandes volúmenes de agua de mar, hacerla circular por intercambiadores de calor, y devolverla al medio marino varios grados más fría (en el caso de la regasificación) o más caliente (en el caso de sistemas de enfriamiento de las plantas de licuefacción), lo que puede alterar la temperatura y salinidad locales del agua.[11][4]
Según organizaciones ambientales, estos cambios físico-químicos pueden afectar a la biodiversidad marina cercana a las instalaciones: se han documentado en distintos países casos de impacto sobre mamíferos marinos y floraciones algales nocivas asociadas a los vertidos térmicos de plantas de GNL.[4] Además, los sistemas de captación de agua de mar pueden actuar como una fuente de mortalidad para el plancton y otros organismos arrastrados junto con el agua de refrigeración.[12]
La construcción de terminales de GNL en zonas costeras ha generado controversia en varios proyectos recientes, con comunidades locales y organizaciones ambientales cuestionando la suficiencia de los estudios de impacto ambiental previos a su aprobación, como en los casos de proyectos en el golfo de California (México) y en la costa rionegrina (Argentina).[13][11]
Historia del GNL
Los orígenes de la tecnología de licuefacción del GNL aparecen alrededor de 1920 cuando se desarrollaron las primeras técnicas de licuefacción del aire. El primer uso de GNL fue para recuperar helio del gas natural. El proceso se basaba en la licuefacción de los hidrocarburos que contenían helio, dejando este último en fase gaseosa; después de la extracción del helio, el GNL se vaporizaba y se vendía 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 como el propano y el butano.
Cadena de procesamiento
Un proyecto de GNL es altamente complejo tanto desde el punto de vista técnico así como del comercial. El proyecto debe 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.)
Proceso de licuefacción
Cuando se extrae el gas natural de los yacimientos subterráneos, a menudo contiene otros materiales y componentes que deben ser eliminados antes de que pueda ser licuado para su uso:
- Helio por su valor económico y por los problemas que podría producir durante el licuado;
- Azufre, corrosivo a equipos;
- Dióxido de carbono, que se solidifica en las condiciones de licuefacción;
- Mercurio, que puede depositarse en instrumentos y falsificar las mediciones;
- Agua, que al enfriar el gas se congelaría formando hielo o bien hidratos que provocarían bloqueos en el equipo si no se eliminaran;
- Hidrocarburos pesados, llamados condensado, que pueden congelarse al igual que el agua y producir bloqueos del equipo y problemas en la combustión del gas.
El GNL producido debe ser usado en procesos de combustión y por lo tanto hay que extraer algunos hidrocarburos para controlar su poder calorífico y el índice de Wobbe. Dependiendo del mercado final, la remoción de etano, propano y otros hidrocarburos debe estar controlada mediante una unidad de remoción de líquidos que puede estar integrada en el proceso de licuefacción.
Proceso de enfriamiento
Para convertir el gas natural en líquido, se enfría el gas tratado hasta aproximadamente -161 °C, que es la temperatura a la cual el metano —su componente principal— se convierte a forma líquida. El proceso de licuefacción es similar al de refrigeración común: se comprimen los gases refrigerantes produciendo líquidos fríos, tales como propano, etano / etileno, metano, nitrógeno o mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural. De este modo, el gas natural se enfría hasta el punto en que se convierte en líquido. Una vez que el gas ha sido licuado se somete a un Efecto Joule-Thomson o expansión con extracción de trabajo para poder almacenarlo a presión atmosférica. El GNL producido se almacena en tanques especiales para ser luego transferido a buques tanques especiales de transporte.
El diseño de estas plantas está gobernado por normas estrictas, en la industria de GNL hay diseños de plantas que se usan industrialmente:
- AP-C3MRTM - diseñado por Air_Products_&_Chemicals, Inc. (APCI) (proceso con intercambiados de tubos en espiral)
- Cascade - diseñado por ConocoPhillips (la cascada optimizada)
- AP-X® - diseñado por Air_Products_&_Chemicals, Inc. (APCI)
- DMR (Dual Mixed Refrigerant)
- SMR (Single Mixed Refrigerant)
- MFC® (mixed fluid cascade) - diseñado por Linde (el triple ciclo refrigerante)
- PRICO® (SMR) - diseñado por Black & Veatch (proceso de caja fría con mezcla refrigerante)
Todos estos procesos son usados en la industria y competencias de diseño son realizadas para seleccionar el proceso que va a generar el proyecto más rentable a lo largo de toda su vida útil.
Existe también una tendencia reciente de construir plantas flotantes de licuefacción. La principal ventaja de este tipo de plantas es en pozos remotos.[14]
Almacenamiento del GNL
El GNL se almacena a -161 °C y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura. El típico tanque de GNL tiene doble pared: una pared externa de hormigón armado, recubierto con acero al carbono, y una pared interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son las principales consideraciones de diseño al construir estos tanques, los cuales se diseñan para soportar terremotos y fuertes vientos.
Transporte del GNL
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) 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.
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.
Otra modalidad de distribución consiste en el transporte de GNL a bordo de cisternas especialmente diseñadas para su carga, desde las plantas regasificadoras que reciben el producto de los buques metaneros, hasta clientes que disponen de depósitos de GNL que están diseñados para almacenar y regasificar el gas para su uso. Esta es la única modalidad de transporte de GNL posible para los clientes a los que no llega el gasoducto convencional.
Accidentes relacionados con el gas natural licuado
La cadena de producción y distribución de GNL está diseñada para evitar fugas y prevenir incendios. Los riesgos más altos son su baja temperatura (criogénica) y su combustibilidad. Los derrames de GNL se evaporan 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 gasóleo, no hay peligro de explosión en lugares abiertos.
A continuación se citan varios accidentes relacionados con el GNL:
- 1944, 20 de octubre. La compañía East Ohio Natural Gas Company tuvo un fallo en un tanque de GNL en Cleveland, Ohio. 128 personas murieron en la explosión. El tanque no tenía un muro de retención, había sido construido durante la Segunda Guerra Mundial, en medio de un estricto racionamiento de metal.
- 1979, Lusby (Maryland), la instalación de GNL de Cove Point sufrió un fallo de una bomba, que liberó vapor de gas, que se infiltró en los conductos eléctricos. Un trabajador cerró un circuito, provocando la ignición de los gases. El resultado fue un trabajador muerto y grandes daños en el edificio.
LNG en diferentes regiones
Plantas de regasificación en España
Las plantas de regasificación de Barcelona, Huelva, Cartagena, Bilbao, Sagunto y Mugardos disponían, a finales de 2008, de una capacidad total de almacenamiento de 2 337 000 m³ de GNL frente a los 2 187 000 m³ del año 2007 y de una capacidad de emisión de 6 562 800 m³(n)/h frente a los 6 212 800 m³(n)/h del año 2007.[15]
Futuro del GNL en América Latina y el Caribe
La región latinoamericana y caribeña no es un actor homogéneo en el mercado del GNL: se divide entre países exportadores, con plantas de licuefacción, y países importadores, que dependen de terminales de regasificación para abastecer su matriz eléctrica.[16]Según el informe 2025 LNG Report de la Unión Internacional del Gas (IGU), la región sumó 13,8 millones de toneladas por año (MTPA) de nueva capacidad de regasificación en 2024, colocándose en tercer lugar a nivel mundial, detrás de Asia y Europa.[17]
Entre los proyectos de exportación en funcionamiento en la región se encuentra Atlantic LNG en Point Fortin, Trinidad y Tobago, uno de los complejos de licuefacción más grandes del hemisferio occidental, con cuatro trenes de producción y una capacidad combinada cercana a 14,8 MTPA. Sin embargo, el país enfrenta un declive crónico en su producción de gas natural, lo que ha llevado a la planta a operar muy por debajo de su capacidad nominal; en 2025, BP confirmó el cierre permanente del Tren 1 del complejo.[18]
Otro proyecto histórico de la región es el del Consorcio Perú LNG, conformado por Hunt Oil, SK Energy, Shell y Marubeni Corporation, en Pampa Melchorita, Ica, inaugurado en 2010, que junto con Trinidad y Tobago sigue siendo uno de los dos exportadores de GNL con capacidad operativa significativa en América Latina.[19]
Argentina
El desarrollo más significativo de la región en los últimos años es el impulso exportador de Argentina, a partir de las reservas de gas no convencional de Vaca Muerta, en la Cuenca Neuquina. En 2025 se aprobó bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) el proyecto Southern Energy (SESA), integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, que prevé instalar en el golfo San Matías, en Río Negro, dos buques de licuefacción flotante (el Hilli Episeyo y el MKII), con una inversión estimada superior a los 15.000 millones de dólares.[20]
México
México, tradicionalmente importador de GNL desde la puesta en marcha de su primera terminal en 2006, ha reorientado varias de sus terminales hacia la exportación, aprovechando su cercanía a los yacimientos de gas de esquisto de Estados Unidos y su posición geográfica estratégica hacia el mercado asiático (evitando el paso por el canal de Panamá).[21] La planta flotante Fast LNG Altamira, de New Fortress Energy, en Tamaulipas, envió su primer cargamento de GNL en agosto de 2024, mientras que la terminal Energía Costa Azul (ECA LNG), en Ensenada, Baja California, desarrollada por Sempra Infrastructure y TotalEnergies, tenía previsto iniciar operaciones comerciales de exportación en el verano de 2026.[22]
Brasil
Brasil, principal importador neto de GNL de la región, aceleró en 2024 su infraestructura de regasificación mediante la incorporación de tres nuevas Unidades Flotantes de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) en Barcarena, São Paulo y Gas Sul, con lo que sus importaciones de GNL se cuadruplicaron respecto al año anterior. El modelo FSRU, de despliegue más rápido y menor costo de inversión que una terminal terrestre, ha ganado protagonismo en la región como respuesta ágil a la variabilidad de la generación hidroeléctrica ante episodios de sequía.[23]
