Gas Natural: De los Fuegos Antiguos al Combustible de la Era Moderna

El gas natural es un combustible fósil compuesto principalmente de metano (típicamente entre el ochenta y el noventa y cinco por ciento), con proporciones menores de etano, propano, butano y otros hidrocarburos, así como gases no hidrocarburos que incluyen nitrógeno, dióxido de carbono y, en ocasiones, sulfuro de hidrógeno. Se forma mediante los mismos procesos geológicos que crean el petróleo — la acumulación y el enterramiento de materia orgánica durante millones de años, seguidos de una transformación bajo calor y presión — y se encuentra tanto en asociación con depósitos de petróleo (gas asociado) como en yacimientos que contienen poco o ningún petróleo (gas no asociado o gas seco).

El gas natural es la fuente de energía principal de mayor crecimiento en el mundo y se ha convertido en el combustible preferido para la generación de electricidad en muchos mercados, desplazando al carbón por razones económicas y de eficiencia. Es el combustible residencial dominante para calefacción y cocina en la mayor parte del mundo desarrollado, la materia prima industrial primaria para la producción de fertilizantes nitrogenados, y el combustible de elección para las centrales eléctricas de ciclo combinado más eficientes. Su combinación de alto contenido energético, combustión limpia (que produce significativamente menos dióxido de carbono, dióxido de azufre y material particulado que el carbón o el petróleo por unidad de energía), facilidad de distribución a través de gasoductos y costo competitivo ha impulsado su ascenso hasta convertirse en la segunda o tercera fuente de energía más grande en la mezcla de energía primaria mundial.

La geopolítica del gas natural difiere de manera importante de la del petróleo. Debido a que el gas natural es más costoso de transportar que el petróleo — es menos denso en energía que el petróleo por volumen, y requiere ya sea compresión en gasoductos o licuefacción y buques especializados (GNL, o gas natural licuado) para su transporte — los mercados de gas natural eran históricamente regionales en lugar de globales. Los países europeos dependían del gas proveniente de depósitos cercanos en el Mar del Norte o de importaciones por gasoducto desde Rusia; los países asiáticos dependían de importaciones de GNL de Indonesia, Malasia, Australia y Medio Oriente. Los Estados Unidos eran esencialmente autosuficientes en gas natural durante la mayor parte del siglo veinte. Solo con la revolución del esquisto y la expansión del comercio de GNL el gas natural se ha convertido en una materia prima más genuinamente global, con precios en diferentes regiones que se correlacionan cada vez más.

La historia del gas natural como fuente de energía comercial es sustancialmente más corta que la del carbón o el petróleo — la producción comercial de gas natural no comenzó hasta mediados del siglo diecinueve — pero su uso en ciertas aplicaciones (fuegos eternos, emanaciones de gas, pozos de gas tempranos) se remonta a miles de años.

Encuentros Antiguos con el Gas Natural

El gas natural emerge a la superficie en muchas partes del mundo donde los depósitos subterráneos de gas están bajo presión y pueden encontrar vías a través de fracturas en la roca. Estas emanaciones han sido observadas y, en algunos casos, explotadas deliberadamente desde la antigüedad.

Las emanaciones de gas natural culturalmente más significativas de la historia fueron las del antiguo Cercano Oriente que dieron origen a los "fuegos eternos" de la religión zoroástrica. El fuego eterno zoroástrico en Bakú, en la orilla occidental del Mar Caspio — en el sitio que hoy ocupa el Templo de Fuego Ateshgah — ardió continuamente durante siglos, alimentado por el gas natural que brotaba de depósitos poco profundos. El templo era un lugar de peregrinación para sacerdotes zoroástricos de Persia y peregrinos hindúes de la India que venían a adorar la sagrada llama eterna. El fuego eterno de Bakú seguía ardiendo cuando los ingenieros rusos llegaron en el siglo diecinueve para iniciar la extracción comercial de petróleo y gas.

El Oráculo de Delfos en la antigua Grecia es considerado actualmente por muchos historiadores y geólogos como asociado al gas natural u otros vapores de hidrocarburos. Plutarco, escribiendo en el siglo primero de la era común, describió el Oráculo como ubicado sobre una fisura de la cual surgían gases que inducían los estados de trance de la Pitia (la sacerdotisa que pronunciaba los oráculos). Los estudios geológicos del sitio de Delfos realizados a finales del siglo veinte y principios del siglo veintiuno encontraron fracturas asociadas con una geología calcárea típica de entornos de emanación de hidrocarburos. El gas natural o los vapores ligeros de hidrocarburos (posiblemente etileno) que podrían haberse acumulado en la cámara del Oráculo podrían haber inducido plausiblemente los estados alterados de consciencia descritos en los relatos antiguos.

La explotación china antigua del gas natural en la provincia de Sichuan es el caso más claramente documentado de uso deliberado de gas en la antigüedad. Textos chinos de aproximadamente el siglo primero de la era común describen el uso de gasoductos de bambú para transportar gas natural desde superficies del terreno que emanaban gas o desde pozos poco profundos hasta las cacerolas de evaporación de sal, donde el gas se quemaba para evaporar la salmuera y producir sal. Las emanaciones de gas natural de Sichuan estaban asociadas con los depósitos de salmuera utilizados para la producción de sal, y la combinación de sal y fuentes de energía en el mismo lugar hizo de la cuenca de Sichuan una de las regiones más desarrolladas industrialmente de la China antigua.

La Montaña Ardiente (Quimera) en Licia (en el suroeste de la actual Turquía) es una emanación de gas natural que ha ardido continuamente desde la antigüedad y sigue ardiendo hoy. Los antiguos griegos creían que el fuego eterno era el aliento de la Quimera — el monstruo mitológico que escupía fuego — y el sitio fue mencionado por Homero. El fuego de la Quimera es alimentado por metano e hidrógeno que emana de rocas metamórficas mesozoicas; el gas contiene proporciones inusualmente altas de hidrógeno, lo que contribuye al color azul distintivo de la llama. El fuego de la Quimera es uno de los fuegos naturales de combustión continua más antiguos del mundo.

La Primera Industria Comercial del Gas: del Gas de Carbón al Gas Natural

Como se describe en el artículo sobre el Carbón, la industria del gas manufacturado — que producía gas de carbón calentando carbón en retortas — suministró gas por tuberías a las ciudades europeas y americanas para alumbrado, cocina y calefacción desde principios del siglo diecinueve. Esta industria creó la infraestructura — gasoductos, medidores, electrodomésticos y la familiaridad del consumidor — sobre la cual la industria del gas natural se construiría posteriormente.

La transición del gas de carbón manufacturado al gas natural ocurrió progresivamente a lo largo de finales del siglo diecinueve y el siglo veinte, impulsada por el descubrimiento de depósitos de gas natural cerca de los centros de población o conectados a ellos. El primer gasoducto de gas natural de larga distancia en los Estados Unidos fue construido en 1886, llevando gas desde los pozos en Murrysville, Pensilvania, hasta Pittsburgh. El gasoducto — de aproximadamente 32 kilómetros de tubería de hierro de dos pulgadas — fue construido por Equitable Gas Company y demostró que el gas natural podía transportarse por gasoducto hasta los consumidores urbanos.

El desarrollo de la tecnología de tubería sin costura y las técnicas mejoradas de soldadura a principios del siglo veinte permitieron la construcción de gasoductos de mayor diámetro y mayor presión, capaces de transportar gas a mayores distancias. El gasoducto Texas-Eastern, completado en 1947, convirtió un gasoducto de productos petroleros de tiempos de guerra (los gasoductos "Big Inch" y "Little Big Inch" construidos para transportar petróleo desde Texas hasta el noreste durante la Segunda Guerra Mundial) al servicio de gas natural, llevando gas del Panhandle de Texas al noreste. Este gasoducto inició la transformación del gas natural estadounidense de un combustible local a uno nacional.

La red de gasoductos interestatales de gas natural en los Estados Unidos creció rápidamente durante las décadas de 1950 y 1960, conectando las regiones productoras de la Costa del Golfo, Texas, Oklahoma y Kansas con los mercados consumidores del noreste, el medio oeste y California. Para la década de 1960, el gas natural había desplazado en gran medida al gas de carbón manufacturado en los Estados Unidos, y la revolución del gas natural en la calefacción residencial y comercial estaba en marcha. Los propietarios de viviendas estadounidenses cambiaron de hornos de carbón a hornos de gas natural en grandes cantidades durante las décadas de 1950 y 1960, atraídos por la limpieza, la conveniencia y el menor costo operativo de la calefacción con gas natural en comparación con el carbón.

Los Descubrimientos de Gas en el Mar del Norte y el Suministro Europeo

El descubrimiento de gas natural en el Mar del Norte en la década de 1960 y el posterior desarrollo de los campos de gas en alta mar europeos transformaron el suministro de energía del noroeste de Europa, proporcionando una fuente abundante y doméstica de gas que redujo la dependencia de los combustibles importados.

El primer gran descubrimiento de gas en el Mar del Norte se realizó en 1959 en Groningen, en los Países Bajos — el campo de gas de Groningen resultó ser uno de los más grandes del mundo, con reservas estimadas en 2.7 billones de metros cúbicos. El descubrimiento de Groningen demostró que la cuenca del Mar del Norte contenía importantes recursos de gas y provocó una oleada de exploración que encontró campos en todos los sectores neerlandés, británico, noruego y danés. El gobierno del Reino Unido subastó licencias en alta mar en 1964, y el primer gran campo de gas del Mar del Norte británico — West Sole — fue descubierto en 1965.

El desarrollo del gas del Mar del Norte requirió tecnología completamente nueva para la perforación y producción en profundidades de agua de entre 50 y 200 metros en las duras condiciones ambientales del Mar del Norte — olas de 15 metros, fuertes corrientes y frecuentes tormentas severas. Las primeras plataformas de producción eran estructuras de acero fijas instaladas en el lecho marino; los desarrollos posteriores utilizaron estructuras de hormigón de base gravitacional y eventualmente sistemas de producción flotantes para los campos noruegos más profundos.

Las exportaciones de gas noruego comenzaron en 1977 con el campo Ekofisk, conectado por gasoducto a la costa alemana en Emden. La red de gasoductos del Mar del Norte se expandió posteriormente para incluir los gasoductos Flags (Far North Liquids and Associated Gas System), Norpipe, Vesterled, Langeled y otros importantes gasoductos que transportan gas noruego y británico a los mercados de Europa continental. El gasoducto Langeled, completado en 2007, transporta gas desde el gigantesco campo Ormen Lange frente a la costa noruega hasta Easington en Yorkshire, Inglaterra — con aproximadamente 1.200 kilómetros, se encuentra entre los gasoductos submarinos más largos del mundo.

Gas Natural Licuado: el Comercio Global del Combustible Congelado

El desarrollo de la tecnología del gas natural licuado (GNL) transformó el gas natural de una materia prima regional, limitada por el alcance de las redes de gasoductos, en una materia prima global que puede comercializarse entre dos ubicaciones cualesquiera con acceso a infraestructura de terminales de GNL. El GNL es gas natural enfriado a aproximadamente menos 162 grados Celsius (menos 260 grados Fahrenheit), temperatura a la cual el metano se licua y ocupa aproximadamente una seiscentésima parte de su volumen gaseoso — lo que lo hace práctico para almacenar y transportar por barco.

La primera planta comercial de GNL fue construida en Cleveland, Ohio, en 1941 por East Ohio Gas Company, principalmente como instalación de nivelación de picos — almacenando gas en forma líquida durante los períodos de baja demanda en verano y revaporizándolo para satisfacer la demanda máxima de invierno. Una falla catastrófica de uno de los tanques de almacenamiento en la instalación de Cleveland en octubre de 1944 — cuando una falla en el metal criogénico permitió que el GNL se filtrara al sistema de alcantarillado, donde se vaporizó y se encendió, matando a 128 personas y destruyendo varias manzanas de la ciudad — demostró tanto el potencial de la tecnología GNL como la importancia crítica de la seguridad de contención. El desastre de Cleveland detuvo el desarrollo del GNL durante más de una década mientras la industria desarrollaba diseños de contención más seguros.

El primer envío transoceánico de GNL del mundo se realizó en enero de 1959 por el Methane Pioneer — un carguero de la Segunda Guerra Mundial convertido y equipado con tanques de GNL de aluminio — que zarpó de Lake Charles, Luisiana, llegando a Canvey Island, Inglaterra, el 20 de febrero de 1959, tras una travesía atlántica de 27 días. Este envío pionero demostró la viabilidad del comercio transoceánico de GNL y abrió el camino para el desarrollo de la industria internacional del GNL. El primer contrato internacional comercial permanente de GNL siguió en 1964, suministrando GNL argelino desde la terminal de Arzew hasta Canvey Island (a través del buque tanque de GNL dedicado Methane Princess) y la terminal de Zeebrugge en Bélgica, estableciendo el modelo comercial que los proyectos de GNL posteriores seguirían.

La industria del GNL creció rápidamente desde finales de la década de 1960 cuando las empresas de servicios públicos japonesas firmaron contratos de suministro a largo plazo con proyectos de GNL de Alaska, Brunéi y Libia para asegurar energía para la economía japonesa de rápido crecimiento. Japón, que no tiene producción doméstica de petróleo o gas de importancia, se convirtió y sigue siendo el mayor importador de GNL del mundo, recibiendo envíos de Australia, Malasia, Qatar, Rusia y múltiples otras fuentes. El modelo de importación de GNL japonés — contratos a largo plazo con precios indexados al petróleo, terminales de recepción dedicadas y estrecha integración con los compradores de servicios públicos — se convirtió en la plantilla para el mercado asiático de GNL que ha dominado el comercio global de GNL durante décadas.

Qatar se convirtió en el mayor exportador de GNL del mundo en las décadas de 2000 y 2010, aprovechando su enorme depósito de gas del North Field (el campo de gas natural más grande del mundo, compartido con el campo South Pars de Irán) para construir la mayor capacidad de exportación de GNL del mundo. Las plantas de GNL RasGas y QataxGas de Qatar, construidas en varias fases desde principios de la década de 1990, le dieron a Qatar una capacidad de producción de GNL de aproximadamente 77 millones de toneladas métricas por año — aproximadamente un cuarto del comercio global de GNL. El éxito del GNL de Qatar transformó al emirato de un estado menor del Golfo en uno de los países más ricos del mundo por PIB per cápita.

La revolución del esquisto en los Estados Unidos y el desarrollo de la capacidad de exportación de GNL estadounidense a partir de 2016 añadieron una nueva fuente importante de suministro de GNL al mercado global. La terminal de GNL de Sabine Pass en Luisiana — construida por Cheniere Energy, el primer exportador de GNL de los Estados Unidos — comenzó las exportaciones en 2016. Para 2022, los Estados Unidos se habían convertido en el mayor exportador de GNL del mundo, con capacidad en las terminales de Sabine Pass, Corpus Christi, Freeport, Elba Island y Cove Point que totalizaba aproximadamente 95 millones de toneladas métricas por año. El GNL estadounidense, con precios basados en Henry Hub (el índice de referencia de precios del gas en los Estados Unidos) en lugar de en la base indexada al petróleo de los contratos a largo plazo tradicionales, proporcionó a los compradores una mayor diversidad de precios y ayudó a crear un mercado global de GNL más líquido.

Rusia y el Gas Europeo: la Historia de una Dependencia Estratégica

Las exportaciones de gas natural de Rusia a Europa representan una de las relaciones energéticas más trascendentales de la historia moderna — una relación que proporcionó a Europa gas confiable y asequible durante cuatro décadas y que simultáneamente creó una dependencia estratégica que se volvió profundamente problemática cuando las relaciones político-europeas con Rusia se deterioraron.

La Unión Soviética comenzó a exportar gas natural a Europa Occidental en 1968, cuando se completó el primer gasoducto a Austria. Las exportaciones de gas soviético a Europa se expandieron de manera constante durante las décadas de 1970 y 1980, impulsadas por los intereses comerciales de ambas partes: la Unión Soviética necesitaba divisas fuertes y tecnología occidental; los países de Europa Occidental (en particular Alemania Occidental) querían energía asequible y estaban dispuestos a ofrecer tanto divisas como financiamiento de equipos tecnológicos para obtenerla. La relación fue controvertida desde el principio en los Estados Unidos, que temía que la dependencia europea del gas soviético le daría a Moscú influencia política. La administración Reagan intentó bloquear la construcción del gasoducto transiberiano a principios de la década de 1980, aplicando sanciones a las empresas europeas que suministraban equipos; los europeos finalmente desafiaron las sanciones y completaron el gasoducto.

Para principios de la década de 2000, Rusia suministraba aproximadamente el cuarenta por ciento del gas natural de Europa a través de una red de importantes gasoductos: el gasoducto Brotherhood a través de Ucrania, el gasoducto Yamal-Europa a través de Bielorrusia y Polonia, el gasoducto Nord Stream 1 bajo el Mar Báltico (completado en 2011) y múltiples otras rutas. Gazprom, la empresa de gas controlada por el Estado ruso, era una de las empresas más grandes del mundo por capitalización bursátil y un instrumento principal del poder estatal ruso.

Las disputas por el gas entre Rusia y Ucrania en 2006 y 2009 — en las que Gazprom cortó el suministro de gas a Ucrania (y por tanto a Europa, que recibía gas a través de los gasoductos ucranianos) durante disputas de precios y pagos — demostraron la vulnerabilidad del suministro europeo de gas a las tensiones político-ucranianas con Rusia. El corte de 2009, que dejó a varios países europeos sin gas durante un período de clima invernal severo, fue un punto de inflexión en el pensamiento europeo sobre seguridad energética. La Unión Europea comenzó a desarrollar políticas para reducir la dependencia de las importaciones de gas y diversificar las rutas de suministro.

La invasión de Ucrania por parte de Rusia en febrero de 2022 y el posterior desacoplamiento energético mutuo — los países europeos eligiendo reducir las importaciones de gas ruso; Rusia cortando los suministros en represalia — produjo la crisis energética más significativa en Europa desde la década de 1970. Los precios europeos del gas se multiplicaron por más de diez respecto a los niveles previos a la crisis en su punto máximo, provocando graves perturbaciones industriales, gasto gubernamental en subsidios energéticos para los hogares y una acelerada transición hacia suministros alternativos y eficiencia energética. Los países europeos aseguraron suministros de emergencia de GNL de los Estados Unidos, Qatar, Noruega y otros lugares, redujeron el consumo de gas a través de programas de eficiencia y sustitución de combustibles, y diversificaron los suministros por gasoducto desde Noruega, Azerbaiyán y el norte de África. Para el invierno de 2022-23, Europa había reemplazado en gran medida las importaciones de gas ruso con fuentes alternativas y medidas de conservación de emergencia.

La Revolución del Gas de Esquisto y los Estados Unidos

La revolución del gas de esquisto — parte del mismo desarrollo tecnológico que produjo la revolución del petróleo de esquisto — transformó los mercados de gas natural en los Estados Unidos y en última instancia a nivel global con una velocidad y completitud que pocos analistas de energía habían anticipado.

La producción de gas natural estadounidense había estado declinando desde su pico en 1973 durante tres décadas cuando el auge del gas de esquisto revirtió la tendencia de manera dramática. El esquisto Barnett en Texas, donde George Mitchell fue pionero en las técnicas de fracturación hidráulica que hicieron económica la producción de gas de formaciones compactas, fue el primer gran juego de gas de esquisto. La producción del Barnett creció de esencialmente cero en 2000 a más de 5 mil millones de pies cúbicos por día para 2010. El esquisto Haynesville en Luisiana, el esquisto Fayetteville en Arkansas y el esquisto Marcellus en Pensilvania y Virginia Occidental le siguieron en rápida sucesión.

El esquisto Marcellus resultó ser uno de los campos de gas natural más grandes de América del Norte. Subyacente a grandes porciones de Pensilvania, Virginia Occidental, Nueva York y Ohio, el Marcellus contiene aproximadamente 141 billones de pies cúbicos de gas recuperable — más que suficiente para abastecer a los Estados Unidos enteros durante varios años. La producción del Marcellus creció de cantidades insignificantes en 2007 a más de 20 mil millones de pies cúbicos por día para mediados de la década de 2010, convirtiendo a Pensilvania en uno de los principales estados productores de gas en los Estados Unidos y transformando la economía energética de los estados del noreste que anteriormente habían dependido en gran medida del GNL importado y del gas canadiense por gasoducto.

El aumento en la producción de gas de esquisto estadounidense empujó los precios del gas natural en Henry Hub de más de ocho dólares por millón de BTU en 2008 a menos de dos dólares por millón de BTU en 2012 — un colapso de precios que hizo el gas natural dramáticamente más barato que el carbón para la generación de electricidad en muchos mercados estadounidenses. Las empresas de servicios públicos de electricidad cambiaron del carbón al gas en gran número: la generación de electricidad a base de carbón en los Estados Unidos cayó de aproximadamente 2.000 teravatios-hora por año en 2007 a aproximadamente 700 teravatios-hora por año para 2020, con la generación de gas natural creciendo de manera correspondiente. El desplazamiento del carbón por el gas redujo significativamente las emisiones de contaminantes atmosféricos del sector eléctrico estadounidense.

Los precios bajos del gas también beneficiaron a los fabricantes estadounidenses, particularmente en industrias de uso intensivo de energía que incluyen productos químicos, acero, fertilizantes y aluminio. Las empresas químicas estadounidenses se beneficiaron del etano barato (un subproducto de la producción de gas de esquisto) como materia prima para la producción de plásticos. Varias grandes inversiones en productos químicos y fertilizantes que anteriormente habían sido planificadas para Medio Oriente o Asia fueron redirigidas a los Estados Unidos, atraídas por la ventaja del gas barato.

Extracción de Gas Natural: desde Pozos Convencionales hasta el Esquisto

El gas natural se extrae de la tierra mediante una amplia variedad de métodos dependiendo de las características geológicas del depósito. El gas convencional se extrae de rocas de yacimiento porosas y permeables (arenisca, caliza) donde el gas se mantiene bajo presión y fluye fácilmente hacia un pozo. El gas no convencional — incluyendo el gas de esquisto, el gas de formaciones compactas (en arenisca de baja permeabilidad) y el metano de capas de carbón — requiere técnicas adicionales de estimulación para permitir la producción comercial.

Los pozos de gas convencionales se perforan de manera similar a los pozos de petróleo, utilizando equipos de perforación rotatoria y lodo de perforación pesado para controlar la presión. Cuando la broca de perforación penetra un yacimiento de gas, el diferencial de presión hace que el gas fluya hacia el pozo y suba por la carcasa hasta la superficie. La terminación del pozo incluye la perforación de la carcasa en el intervalo del yacimiento, el montaje de la tubería de producción y la instalación del equipo del cabezal del pozo para controlar el flujo de gas y desviarlo hacia las instalaciones de procesamiento en superficie.

El procesamiento del gas — separar el metano de los hidrocarburos más pesados asociados, el vapor de agua, el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono — es necesario antes de que la mayor parte del gas natural pueda ser entregado a los gasoductos. El endulzamiento del gas (eliminación del sulfuro de hidrógeno) utiliza absorción química (típicamente un solvente de amina que absorbe selectivamente el gas ácido) en plantas de procesamiento que deben ubicarse cerca de las instalaciones de producción. La extracción de líquidos separa el propano, el butano y los hidrocarburos más pesados (líquidos del gas natural o LGN) del caudal de metano; estos líquidos son productos valiosos por derecho propio, utilizados como combustible GLP y como materias primas petroquímicas.

El metano de capas de carbón (MCC) es gas natural adsorbido en las superficies de las partículas de carbón en las capas de carbón subterráneas. La producción comercial de MCC comenzó en los Estados Unidos a principios de la década de 1980, tras el desarrollo de técnicas para el drenaje de las capas de carbón (el gas se libera a medida que se reduce la presión del agua en la capa de carbón) y la perforación de pozos horizontales a través del carbón. La producción de MCC contribuyó significativamente al suministro de gas estadounidense en las décadas de 1990 y 2000; Australia, China y Canadá también han desarrollado importantes industrias de MCC.

Principales Países Productores y Consumidores de Gas Natural

La geografía de la producción y el consumo de gas natural refleja una distribución diferente a la del petróleo, con grandes reservas concentradas en Rusia, Medio Oriente y Asia Central.

Rusia tiene las mayores reservas de gas natural del mundo y ha sido el mayor o segundo mayor productor del mundo durante décadas. La vasta cuenca del oeste de Siberia de Rusia — que incluye los gigantescos campos de Urengoy, Yamburg y Medvezhye — contiene más gas que cualquier otra región fuera de Medio Oriente. Gazprom, la empresa de gas controlada por el Estado ruso, produce aproximadamente el sesenta al setenta por ciento del gas ruso; el resto proviene de productores independientes que incluyen Novatek y las empresas petroleras.

Irán tiene las segundas mayores reservas de gas natural del mundo, principalmente en el gigantesco campo South Pars en el Golfo Pérsico (que es la porción iraní de la misma estructura geológica que el North Field de Qatar). El consumo doméstico de gas de Irán es muy elevado — el gas está fuertemente subsidiado y se usa ampliamente para calefacción industrial y residencial, generación de electricidad y combustible vehicular — lo que deja un excedente limitado para exportación. Irán exporta algo de gas a Turquía e Irak por gasoducto, pero su potencial como exportador importante de GNL ha sido limitado por las sanciones internacionales y la dificultad de financiar grandes inversiones de capital.

Los Estados Unidos se convirtieron en el mayor productor de gas natural del mundo en 2009, impulsados por la revolución del esquisto, y han mantenido esa posición desde entonces. El gas estadounidense se produce principalmente en la Cuenca Pérmica, la región de los Apalaches y la Costa del Golfo. Los Estados Unidos exportan GNL y también volúmenes significativos por gasoducto a México y Canadá.

Qatar, con sus reservas de gas del North Field, exporta la gran mayoría de su producción como GNL a clientes asiáticos y europeos, convirtiéndolo en uno de los mayores exportadores de gas del mundo por volumen a pesar de su pequeño tamaño geográfico.

Australia ha experimentado una importante expansión de la capacidad de exportación de GNL desde 2010, construyendo múltiples proyectos de GNL en Queensland (gas de capas de carbón), Australia Occidental (Gorgon, Wheatstone, Northwest Shelf) y el Territorio del Norte (Ichthys, Darwin LNG). Australia es ahora uno de los tres mayores exportadores de GNL del mundo, compitiendo con Qatar y los Estados Unidos por el primer puesto.

Turkmenistán tiene las cuartas mayores reservas de gas natural del mundo, principalmente en el gigantesco campo Galkynysh (South Yolotan), que es uno de los campos de gas más grandes del mundo. Turkmenistán exporta gas principalmente a China a través del Gasoducto de Gas de Asia Central-China y a Rusia, que luego lo rev