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液化天然ガス（LNGとも呼ばれる）は、非加圧貯蔵や輸送の容易性と安全性を確保するために、天然ガス（主にメタン（CH₄ ）とエタン（C₂H₆ ）の混合物）を冷却して液化したものです。標準温度・圧力下では、気体状態の天然ガスの約600分の1の体積になります。
LNGは無臭、無色、無毒、非腐食性です。危険性としては、気化してガス状になった後の可燃性、凍結、窒息などが挙げられます。液化プロセスでは、下流工程でプロセス障害を引き起こす可能性のある粉塵、二酸化炭素、ヘリウム、水、重質炭化水素などの成分を除去します。天然ガスは、約-162 ℃（-260 °F）まで冷却することで、大気圧に近い状態で液体に凝縮されます。最大輸送圧力は約127kPa （18psi ）に設定されており、これは海面における大気圧の約1.25倍です。ガス流は通常、液化石油留分（ブタンとプロパン）と、より軽いエタンおよびメタン留分に分離されます。これらの軽いメタンおよびエタン留分が、液化および貯蔵されるLNGの大部分を構成します。
20世紀後半以前は、天然ガスは主に石油生産の副産物と考えられていました。生産プロセス、極低温貯蔵、輸送の発展により、天然ガスの商業化が可能になり、現在では他の燃料と競合するグローバル市場が形成されました。LNG貯蔵の発展により、天然ガスの輸送ははるかに信頼性の高いものになりました。他の燃料に使用される単純なタンク貯蔵とは異なり、天然ガスは以前はガス漏れを防ぐのが難しいため、長期間貯蔵することができませんでした。大規模な極低温貯蔵により、天然ガスについても信頼性の高い長期貯蔵備蓄を構築することが可能になりました。これらの液化ガス備蓄は再ガス化プロセスによって迅速に展開でき、今日ではネットワークが地域のピークカット要件に対応するための主要な手段となっています。[ 1 ]
LNGの生産はエネルギー集約型のプロセスであり、少数の国に集中しており、通常、他国で使用するためにLNGを輸出するための専用の港湾が必要となります。2023年時点で、米国、オーストラリア、カタールがLNG輸出能力が最も高く、中国、日本、韓国が最大の輸入国でした。[ 2 ] IEAの2025年の報告書では、今後10年間でさらに生産能力が増加すると予測されています。[ 3 ]このような生産の極度な集中は、世界のサプライチェーンにボトルネックを生み出し、2026年のイラン戦争はカタールのLNG輸出に影響を与え、LNGへのアクセスとコストに波及効果をもたらしました。[ 4 ]
発熱量は、使用されるガスの供給源とガスを液化するために使用されるプロセスによって異なります。発熱量の範囲は±10～15パーセントに及ぶことがあります。LNGの高位発熱量の典型的な値は約50 MJ/kgまたは21,500 BTU/lbです。[ 5 ] LNGの低位発熱量の典型的な値は45 MJ/kgまたは19,350 BTU/lbです。
異なる燃料を比較するために、発熱量は体積あたりのエネルギーで表すことができ、これはMJ/リットルで表されるエネルギー密度として知られています。LNGの密度は、温度、圧力、組成によって異なりますが、およそ0.41 kg/リットルから0.5 kg/リットルです[ 6 ] 。一方、水は1.0 kg/リットルです。中央値である0.45 kg/リットルを使用すると、典型的なエネルギー密度の値は、22.5 MJ/リットル（高発熱量に基づく）または20.3 MJ/リットル（低発熱量に基づく）になります。
LNGの体積エネルギー密度は圧縮天然ガス（CNG）の約2.4倍であり、そのためLNGの形で船舶で天然ガスを輸送することは経済的である。LNGのエネルギー密度はプロパンやエタノールと同程度であるが、ディーゼルの60％ 、ガソリンの70％に過ぎない。[ 7 ]
17世紀半ばまでに、ロバート・ボイルは気体の圧力と体積の間に逆相関関係があることを導き出した。ほぼ同時期に、ギヨーム・アモントンは気体に対する温度の影響を研究していた。19世紀初頭、カニャール・ド・ラ・トゥールは、気体が液化できない温度が存在することを示した。1886年、カロル・オルシェフスキは天然ガスの主成分であるメタンを液化した。[ 8 ]
米国で初めて大規模な天然ガス液化が行われたのは1918年で、米国政府が天然ガスからヘリウムを抽出する方法として天然ガスを液化しました。ヘリウムは天然ガスのごく一部に含まれる成分です。このヘリウムは第一次世界大戦中のイギリスの飛行船で使用する予定でした。液化天然ガス（LNG）は貯蔵されず、再ガス化されてすぐにガス本管に送られました。[ 9 ]
天然ガスは体積が大きいため、大気圧に近い状態でガスとして貯蔵することは現実的ではありません。しかし、液化すれば、体積を1/600に減らして貯蔵することができます。これは実用的な貯蔵方法ですが、ガスは-260 °F（-162 °C）に保つ必要があります。
天然ガス液化に関する主要な特許は、1915年と1930年代半ばに取得されたものです。1915年、ゴッドフリー・キャボットは、液体ガスを極低温で貯蔵する方法の特許を取得しました。これは、断熱材で隔てられた外側タンクの内側に冷たい内側タンクを備えた魔法瓶型の設計でした。 [ 10 ] [ 11 ]
1937年、リー・トゥーミーは天然ガスの大規模液化プロセスの特許を取得しました。その目的は、天然ガスを液体として貯蔵し、寒波時のピーク時のエネルギー負荷を支えるために使用できるようにすることでした。トゥーミーはリンデ法の変種を使用しました。このプロセスでは、ガスはオリフィスを通して連続的に通過および膨張させることにより再生冷却され、液化する温度まで冷却されます。このプロセスはジェームズ・ジュールとウィリアム・トムソンによって開発され、ジュール・トムソン効果として知られています。[ 12 ] [ 13 ] [ 14 ]リンデ法の変種であるクロード法が使用されることもあります。
カスケードプロセスは1960年代に登場しました。フィリップス石油会社のエンジニアは、プロパンによる予冷、エチレン（またはエタン）による中間冷却、メタンによる最終液化という3つの連続した冷凍サイクルを採用した最適化カスケードプロセスを開発しました。この段階的なアプローチにより、熱力学的効率と運転安定性が向上しました。これは、1969年にアラスカのケナイLNGプラントで初めて商業的に適用されました。ケナイLNGプラントは、米国初のベースロードLNG輸出施設です。 [ 15 ] [ 16 ]
イースト・オハイオ・ガス社は、姉妹会社であるウェストバージニア州のホープ・ナチュラル・ガス社がパイロットプラントを成功させた直後の1940年、オハイオ州クリーブランドに本格的な商業用LNGプラントを建設しました。これは世界初のLNGプラントでした。当初は直径約63フィート（19メートル）の球形タンク3基に、 -260 °F（-162 °C）のLNGが貯蔵されていました。各球形タンクには、約5,000万立方フィート（140万立方メートル）の天然ガスに相当する量が貯蔵されていました。1942年には、4基目のタンク（シリンダー）が追加されました。このタンクの容量は、1億立方フィート（280万立方メートル）に相当しました。プラントは3年間順調に稼働しました。貯蔵されたガスは、寒波が発生して供給能力の増強が必要になった際に再ガス化され、幹線に供給されました。これにより、寒波の際に一部の顧客へのガス供給が停止されることを回避できました。
クリーブランドの工場は、1944 年 10 月 20 日に円筒形のタンクが破裂し、数千ガロンの LNG が工場と近隣地域に流出したことで機能不全に陥った。ガスは蒸発して引火し、130 人の死者を出した。[ 17 ]この火災により、LNG 施設のさらなる導入は数年間遅れた。しかし、その後 15 年間にわたって低温合金やより優れた断熱材に関する新たな研究が行われ、この産業の復活の土台が築かれた。1959 年に、第二次世界大戦時の米国のリバティ船であるメタンパイオニア号がLNG 輸送用に改造され、米国のメキシコ湾岸からエネルギー不足の英国に LNG を輸送したことで、この産業は再開した。1964 年 6 月には、世界初の LNG 専用船であるメタン プリンセス号が就航した。[ 18 ]その後まもなく、アルジェリアで大規模な天然ガス田が発見された。アルジェリアのガス田からフランスや英国に LNG が輸送されるようになり、LNG の国際貿易が急速に始まった。
米国のLNG産業は1965年に多数の新プラント建設で再開し、1970年代まで続いた。これらのプラントはクリーブランドのようにピークカットに利用されただけでなく、それまで天然ガスが供給されていなかった地域へのベースロード供給にも利用された。LNGによるエネルギー輸入の必要性を見越して、東海岸には多数の輸入施設が建設された。しかし、2010年現在、水圧破砕法（「フラッキング」）により米国の天然ガス生産が急増し、輸入施設が輸出施設に転用されるようになった。米国初のLNG輸出は2016年初頭に完了した。[ 19 ]
2023年までに米国は世界最大の輸出国となり、既に建設中または許可済みのプロジェクトにより、2027年までに輸出能力は倍増する見込みである。[ 20 ]最大の輸出国は、 Cheniere Energy Inc.、Freeport LNG、Venture Global LNG Inc.である。 [ 21 ]米国エネルギー情報局は、米国が2023年に4.3兆立方フィート（1.2 × 10 11 m 3 ）を輸出したと報告している。 [ 22 ]
このプロセスは、システムに入る天然ガス原料の前処理から始まり、H₂S、CO₂ 、H₂O 、水銀、およびより鎖長の長い炭化水素などの不純物が除去されます。原料ガスはその後、液化ユニットに入り、-145 °C ～ -163 °C まで冷却されます。[ 23 ] 加熱サイクルの種類や回数、および/または使用される冷媒は技術によって異なる場合がありますが、基本的なプロセスは、ガスをアルミニウム管コイルに通して圧縮冷媒にさらすことです。[ 23 ]冷媒が気化すると、熱伝達によりコイル内のガスが冷却されます。[ 23 ] LNG はその後、大気圧の特殊な二重壁断熱タンクに貯蔵され、最終目的地への輸送準備が整います。[ 23 ]
国内のLNGのほとんどは、極低温用に設計されたトラック/トレーラーで陸路輸送されます。[ 23 ] 大陸間のLNG輸送は、特別なタンカー船で行われます。LNG輸送タンクは、内部の鋼鉄またはアルミニウム製の区画と、熱伝達量を減らすために間に真空システムを備えた外部の炭素または鋼鉄製の区画で構成されています。[ 23 ]現場に到着したら、LNGは真空断熱または平底の貯蔵タンクに保管する必要があります。[ 23 ]配送準備が整うと、LNGは再ガス化施設に入り、そこで気化器にポンプで送られ、加熱されて再び気体になります。[ 23 ]その後、ガスはガスパイプライン配給システムに入り、エンドユーザーに届けられます。[ 23 ]
LNGプラントに供給される天然ガスは、貯蔵に必要な低温で凍結したり、液化設備に損傷を与えたりする水、硫化水素、二酸化炭素、ベンゼンなどの成分を除去するために処理されます。LNGは通常、90%以上のメタンを含みます。また、少量のエタン、プロパン、ブタン、いくつかの重質アルカン、窒素も含まれています。精製プロセスは、ほぼ100%のメタンが得られるように設計できます。LNGのリスクの1つは、低温のLNGが水と接触したときに発生する急速相転移爆発（RPT）です。[ 24 ]
LNGの生産と輸送に必要な最も重要なインフラは、1つまたは複数のLNGトレインからなるLNGプラントであり、各トレインはガスの液化と精製を行う独立したユニットである。典型的なトレインは、圧縮エリア、プロパン凝縮エリア、メタンおよびエタンエリアで構成される。
稼働中のLNGプラントの中で最大規模を誇るのはカタールのプラントで、 年間生産能力は780万トン（MTPA）です。LNGは船舶に積み込まれ、再ガス化ターミナルに運ばれます。そこでLNGは膨張し、ガスに再変換されます。再ガス化ターミナルは通常、貯蔵・パイプライン網に接続され、天然ガスを地域の配給会社（LDC）や独立系発電所（IPP）に供給します。
以下の表の情報は、米国エネルギー情報局の刊行物から一部引用しています。[ 25 ] LNGターミナル一覧 も参照してください。
LNG産業は、20世紀後半にはゆっくりと発展しました。その理由は、ほとんどのLNGプラントがパイプラインが敷設されていない遠隔地に位置していること、そしてLNGの処理と輸送に高額な費用がかかるためです。LNGプラントの建設には、年間 100 万トンの処理能力あたり少なくとも15億ドル、受入ターミナルの建設には 1日あたり10億立方フィートの処理能力あたり10億ドル、LNG船の建設には2億ドルから 3億ドルの費用がかかります 。
2000年代初頭、新たな技術の登場と液化・再ガス化への投資拡大に伴い、LNGプラント、受入ターミナル、船舶の建設価格は下落した。これにより、エネルギー供給手段としてのLNGの競争力は高まったが、ここ数年は資材費の高騰と建設請負業者への需要増により、価格上昇圧力が強まっている。かつては、欧州と日本の造船所で建造される12万5000立方メートルのLNG船の標準価格は2億5000 万米ドルだった。韓国と中国の造船所が参入すると、競争激化により利益率が低下し、効率性が向上し、コストは60%削減された。また、世界最大の造船国である日本円と韓国ウォンの通貨切り下げにより、米ドル建てのコストも低下した。
2004年以降、大量の受注により造船所のスロット需要が増加し、価格が上昇し、船舶コストが増加した。LNG液化プラントの1トン当たりの建設コストは、1970年代から1990年代にかけて着実に低下し、約35%減少した。しかし、近年、材料費の高騰と熟練労働者、専門技術者、設計者、管理者、その他のホワイトカラー専門家の不足により、液化・再ガス化ターミナルの建設コストは2倍になった。
米国北東部では天然ガス不足が懸念され、その他の地域では天然ガスが余剰となっているため、米国では多くの新しいLNG輸入・輸出ターミナルが検討されている。こうした施設の安全性に関する懸念から、提案されている地域によっては論争が起きている。そのような場所の一つが、コネチカット州とロングアイランドの間にあるロングアイランド湾である。トランスカナダ社とシェル社による共同事業であるブロードウォーター・エナジー社は、ニューヨーク側の湾にLNG輸入ターミナルを建設したいと考えている。サフォーク郡長を含む地元の政治家たちは、このターミナルについて疑問を呈した。2005年には、ニューヨーク州選出の上院議員チャック・シューマーとヒラリー・クリントンもこのプロジェクトへの反対を表明した。[ 41 ]メイン州 沿岸のいくつかの輸入ターミナル計画も、強い抵抗と疑問に直面した。 2013 年 9 月 13 日、米国エネルギー省は、米国と自由貿易協定を結んでいない国々に 1 日あたり最大7億7,000万立方フィート (2,200 万m 3 )の LNG を輸出するというDominion Cove Pointの申請を承認した[ 42 ] 2014 年 5 月、FERC は Cove Point LNG プロジェクトの環境評価を完了し、提案された天然ガス輸出プロジェクトは安全に建設および運営できると結論付けた[ 43 ]別の LNG ターミナルが現在、米国ジョージア州エルバ島に提案されている[ 44 ]米国メキシコ湾岸地域の 3 つの LNG 輸出ターミナルの計画も、条件付きで連邦政府の承認を受けている[ 42 ] [ 45 ]カナダでは、ノバスコシア州ガイズボロ近郊で LNG 輸出ターミナルが建設中である[ 46 ]
LNGバリューチェーンの商業開発において、LNG供給業者はまず下流の購入者への販売を確定し、その後、ガス価格に関する厳格な条件と構造を定めた長期契約（通常20～25年）を締結します。顧客が確定し、新規プロジェクトの開発が経済的に実現可能と判断された場合にのみ、LNGプロジェクトのスポンサーは開発と運営に投資することができます。そのため、LNG液化事業は、強力な資金力と政治的影響力を持つ企業に限られてきました。エクソンモービル、ロイヤル・ダッチ・シェル、BP、シェブロン、トタルエナジーズなどの大手国際石油会社（IOC）や、アラムコ、ペトロナスなどの国営石油会社（NOC）が、この分野で活発に活動しています。
LNGは、特別に建造された外航船で世界中に輸送されます。LNGの取引は、供給者と受入ターミナル間のSPA（売買契約）の締結、および受入ターミナルとエンドユーザー間のGSA（ガス販売契約）の締結によって完了します。[ 47 ]契約条件のほとんどはDESまたはex shipであり、ガスの輸送は売主の責任でした。
LNGの購入契約は従来、長期契約が一般的で、価格と数量の両面で柔軟性は比較的低かった。年間契約数量が確定すると、購入者は製品を引き取って代金を支払う義務を負うか、引き取らなかった場合でも代金を支払う義務を負う。これはテイク・オア・ペイ契約（TOP契約）と呼ばれる。
1990年代半ば、LNG市場は買い手優位の市場だった。買い手の要望により、売買契約（SPA）では数量と価格に関して一定の柔軟性が認められるようになった。買い手はTOP（輸送価格）の上下変動幅が拡大し、16年未満の短期売買契約も締結されるようになった。同時に、貨物の代替輸送先や裁定取引も認められるようになった。21世紀に入ると、市場は再び売り手優位となった。しかし、売り手はより洗練され、現在では裁定取引機会の共有を提案し、S字カーブ価格設定から脱却しつつある。
2019年のグローバル・エネルギー・モニターの調査では、現在開発中の最大1兆3000億米ドル の新規LNG輸出入インフラが座礁資産となる重大なリスクにさらされていると警告している。これは、特に米国とカナダがより大きな役割を果たす場合、世界のガス供給過剰のリスクがあるためである。また、経済の脱炭素化に伴い、LNGの需要は減少するだろう。[ 48 ]
米国における非在来型石油・ガスの現在の急増は、米国のガス価格の低下をもたらした。これにより、アジアの石油関連ガス市場では、ヘンリーハブ指数に基づいてガスを輸入するという議論が行われている。[ 49 ]
受入ターミナルは約40か国[ 50 ]に存在し、ベルギー、チリ、中国、ドミニカ共和国、フランス、ギリシャ、インド、イタリア、日本、韓国、ポーランド、スペイン、台湾、英国、米国などが含まれる。バーレーン、ドイツ、ガーナ、モロッコ、フィリピン、ベトナム[ 51 ]などでも新たな受入（再ガス化）ターミナルの建設が計画されている。
ベースロード（大規模、1 MTPA超）LNGプロジェクトには、天然ガス埋蔵量[ 52 ] 、購入者[ 53 ]、および資金調達が必要です。実績のある技術と実績のある請負業者を使用することは、投資家と購入者の両方にとって非常に重要です。[ 54 ]必要なガス埋蔵量：20年間で1 MtpaのLNGあたり1 tcfのガスが必要です。[ 52 ]
LNGは、規模の経済性から、比較的大きな施設で生産するのが最も費用対効果が高い。海上アクセスが確保された立地であれば、定期的に大量のLNGを市場へ直接輸送できる。そのためには、十分な容量の安定したガス供給が必要となる。理想的には、中間輸送インフラのコストとガスの減耗（輸送中の燃料損失）を最小限に抑えるため、施設はガス源の近くに設置される。大規模なLNG施設の建設コストが高いため、施設の利用率を最大化するためにガス源を段階的に開発することが不可欠であり、既存の減価償却済みLNG施設の寿命延長は費用対効果が高い。特に、大規模な設備容量による販売価格の低下と建設コストの上昇が重なると、たとえ既存の施設よりも環境に優しく、すべての利害関係者の懸念が満たされるとしても、新規、特にグリーンフィールドのLNG施設の開発に対する経済的評価／正当化は困難となる。高い財務リスクのため、投資決定を行う前に、ガス供給／利権およびガス販売を長期間にわたって契約で確保するのが一般的である。
LNGの主な用途は、天然ガスを供給源から目的地まで輸送するプロセスを簡素化することです。大規模な輸送においては、供給源と目的地が海を隔てている場合に特に有効です。また、十分なパイプライン容量が確保できない場合にも利用できます。大規模輸送の場合、LNGは通常、受入地で再ガス化され、現地の天然ガスパイプライン網に送り込まれます。
LNGは、通常のパイプラインインフラで大部分の需要は満たせるものの、ピーク需要には対応できない場合にも、ピーク需要を満たすために利用できます。これらのプラントは、供給パイプラインから必要な供給量からピーク需要の一部を削減することを目的としているため、一般的にLNGピークシェービングプラントと呼ばれています。
LNGは内燃機関の燃料として使用できます。LNGは輸送ニーズの主流燃料となる初期段階にあります。長距離トラック輸送[ 55 ]、オフロード[ 56 ]、船舶、鉄道用途[57]で評価および試験が行われています。燃料タンクとエンジンへのガス供給には既知の問題がありますが[ 58 ] 、これらの懸念にもかかわらず、輸送燃料としてのLNGへの移行が始まっています。LNGは、エンジンが同じであるため、天然ガス自動車の燃料として圧縮天然ガスと直接競合します。LNGトラック、バス、列車、ボートは、地元のガス源やパイプラインへのアクセスがない小規模で孤立したコミュニティに、一般貨物や乗客とともにLNGエネルギーを定期的に配送するために費用対効果が高い用途があるかもしれません。
中国はLNG車の使用において先駆者であり[ 59 ]、 2014年9月時点で10万台以上のLNG車が走行している[ 60 ]。
米国では、公共のLNG燃料供給施設の整備が始まっている。代替燃料供給センターの追跡サイトによると、2016年12月時点で公共のトラックLNG燃料センターは84か所ある。[ 61 ]大型トラックは、ロサンゼルスからボストンなどの長距離を走行し、 500マイル（800km ）ごとに公共の燃料補給ステーションで給油することができる。2013年版全米トラック運転手名鑑には約7,000か所のトラックストップが掲載されており、[ 62 ]米国のトラックストップの約1%でLNGが利用可能となっている。
2014年12月の時点では、LNG燃料とNGVはヨーロッパで急速に普及しておらず、LNGがフリートオペレーターの間で選ばれる燃料になるかどうかは疑問視されていましたが、[ 63 ] 2018年以降の最近の傾向は異なる見通しを示しています。[ 64 ] 2015年には、オランダが輸送部門でLNG燃料トラックを導入しました。[ 65 ]さらに、オーストラリア政府は、地元で生産されたLNGを利用して州間輸送車両で使用される輸入ディーゼル燃料を置き換えるために、LNGハイウェイを開発する計画を立てています。[ 66 ]
2015年、インドはケララ州でLNG燃料のタンクローリーを使用してLNGの輸送も開始した。[ 67 ] 2017年、ペトロネットLNGは、ムンバイとベンガルールを経由してデリーとティルヴァナンタプラムを結ぶインド西海岸沿いの高速道路に20か所のLNGステーションの設置を開始した。総距離は4,500kmである 。[ 68 ] 2020年、インドはLNG価格の下落により、4つの大都市を結ぶ6,000kmのゴールデン・クワドリラテラル高速道路 沿いに24か所のLNG燃料ステーションを設置する計画を立てた。 [ 69 ]
世界最大のLNG輸入国である日本は、LNGを道路輸送燃料として使用し始める予定である。[ 70 ]
内燃機関の出力において、排気量は重要な要素である。したがって、 一般的に2.0Lエンジンは1.8Lエンジンよりも出力が高いが 、これは同様の空気燃料混合比が使用されることを前提としている。
しかし、小型エンジンが（ターボチャージャーなどを介して）エネルギー密度の高い混合気を使用すれば、エネルギー密度の低い混合気を使用する大型エンジンよりも高い出力を得ることができます。高出力・高トルクのエンジンでは、よりエネルギー密度の高い混合気を作り出す燃料が好ましいです。なぜなら、より小型でシンプルなエンジンで同じ出力を得ることができるからです。
従来のガソリンエンジンやディーゼルエンジンでは、液体燃料がシリンダー内で十分に混合されないため、空気と燃料の混合気のエネルギー密度が制限されます。さらに、ガソリンとディーゼル燃料には、エンジンの設計に関わる自己着火温度と圧力があります。エンジンの設計において重要なのは、シリンダー、圧縮比、燃料噴射装置の相互作用を最適化し、早期着火を防ぎつつ、同時にできるだけ多くの燃料を噴射し、十分に混合させ、かつ動力行程中に燃焼プロセスを完了させる時間を確保することです。
天然ガスは、従来のガソリンエンジンやディーゼルエンジンの設計に関連する圧力や温度では自然発火しないため、設計の柔軟性が高まります。天然ガスの主成分であるメタンの自然発火温度は580 ℃（1,076 °F）ですが[ 71 ]、ガソリンとディーゼルはそれぞれ約250 ℃（482 °F）と210 ℃（410 °F）で自然発火します。
圧縮天然ガス（CNG）エンジンでは、ガスは通常短時間でよく混ざるため、燃料と空気の混合がより効果的ですが、通常のCNG圧力では燃料自体のエネルギー密度がガソリンやディーゼルよりも低いため、結果としてエネルギー密度の低い空気燃料混合物になります。特定のシリンダー排気量のエンジンでは、自然吸気式のCNGエンジンは通常、同じ排気量のガソリンまたはディーゼルエンジンよりも出力が低くなります。そのため、ヨーロッパのCNG車ではターボチャージャーが人気です。[ 72 ]この制限にもかかわらず、12リットルのCummins Westport ISX12Gエンジン[ 73 ]は、最大80,000ポンド（36,000 kg）のトラクタートレーラーの積載量を牽引するように設計されたCNG対応エンジンの例であり、CNGが多くのオンロードトラック用途で使用できることを示しています。オリジナルのISX Gエンジンは、空気燃料のエネルギー密度を高めるためにターボチャージャーを組み込んでいました。[ 74 ]
LNGは、ターボチャージャーが不要となるため、より要求の厳しい高出力用途においてCNGよりも独自の利点を提供します。LNGの沸点は約-160 ℃（-256 °F）であるため、シンプルな熱交換器を使用することで、少量のLNGをほとんど、あるいは全く機械エネルギーを使用せずに、極めて高い圧力で気体状に変換できます。適切に設計された高出力エンジンは、この極めて高圧でエネルギー密度の高い気体燃料源を利用して、CNGエンジンで効率的に生成できるよりもエネルギー密度の高い空気燃料混合気を生成できます。その結果、高圧直接噴射技術を使用した場合、高出力エンジン用途ではCNGエンジンと比較して全体的な効率が向上します。Westport HDMI2 [ 75 ]燃料システムは、適切なLNG熱交換器と組み合わせればターボチャージャーを必要としない高圧直接噴射システムの例です。ボルボ・トラックの13リットルLNGエンジン[ 76 ]は、高度な高圧技術を活用したLNGエンジンのもう1つの例です。
Westportは、7リットル以下のエンジンにはCNGを、20～150リットルのエンジンには直接噴射式LNGを推奨しています。7～20リットルのエンジンにはどちらのオプションも推奨されます。NGV Bruxelles – Industry Innovation Sessionのプレゼンテーションのスライド13を参照してください。[ 77 ]
石油掘削、鉱業、機関車、船舶分野における高出力エンジンは、開発されてきたか、開発が進められている。[ 78 ]ポール・ブロメルスは論文[ 79 ] の中で、2025年から2030年までに、こうした高出力エンジンの世界的な需要を満たすためだけに、年間4000万トン（約261 億ガロン/年、または7100 万ガロン/日）ものLNGが必要になる可能性があると結論付けている。
2015年第1四半期末時点で、プロメテウス・エナジー・グループ社は 過去4年間で1億ガロン以上のLNGを産業市場に供給したと主張しており[ 80 ]、新規顧客も引き続き獲得している。
一部の港では、トラックから船舶への燃料供給によるLNGバンカリングが確立されている。このタイプのLNG燃料供給は、LNGの供給源が確保できれば、比較的容易に実施できる。
TOTE Maritimeは、世界初と2番目のLNG燃料コンテナ船であるIsla Bellaを2015年に、その姉妹船であるMarlinクラスのPerla del Caribeを2016年に納入した。[ 81 ] [ 82 ] TOTE Maritimeはまた、北米初のLNGバンカーバージであるClean Jacksonvilleを2018年に納入した。 [ 83 ]
フィーダー船および近海輸送会社のユニフィーダーは、2017年後半からLNG燃料コンテナ船ウェス・アメリーを運航しており、ロッテルダム港とバルト海の間を週単位で航行している。[ 84 ] コンテナ船会社のマースク・グループは、LNG燃料コンテナ船を導入することを決定した。[ 85 ] DEMEグループは、新世代の「アンティグーン」級浚渫船にデュアル燃料（DF）エンジンを搭載するためにヴァルチラと契約した。[ 86 ]フロリダ州ジャクソンビルのクロウリー・マリタイムは、2018年と2019年にそれぞれLNG燃料コンロ船コキとタイノを進水させた。[ 87 ]
IMOが採択した船舶による汚染防止のための国際条約（MARPOL条約）は、2020年から国際水域および同様の規制を採用している国の沿岸域において、船舶が硫黄含有量0.5%を超える燃料（バンカー燃料、ディーゼルなど）を消費してはならないと規定している。低硫黄液体燃料はLNGよりも高価であるため、海上輸送部門では高硫黄バンカー燃料を硫黄を含まないLNGに大規模に置き換える必要がある。[ 88 ]日本は2020年までにバンカー燃料としてLNGを使用する計画である。 [ 89 ] [ 90 ]
世界最大級の鉱業会社であるBHPは、2021年末までにLNGを燃料とする鉱物輸送船の就航を目指している。 [ 91 ]
2021年1月時点で、175隻のLNG燃料船が就航しており、さらに200隻が発注されていた。[ 92 ]
フロリダ・イースト・コースト鉄道は、 LNG燃料で走行できるように改造されたGE ES44C4型機関車を24両保有している。 [ 93 ]
LNGの世界貿易は、1970年にはごくわずかだったものが、2020年までに世界的に相当な量になると予想されるほど急速に成長している。[ 94 ] 参考までに、2014年の世界の原油生産量は1日あたり1460万立方メートル（9200万バレル）[ 95 ]、または年間54,600テラワット時（186.4兆英国熱量単位）であった。
1970 年の世界 LNG 貿易量は 30 億立方メートル (bcm) (0.11 クワッド) でした。[ 96 ] 2011 年は 331 bcm (11.92 クワッド) でした。[ 96 ]米国は 2016 年 2 月に LNG の輸出を開始しました。Black & Veatch の 2014 年 10 月の予測では、2020 年までに米国だけで 1 日あたり10 億から 14億立方フィート (2億8000 万から 4億m3 /日)または発熱量で3.75億から 5.25クワッド (1,100 億から 1,540 TWh)を輸出するとされています。[ 97 ] E&Yは、世界のLNG需要が2020年までに400百万トン（19.7クワッド）に達する可能性があると予測している。 [ 98 ]そうなれば、LNG市場は世界の原油市場の約10％の規模となり、これはパイプラインで油井から消費者に直接供給される天然ガスの大部分は含まない。
2004年には、LNGは世界の天然ガス需要の7%を占めていました。[ 99 ] 1995年から2005年までの10年間で年間7.4%の割合で増加したLNGの世界貿易は、今後も大幅に増加すると予想されています。[ 100 ] LNG貿易は2005年から2020年まで年間6.7%の割合で増加すると予想されています。[ 100 ]
1990年代半ばまで、LNG需要は北東アジア（日本、韓国、台湾）に大きく集中していた。同時に、太平洋盆地の供給が世界のLNG貿易を支配していた。[ 100 ] 電力発電に天然ガス焚き複合サイクル発電ユニットを使用することへの世界的な関心と、北米および北海の天然ガス供給が増大する需要を満たせないことが相まって、LNGの地域市場は大幅に拡大した。また、大西洋盆地と中東の新たな供給業者が貿易に参入した。[ 100 ]
2017年末時点で、LNG輸出国は19カ国、LNG輸入国は40カ国でした。2017年のLNG輸出量上位3カ国は、カタール（7750万トン）、オーストラリア（5560万トン）、マレーシア（2690万トン）でした。2017年のLNG輸入量上位3カ国は、日本（8350万トン）、中国（3900万トン）、韓国（3780万トン）でした。[ 101 ] LNG貿易量は、2005年の142 MTから、2006年には159 MT、2007年には165 MT、2008年には171 MT、2010年には220 MT、2013年には237 MT、2016年には264 MT、2017年には290 MTへと増加しました。 [ 101 ] 2014年の世界のLNG生産量は246 MTで、[ 40 ]そのほとんどが国間の貿易に使用されました。[ 102 ]今後数年間で、LNG貿易量は大幅に増加するでしょう。[ 98 ]例えば、2009年だけで、6つの新しいプラントから約59 MTPAの新規LNG供給が市場に投入されました。
2006年、カタールは世界最大のLNG輸出国となった。[ 96 ] 2012年現在、カタールは世界のLNG輸出量の25%を占めている。[ 96 ] 2017年現在、カタールは世界のLNGの26.7%を供給すると推定されている。[ 101 ]
2013年までに米国の輸出施設への投資が増加し、これらの投資は米国でのシェールガス生産の増加と、米国と欧州およびアジアの天然ガス価格の大きな価格差によって促進されました。Cheniere Energyは、2016年に米国で初めてLNGの輸出許可を取得した企業となりました。 [ 19 ] 2018年の米国とEUの協定の後、米国からEUへの輸出が増加しました。[ 103 ] 2021年11月、米国の生産者であるVenture Global LNGは、中国の国有企業であるSinopecと液化天然ガス供給に関する20年間の契約を締結し、[ 104 ]中国の米国産天然ガスの輸入は倍増すると予想されました。[ 105 ] 2021年には、アジアの買い手が欧州の輸入業者よりも高い価格を支払う意思があったため、米国から中国や他のアジア諸国への液化天然ガスの輸出が急増しました。[ 106 ] 2022年に欧州連合の制裁により、米国産LNGの大部分が欧州に送られたことで、この状況は逆転した。米国産LNGの輸出契約は主に15～20年で締結される。[ 107 ]メキシコ湾でプロジェクトが稼働開始するため、米国からの輸出は2024年には133億立方フィート/日に達する見込みである。[ 108 ] 2026年初頭、サウジアラビアは米国から年間100万トンのLNGを受け取る20年契約に署名した。[ 109 ]
1964年、英国とフランスはアルジェリアからガスを購入し、初の液化天然ガス（LNG）取引を行い、エネルギーの新時代を目撃した。
2014年には19か国がLNGを輸出した。[ 96 ]
2013年の天然ガス市場は原油市場と比較して約72％（熱量換算）を占めており[ 110 ] 、その中でLNGは小さいながらも急速に成長している部分を占めている。この成長の大部分は、クリーン燃料の必要性と、原油価格の高騰による代替効果（主に暖房および発電部門）によってもたらされている。
日本、韓国、スペイン、フランス、イタリア、台湾はエネルギー不足のため大量のLNGを輸入している。2005年、日本は5,860 万トンのLNGを輸入し、これはその年の世界のLNG貿易の約30%に相当する。同じく2005年には、韓国が2,210 万トンを輸入し、2004年には台湾が680 万トンを輸入した。これら3つの主要な購入国は、世界のLNG需要の約3分の2を購入している。さらに、スペインは2006年に約820万トンを輸入し、3番目に大きな輸入国となった。フランスもスペインと同程度の量を輸入した。 2011年3月の福島第一原子力発電所事故後、日本は全体の3分の1を占める主要な輸入国となった。[ 111 ] 南米とアジアの輸入国がより多くの金額を支払ったため、2012年にはヨーロッパのLNG輸入は30%減少し、2013年にはさらに24%減少した。[ 112 ]欧州のLNG輸入量は2019年に過去最高を記録し、2020年と2021年も高水準を維持し、2022年にはさらに増加した。[ 107 ]主な供給国はカタール、米国、ロシアであった。[ 113 ] 2026年には、サウジアラビアが米国からのLNG輸入国となった。[ 109 ]
2017年には、世界のLNG輸入量は2億8980万トンに達しました[ 114 ]。2017年には、世界のLNG需要の72.9%がアジアに集中していました[ 115 ] 。
LNG売買契約に基づき、LNGは事前に合意された目的地に向けられており、そのLNGの転用は許可されていません。ただし、売主と買主が相互に合意した場合、貨物の転用は許可されますが、その転用によって生じた追加利益をペナルティ料金を支払うことで分配する必要があります。[ 107 ]欧州連合およびその他のいくつかの法域では、LNG売買契約に利益分配条項を適用することは許可されていません。
長期間にわたり、液化プラントとタンカーの設計改良はコスト削減の効果をもたらした。
1980年代には、LNG液化プラントの建設費用は年間350ドル/トンでした。2000年代には、年間200ドル/トンになりました。2012年には、鉄鋼価格の上昇などが原因で、費用は年間1,000ドル/トンにまで上昇する可能性があります。[ 96 ]
2003年頃までは、これは「学習曲線」効果であり、今後も続くだろうと一般的に考えられていた。しかし、LNGのコストが着実に低下するという認識は、ここ数年で覆された。[ 100 ]
新規LNGプロジェクトの建設コストは、2004年以降急騰し始め、年間生産能力1トンあたり約400ドルから2008年には年間生産能力1トンあたり1,000ドルにまで上昇した。
LNG業界のコストが急騰した主な理由は以下のとおりである。
高コストプロジェクトを除くと、2002年から2012年の期間における120%の増加は、UCCI指数[ 116 ]で報告されている上流石油・ガス産業の上昇とより一致している。
2008年の金融危機と大不況により、原材料と設備の価格が全般的に下落し、LNGプラントの建設コストがいくらか低下した。[ 117 ] [ 118 ]しかし、2012年までに、LNG市場向けの材料と労働力の需要増加により、この低下は相殺された。2026年までに、年間3500万トンの施設は335億ドルかかる可能性がある。[ 119 ]
小規模液化プラントは、天然ガスパイプラインのピークシェービング、輸送燃料、またはパイプラインに接続されていない遠隔地への天然ガスの供給に適しています。[ 120 ] [ 121 ]これらは通常コンパクトなサイズで、天然ガスパイプラインから供給され、LNGが使用される場所の近くに設置されます。この近接性により、消費者の輸送およびLNG製品のコストが削減されます。[ 122 ] [ 123 ]漏洩が適切に処理されれば、長距離輸送中に発生する追加の温室効果ガス排出も回避できる可能性があります。
小規模LNGプラントは、需要の高い時期と低い時期の天然ガスの供給量をバランスさせる局所的なピークシェービングも可能にする。また、天然ガスパイプラインにアクセスできない地域でも、地域配給システムを設置し、貯蔵されたLNGを供給できるようにする。[ 124 ]
現在のLNG契約には、主に3つの価格設定システムが存在する。
指数化された価格の計算式は以下のとおりです。
CP = BP + β X
この計算式はアジアのLNG売買契約で広く用いられており、基準価格は石油以外の様々な要因を表すが、通常はLNG価格が一定水準を下回らないように交渉によって決定される定数である。そのため、原油価格の変動とは無関係に変動する。
LNGの購入者の中には、ヘンリーハブ価格に連動した価格で将来の米国向け貨物の契約を既に締結している者もいる。[ 126 ]シェニエール・エナジーのLNG輸出契約価格は、固定料金（液化料金）と、LNG100万英国熱量単位あたりのヘンリーハブ価格の115%で構成されている。[ 127 ]シェニエールの契約における料金体系は様々で、2011年にBGグループと締結した契約では100万英国熱量単位あたり2.25米ドル（7.7ドル/MWh） 、 2012年にスペインのGNFと締結した契約では100万英国熱量単位あたり2.49米ドル（8.5ドル/MWh） 、 2013年に韓国のKogasとCentricaと締結した契約では100万英国熱量単位あたり3.00米ドル（10.2ドル/MWh）となっている。 [ 128 ] 2025年にも同様の価格が提示された。[ 129 ]
オイルパリティとは、原油換算バレル（BOE）ベースで原油価格と等しくなるLNG価格のことです。LNG価格がBOEベースで原油価格を上回る場合、オイルパリティが破綻している状態となります。係数が0.1724の場合、オイルパリティは完全に実現します。ほとんどの場合、LNG価格はBOEベースで原油価格よりも低くなります。
2009年、特に東アジアにおけるいくつかのスポット貨物取引では、石油パリティが完全な石油パリティに近づいたり、石油パリティを上回ったりした。[ 130 ] 2016年1月、ブレント原油価格（≤32米ドル/バレル）が急落したため、スポットLNG価格は100万英国熱量単位あたり5.461ドル（18.63ドル/MWh）となり、石油パリティを破った。[ 131 ] 2016年6月末までに、LNG価格は石油パリティ価格を50%近く下回り、輸送部門では汚染度の高いディーゼル油や軽油よりも経済的になった。[ 132 ] LNGは2018/2019年の冬に一時的に石油パリティに達し[ 133 ] 、その後、 2021年半ばの最近の世界的なエネルギー危機で石油パリティを上回り[ 134 ] 、 2024年初頭に石油パリティを下回った。[ 135 ]
LNG取引の大部分は長期契約によって規定されています。多くの契約にはS字カーブが組み込まれており、特定の原油価格を境に価格計算式が上下で異なるため、原油価格の高騰が買い手に及ぼす影響、および原油価格の低迷が売り手に及ぼす影響を緩和することができます。スポットLNG価格が長期原油価格連動契約よりも安い場合、最も収益性の高いLNGの最終用途は、高価なガソリンやディーゼル燃料の代替として、移動式エンジンの動力源として使用することです。
東アジアのLNG契約のほとんどでは、価格決定方式は日本に輸入される原油のバスケット、いわゆるジャパン・クルード・カクテル（JCC）に連動している。一方、インドネシアのLNG契約では、価格決定方式はインドネシア原油価格（ICP）に連動している。
ヨーロッパ大陸では、価格算出式の指数化は統一された形式ではなく、契約ごとに異なります。ブレント原油価格（B）、重油価格（HFO）、軽油価格（LFO）、ガスオイル価格（GO）、石炭価格、電力価格、そして場合によっては消費者物価指数や生産者物価指数が、価格算出式の指数化要素となります。
通常、LNG売買契約（SPA）には、当事者が価格改定または価格再検討を開始できる条項が存在します。一部の契約では、価格改定を開始するためのオプションとして、通常と特別の2種類があります。通常とは、価格見直しの目的でLNG売買契約（SPA）内で合意され、定義される日付のことです。
LNGの品質は、LNG事業において最も重要な問題の一つです。売買契約で合意された仕様に適合しないガスは、「規格外」（規格外）または「品質不良」のガスまたはLNGとみなされます。品質規制には3つの目的があります。[ 136 ]
規格外のガスまたはLNGの場合、買い手はガスまたはLNGの受け入れを拒否することができ、売り手は規格外のガス量に応じて違約金を支払わなければならない。
ガスまたはLNGの品質は、ガスクロマトグラフなどの機器を用いて、配送地点で測定される。
ガス品質に関して最も重要な懸念事項は、硫黄と水銀の含有量および発熱量です。液化設備は硫黄と水銀に敏感であるため、液化プロセスに送られるガスは、液化プラントに入る前に、これらの2つの元素の濃度が可能な限り低いことを保証するために、正確に精製および検査される必要があります。したがって、これらの元素についてはそれほど心配する必要はありません。
しかし、主な懸念事項はガスの発熱量です。通常、天然ガス市場は発熱量の観点から3つの市場に分けられます。[ 136 ]
生産されたLNGの発熱量を所望のレベルに調整する方法がいくつかあります。発熱量を上げるには、プロパンとブタンを注入する方法があります。発熱量を下げるには、窒素を注入し、ブタンとプロパンを抽出する方法が実証されています。ガスまたはLNGとの混合も解決策となり得ますが、これらの解決策は理論的には実行可能ですが、大規模に管理するにはコストがかかり、物流的に困難になる可能性があります。エネルギー価値の観点から見ると、リーンLNGの価格はリッチLNGの価格よりも低くなります。[ 137 ]
大規模なベースロードLNGプラントには、いくつかの液化プロセスが利用可能です（普及順）：[ 138 ]
2016年1月現在、世界の公称LNG液化能力は301.5 MTPA（年間百万トン）であり、さらに142 MTPAが建設中である。[ 140 ]
これらのプラントの大部分は、液化プロセスにAPCI AP-C3MRまたはCascadeの技術を採用している。その他のプロセスは、ごく一部の液化プラントで使用されており、シェル社のDMR（二重混合冷媒）技術やリンデ社の技術などが含まれる。
APCI技術はLNGプラントで最も広く使用されている液化プロセスです。稼働中または建設中の100の液化トレインのうち、総容量2億4300万トン/年の86トレインがAPCIプロセスに基づいて設計されています。2番目に多く使用されているのはフィリップスのカスケードプロセスで、総容量3616万トン/年の10トレインで使用されています。シェルのDMRプロセスは総容量1390万トン/年の3トレインで使用されており、最後に、リンデ/スタトイルプロセスはスノーヴィットの420万トン/年の単一トレインで使用されています。
浮体式液化天然ガス（FLNG）施設は、沖合のガス田の上に浮かび、LNG（および場合によってはLPGとコンデンセート）を海上で生産、液化、貯蔵、移送した後、船が直接市場に出荷します。LNGを生産および輸出した最初のFLNG施設は、2017年にペトロナスによって建設および運営されたPFLNG1です。[ 141 ] [ 142 ]
現代のLNG貯蔵タンクは、一般的に完全封じ込め型で、プレストレストコンクリートの外壁と高ニッケル鋼の内槽を持ち、壁の間には非常に効率的な断熱材が使用されています。大型タンクは、縦横比（高さと幅の比）が低く、円筒形をしており、ドーム型の鋼鉄またはコンクリート製の屋根が付いています。これらのタンクの貯蔵圧力は非常に低く、10キロパスカル（1.5 psi ）未満です。より高価な地下タンクが貯蔵に使用される場合もあります。少量（例えば700立方メートル（180,000 USガロン）以下）は、水平または垂直の真空ジャケット付き圧力容器に貯蔵される場合があります。これらのタンクの圧力は、50 kPa未満から1,700 kPa以上（7.3～246.6 psi ）まで様々です。
LNGは貯蔵時に低圧で使用されるため、液体状態を維持するために低温に保つ必要があります。効率的な断熱を行っても、LNGへの熱漏れは避けられず、結果としてLNGが蒸発します。この蒸発ガスがLNGを低温に保つ役割を果たします（下記の「冷凍」を参照）。蒸発ガスは通常、圧縮されて天然ガスとして輸出されるか、再液化されて貯蔵庫に戻されます。
LNGは、貨物システムを損傷や漏洩から保護する二重船殻を備えた特別設計の船舶で輸送されます。LNG船のメンブレン貨物タンクの健全性をテストするために利用できる特別な漏洩テスト方法がいくつかあります。[ 143 ]
タンカー1隻あたりの価格は約2億ドルである 。[ 96 ]
天然ガスの埋蔵地は通常、消費市場からかなり離れているため、輸送と供給はガス事業の重要な側面です。天然ガスは輸送する量が石油よりもはるかに多く、ほとんどのガスはパイプラインで輸送されます。旧ソ連、ヨーロッパ、北米には天然ガスパイプライン網があります。天然ガスは、高圧下でも密度が低くなります。天然ガスは高圧パイプラインを石油よりもはるかに速く移動しますが、密度が低いため、1日あたりに輸送できるエネルギー量は石油の約5分の1程度です。天然ガスは通常、パイプラインの終端で液化天然ガス（LNG）にしてから出荷されます。
LNG船から陸上貯蔵施設へ製品を輸送するための短いLNGパイプラインは既に利用可能である。LNG船が港湾施設からより遠く離れた場所でLNGを荷揚げできるようにする長いパイプラインが開発中である。これには、LNGを低温に保つための要件のため、二重管技術が必要となる。[ 144 ]
LNGは、タンカートラック[ 145 ] 、鉄道タンク車[ 146 ] 、およびLNG運搬船として知られる専用船を使用して輸送されます。LNGは、タンカーの容量を増やすために極低温まで冷却されることがあります。最初の商業的な船舶間移送（STS）は、2007年2月にスカパ・フローのフロッタ施設[ 147 ]で行われ、エクスカリバー号とエクセルシオール号の間で132,000 m3のLNGが移送されました。メキシコ湾のベルギーのガスタンカー所有者であるエクスマール・シップマネジメントも移送を実施しており、これは従来のLNG運搬船からLNG再ガス化船（LNGRV）へのLNGの移送を伴うものでした。この商業的な取り組み以前は、LNGは事故後に必要となった場合に限り、数回船舶間で移送されただけでした。国際ガスタンカー・ターミナル運営者協会（SIGTTO）は、世界中のLNG事業者の責任ある組織であり、海上でのLNGの安全な輸送に関する知識の普及を目指しています。[ 148 ]
LNGはLNGタンカー以外にも、一部の航空機にも使用されている。
液化天然ガス（LNG）は、天然ガスを長距離輸送するために使用され、多くの場合、海上輸送が行われます。ほとんどの場合、LNGターミナルはLNGの輸出入専用に建設された港湾施設です。
英国には年間最大500億立方メートルのLNG輸入施設がある。[ 149 ]
断熱材は非常に効率的ではあるものの、それだけではLNGを十分に低温に保つことはできません。必然的に熱漏れによってLNGは温まり、気化してしまいます。業界では、LNGを沸騰極低温物質として貯蔵するのが一般的です。つまり、液体は貯蔵時の圧力（大気圧）における沸点で貯蔵されます。蒸気が沸騰すると、相変化に伴う熱によって残りの液体が冷却されます。断熱材の効率が非常に高いため、温度を維持するために必要な蒸気の蒸発量は比較的少量で済みます。この現象は自己冷凍とも呼ばれます。
陸上LNG貯蔵タンクから発生する蒸発ガスは、通常圧縮されて天然ガスパイプライン網に送られる。一部のLNGタンカーは、この蒸発ガスを燃料として利用する。
LNGはライフサイクル全体で、最も汚染度の高い化石燃料である石炭に比べて、エネルギー単位当たりの温室効果ガス排出量が約25%少ない。このわずかな差は、ガスの処理、流通、液化に伴う追加的な排出量によって説明できる。 [ 150 ]燃焼時の排出量のみを考慮すると、天然ガスの燃焼は、同量の熱を得るために石炭を燃焼するよりも約45%少ない。 [ 151 ]
輸送距離1キロメートル当たりの排出量は、LNGからの排出量がパイプラインで輸送される天然ガスよりも少ない。これは、ロシアから数千キロメートルも離れた場所から大量のガスがパイプラインで輸送されるヨーロッパでは特に重要な問題である。しかし、LNGとして輸送される天然ガスからの排出量は、地域で生産され燃焼地点までパイプラインで輸送される天然ガスからの排出量よりも高くなる可能性がある。後者の場合、輸送に伴う排出量が少ないためである。[ 152 ]
科学者や地元住民の中には、ポーランドの地下LNG貯蔵施設がバルト海の海洋生物に及ぼす潜在的な影響について懸念を表明している者もいる。[ 153 ]クロアチアでも同様の懸念が表明されている。[ 154 ]バイオメタンはほぼCO2ニュートラルと考えられており、 CO2排出問題のほとんどを回避できる。液化（LBMとして）すれば、LNGと同じ機能を果たす。[ 155 ]
天然ガスは燃料であり、可燃性物質です。安全かつ信頼性の高い運用を確保するため、LNG施設の設計、建設、運用において特別な措置が講じられています。海上輸送においては、船舶燃料としてのLNGの使用に関する規制はIGFコードに定められています。[ 156 ]
液化天然ガス（LNG）は液体状態では爆発性がなく、着火しません。LNGが燃焼するには、まず気化し、適切な割合（可燃範囲は5～15％）で空気と混合し、その後着火する必要があります。漏洩が発生した場合、LNGは急速に気化してガス（メタンと微量ガス）となり、空気と混合します。この混合ガスが可燃範囲内にある場合、着火の危険性があり、火災や熱放射による危険が生じます。
LNGを燃料とする車両から放出されるガスは、屋内に1週間以上駐車すると引火の危険性があります。また、低温のため、LNG燃料車両への燃料補給には凍傷のリスクを避けるための訓練が必要です。[ 157 ] [ 158 ]
LNGタンカーは、船上での死亡事故や重大な事故を起こすことなく、1億マイル（1億6000万キロ）以上を航海してきた。 [ 159 ]
LNGに関連する、またはLNGに関係する現場での事故をいくつか以下に挙げます。
2018年5月8日、米国はイランとの包括的共同行動計画から離脱し、イランの核開発計画に対する制裁を再開した。[ 166 ]これに対し、イランはホルムズ海峡を国際船舶に対して封鎖すると脅迫した。[ 167 ]ホルムズ海峡は、世界のLNGの3分の1が中東の生産国から通過する戦略的な航路である。[ 168 ]
2024年1月、米国主導のイエメンのフーシ派標的への空爆によりバブ・エル・マンデブ海峡のリスクが高まったため、カタールは液化天然ガスタンカーの同海峡通過を停止した。[ 169 ] LNGタンカーは戦場を避けるため、喜望峰経由でアフリカを迂回して航行せざるを得なかった。[ 170 ]
{{cite web}}: CS1 maint: url-status (リンク)アルゼンチンのクリスティーナ・フェルナンデス・デ・キルチネル大統領は、フェリー会社ブケブスにLNGを供給するプラントを開設した。
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