Medida de la energía en la industria del gas natural. Control metrológico, trazabilidad e incertidumbre

Francisco Javier Lezaun Navarro
Susana Avila Calzada; Concepción Rabinal Ballano; Susana Sanz Barberán; Angel Benito Hernáez

Enagás S.A. Dirección de Tecnología e Innovación. Unidad de Innovación y Desarrollo – Laboratorio Central

Este artículo corresponde a la segunda y última parte de la serie sobre la medida de la energía en la industria del gas natural.Se describen los principales aspectos de la regulación y control metrológico establecidos en España, así como las etapas que garantizan la trazabilidad para todos los instrumentos y sistemas involucrados en la medición fiscal de la energía del gas natural, en su fase líquida (GNL) y gaseosa (GN).

Las Normas de Gestión Técnica del Sistema gasista español (NGTS), junto con los Protocolos de Detalle, aprobados originalmente por el gobierno entre 2005 y 2006, establecen las reglas de actuación que deben seguir todos los agentes que intervienen en el uso de las infraestructuras gasistas.

Desde el punto de vista de la medición de la energía del gas natural, los requisitos previos a la puesta en servicio y de periodicidades del control metrológico, para la instrumentación de los puntos de conexión o interfases, se incluyen en los Protocolos de Detalle PD-01 y PD-05.

No obstante, dado el escaso desarrollo para los aspectos metrológicos relacionados con la instrumentación en los buques metaneros, el Protocolo de Detalle PD-05 se complementa con el “LNG Custody Transfer Handbook”, guía internacionalmente aceptada en la industria del GNL.

Como aspecto fundamental en la garantía de la medición, se describen los procesos para el mantenimiento de la trazabilidad de la instrumentación a patrones nacionales e internacionales. Para los sistemas de medida en fase gas (GN), y en los de GNL que radican en las plantas de regasificación, los esquemas están claramente definidos. Para la instrumentación de medida de volumen de GNL, la información referente a los buques es escasa.

Por último, se describen los factores de incertidumbre que intervienen en la medida y cálculo de la energía. Una gran parte la forman errores sistemáticos que se deben eliminar mediante: un correcto diseño de las instalaciones de medida, selección de instrumentos, eliminación de efectos de instalación y correcta ejecución de los procedimientos de operación y verificación metrológica. Una vez conseguido, quedan las fuentes de incertidumbre propias de los instrumentos/sistemas y su calibración.

This article corresponds to the secondand last part of the series on the energy measurement in the natural gas industry. The main aspects of the regulation and metrological control applied in Spain are described, as well as the procedures that guarantee the traceability for all instruments and systems involved in the fiscal measurement of the natural gas energy;both in liquid (LNG) and gas phase (NG).

The technical management rules of the gas systemin Spain, along with the specific protocols, initially approved by the Government between 2005 and 2006, establish the procedures that have to be followed by all the agents involved in the use of gas infrastructure.

From the point of view of natural gas energy measurement and the instrumentation of the interfaces or connection points, the requirements prior to the commissioning and periodicities of the metrological control are set out in the detailed protocols PD-01 and PD-05.

However, given the limited development for metrological aspects related to instrumentation installed in LNG ship tanks, the detailed protocol PD-05 is complemented by the LNG Custody Transfer handbook, manual that is accepted world-wide by the LNG industry.

The procedures for the maintenance of traceability to national and international patterns of instrumentation are described like a fundamental aspect in the measurement assurance. For measurement systems installed in gas phase (NG) and liquid phase (LNG) -situated in the regasification plants-, the schemes are clearly defined. For the instrumentation of LNG regarding volume measurement,-situated in the LNG ship tanks- the information nowadays is scarce.

Finally, the factors of uncertainty involved in the measurement and calculation of the energy are described. Most of them are systematic errors that may be eliminated by means of:a correct design of the measurement installations, a suitable selection of the instrumentation,clearing out effects in the installation that have influence on the quality of the measurement and a proper operation and metrological verification procedures. In this way, only instruments/systems and its calibration sources of uncertainty remain.

1. Objetivo

Como continuación de la primera parte publicada en esta revista, en su segundo número de Julio del 2012 [1], en este artículo se describe la regulación y control metrológico establecido en España, así como las características de la trazabilidad a patrones nacionales e internacionales para los instrumentos y sistemas involucrados en la medición fiscal de la energía del gas natural, en sus dos fases: líquida (GNL) y gaseosa (GN).

Asimismo, y dado que la correcta ejecución de los procedimientos de verificación requiere el conocimiento de los errores sistemáticos y las incertidumbres aportadas por las magnitudes de influencia, se describen los factores de incertidumbre que intervienen en los procesos de medida y cálculo de la energía del gas natural.

2. El gas natural

El gas natural está formado principalmente por metano en proporción superior al 70 % junto con hidrocarburos saturados de bajo peso molecular: etano, propano, butanos, pentanos, etc. Adicionalmente suele contener anhídrido carbónico y nitrógeno. Además de ser materia prima en determinados procesos de la industria química, el uso fundamental del gas natural es como fuente de energía a partir de su combustión.

Como consecuencia, las propiedades que son objeto de medida son las relacionadas con su combustión y con la energía calorífica que de ésta se desprende.

Los eslabones principales de la cadena del transporte del gas natural [1], desde su origen hasta el usuario final, se muestran en la Figura 1. Desde el yacimiento subterráneo o submarino, el gas se puede licuar para formar el GNL o se puede tratar y transportar por gasoductos a alta presión.

Figura 1. Cadena del gas natural.

3. Marco regulatorio en España

Las Normas de Gestión Técnica del Sistema gasista (NGTS), aprobadas y publicadas en la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, definen las relaciones entre los diferentes agentes que acceden al mismo y los correspondientes procedimientos de actuación, al objeto de asegurar la continuidad y seguridad del suministro de gas en el sistema gasista en España.

Las medidas recogidas en las normas, junto con los Protocolos de Detalle aprobados originalmente según la Resolución de 13 de marzo de 2006 de la Dirección General de Política Energética y Minas (D. G. P. E. M.), establecen las reglas de actuación que deben seguir tanto el responsable de la gestión técnica del sistema gasista, como los titulares de las instalaciones y cada uno de los usuarios que hacen uso del derecho de acceso a las mismas.

Desde el punto de vista de la medición de la energía del gas natural, los aspectos metrológicos y de control se incluyen en los Protocolos de Detalle PD-01 y PD-05, publicados en BOE como Resoluciones de la D. G. P. E. M. En la Figura 2, representados por rombos, se muestran todos los puntos de conexión o interfases, cuya regulación metrológica se contempla en dichos protocolos:

1. Puntos de conexión con gasoductos de transporte: desde plantas de regasificación de GNL, desde yacimientos o almacenamientos subterráneos/submarinos, o de fuentes de gas no convencionales.
2. Puntos de descarga de buques en las plantas de regasificación de GNL.
3. Puntos de carga de cisternas de GNL.
4. Puntos de conexión entre redes de transporte y redes de transporte con redes de distribución.
5. Puntos de conexión de redes de distribución a núcleos urbanos, a industrias y a usos doméstico-comerciales.

Figura 2. Puntos de conexión en la cadena del gas natural.

Regulación del GN y cisternas de GNL

PD-01 “Medición”, Resolución de la D. G. P. E. M. en BOE de 3 de Octubre de 2011 y modificado en BOE del 23 de Abril de 2012, que incluye aspectos relativos a:

• Descripción de los puntos de medida de volumen/energía.
• Control metrológico derivado de Ley 3/1985, Real Decreto 889/2006 y sus normativas de desarrollo.
• Características y especificaciones de los equipos de medida y análisis en los puntos de transferencia en fase gas.
• Instrumentación de carga de cisternas de GNL.
• Procedimientos de medida y frecuencia de verificaciones periódicas.

Regulación del GNL

PD-05 “Procedimiento de determinación de energía descargada por buques metaneros”, Resolución de la D. G. P. E. M. en BOE de 1 de Abril de 2011, cuyos aspectos más destacados son:

• Características y especificaciones de los equipos de medida y análisis.
• Procedimientos de medida con instrumentos en buques y terminal de regasificación.
• Frecuencia de verificaciones periódicas.
• Medición en caso de anomalía.

4. Cálculo de la energía. Definición de variables

Según el estado gaseoso o líquido, el contenido energético del gas natural se evalúa con las ecuaciones mostradas en la Figura 3, y explicadas con detalle en anterior publicación [1].

Figura 3. Cálculo de la energía (fases gaseosa y líquida).

A continuación se definen las variables para el cálculo, los instrumentos/sistemas de medida así como los métodos normalizados de cálculo.

4.1. Volumen de gas

El cálculo del volumen en condiciones de base (V_b) se realiza a partir del volumen en condiciones de medida (V_m), obtenido en cortos intervalos de tiempo, y del factor de conversión del volumen (C). Éste, a su vez, depende de los valores de la presión y temperatura de medida y de base, y del factor de compresibilidad del gas (Z) en las mismas condiciones (método SGERG-88 [2]).

Según el tipo de punto de conexión (Figura 2), el Protocolo de Detalle PD-01 describe los requisitos de los instrumentos que se utilizan para obtener las medidas, a partir de las cuales se calcula V_b y la energía, E (Figura 4).

Figura 4. Instrumentos y proceso de cálculo del volumen de gas

Los puntos de conexión en al ámbito industrial (transporte y distribución), requieren caudalímetros de gas de clase de exactitud 1.0 [3], transmisores de presión y temperatura, además de un conversor de volumen/computador de caudal, normalmente de tipos 1 y 2 [4]. Este último realiza los cálculos de volumen corregido por el error del contador V_c, de Z y de V_b.

En puntos de conexión especificados en el Protocolo de Detalle PD-01, se requiere además un cromatógrafo de gas en línea para suministro en continuo de la calidad de gas, con la que el computador calcula Z, C y E. Donde no se requiere el cromatógrafo, el conversor debe incorporar unos valores prefijados de composición de gas, que se cambian periódicamente, según establece el marco regulatorio.

En el ámbito doméstico comercial, salvo en casos específicos, no se instalan conversores de volumen. Solo se requiere un contador de gas, habitualmente de membranas deformables con clase de exactitud 1.5 [3], operando a presiones inferiores a 400 mbar. El procedimiento de cálculo de V_b para facturación, lo realiza la compañía distribuidora, siguiendo lo establecido en el Protocolo de Detalle PD-01, con valores predeterminados de presión de suministro, y presión barométrica y temperatura medios, según la localización del punto de suministro en España.

4.2. Poder calorífico

El poder calorífico del gas corresponde a su entalpía de combustión. Es decir, a la cantidad de calor producida por la combustión completa en aire de una cantidad especificada de gas, que puede ser medida en volumen o masa.

Este calor se mide para unas condiciones concretas: presión de la reacción constante y productos de la combustión en fase gaseosa y a la temperatura de los reactantes; excepto el agua, que está también a la temperatura de los reactantes, pero en fase líquida.

Cuando la cantidad de gas se mide en masa, el poder calorífico es función de la concentración en la que se encuentra cada uno de los componentes del gas y de la entalpía de combustión de cada uno de ellos. Si la medida es en volumen, en el cálculo del poder calorífico interviene además, el factor de compresibilidad del gas, Z.

La concentración de cada componente se obtiene mediante análisis por cromatografía de gases. El instrumento se calibra utilizando una mezcla de gases de referencia.

Las entalpías de combustión de los componentes puros, el cálculo del factor de compresibilidad y el cálculo del poder calorífico superior, tanto en base volumétrica como másica, están normalizados [5].

4.3. Volumen, densidad y masa de GNL

La determinación del volumen, V_GNL,se realiza a partir de la diferencia del volumen medido en el buque al inicio y al final del proceso de descarga, con los equipos e instrumentación básica descritos en la publicación anterior [1]. El proceso que se sigue, desde la medida inicial con la aplicación de las correcciones, se representa en la Figura 5:

Figura 5. Proceso de cálculo Volumen de GNL.

La determinación de la densidad, ρ _GNL, se realiza a partir de la medida de la temperatura del GNL obtenida mediante la instrumentación del buque y de la composición obtenida mediante cromatografía en la planta de regasificación, tras vaporizar GNL de la línea de descarga de buques. El método de cálculo utilizado es el de Klosek-McKinley revisado, y está normalizado [6].

La determinación de la masa para la carga de cisternas, M_GNL, se calcula por diferencia entre el peso del camión antes y después de la carga de GNL (camión vacío/lleno), mediante un proceso automatizado.

5. Control metrológico

Todo el control metrológico del estado se basa en las dos fases establecidas en la legislación [3]: fase de diseño, comercialización y puesta en servicio (P. E. S.) y fase de instrumentos en servicio.

Todos los instrumentos de medida, contemplados en la regulación y sometidos a ese control, deben cumplir unos requisitos y normativas armonizadas bajo las cuales deben estar fabricados, aprobados, y verificados antes de la primera puesta en servicio, por un organismo notificado.

Posteriormente, una vez puestos en servicio, se deben cumplir los requisitos de verificación periódica, bien en laboratorios acreditados, bien “in situ” por el titular de la instalación de medida, con procedimientos acordes a normas nacionales/internacionales, aceptadas por las partes interesadas en la medida.

Como ya se ha mencionado en el punto 3, en el sector del gas natural son los Protocolos de Detalle PD-01 y PD-05 los que establecen el control metrológico.

5.1. Medida de la energía en fase gas (GN)

No existe actualmente en España una regulación específica para la fase de Instrumentos en Servicio, aplicable a contadores y conversores de volumen de gas. Los laboratorios acreditados aplican procedimientos de referencia de otros países o recomendaciones de la OIML. Las verificaciones requeridas “in situ”, siguiendo normas aceptadas por las partes interesadas, son realizadas por los propietarios de las instalaciones de medida.

Los cromatógrafos de gases no están contemplados en la Directiva MID, y por tanto tampoco en el Control Metrológico del Estado. Según el Protocolo de Detalle PD-01, deben disponer de Certificado de Aprobación de Modelo emitido por una entidad metrológica de la Unión Europea, en este caso en base a procedimientos internos del país correspondiente.

Para las mezclas de gas patrón, no existe ningún requisito de control metrológico, si bien en el Protocolo de Detalle PD-01 se establece la obligación del empleo de mezclas con certificado emitido por un laboratorio acreditado.

En la Tabla 1 se muestran las principales normas existentes para el diseño, fabricación y puesta en servicio de los instrumentos. También se incluyen los requisitos y periodicidades para las verificaciones en la fase de instrumentos en servicio, distinguiendo las características del transporte y de la distribución del gas.

Tabla 1. Control metrológico (fase gas).

5.2. Medida de la energía en fase líquida (GNL)

Las principales normas bajo las cuales deben estar fabricados, aprobados y verificados los instrumentos de medida involucrados en la medida del volumen, densidad y masa del GNL, antes y después de su puesta en servicio, se muestran en la Tabla 2.

Tabla 2. Control metrológico (fase líquida).

La calibración de la instrumentación y dimensiones de los tanques del buque se realiza antes de su puesta en servicio y cuando se encuentra en puerto para realizar mantenimiento programado y/o reparación (dique seco). Estas tareas son realizadas, según normativa, por entidades de certificación reconocidas internacionalmente.

La determinación de la composición del GNL, requerida para el cálculo de su densidad y poder calorífico se realiza, una vez vaporizado, con un cromatógrafo instalado en la planta de regasificación. Como ya se ha mencionado anteriormente, no hay control metrológico establecido para los cromatógrafos de gas, por lo que en cumplimiento del Protocolo de Detalle PD-05 se procede a la calibración diaria de los cromatógrafos, con una mezcla patrón representativa. Adicionalmente, se realiza una verificación del cromatógrafo antes del inicio de la descarga y al finalizar la misma.

Todas las operaciones establecidas en los procedimientos son responsabilidad de y están ejecutadas por el titular de las instalaciones.

6. Trazabilidad

En esta sección se expone el mantenimiento de la trazabilidad en cada parámetro/equipo de medida a patrones nacionales/internacionales.

6.1. Volumen de gas

En la Figura 6 se muestran los esquemas de trazabilidad para las variables que intervienen en el cálculo de V_b, y calibración de los equipos de medida utilizados por el usuario final.

En todos los casos está garantizada la trazabilidad a patrones nacionales e internacionales, mediante las calibraciones consecutivas en laboratorios metrológicos nacionales (EURAMET) y laboratorios acreditados (ILAC).

Según el tipo de variable y procedimiento, puede ser necesario el uso de patrones de transferencia que son enviados a calibrar a laboratorios externos y después se usan en laboratorios acreditados para calibración interna. Es el caso del volumen de gas, donde los patrones de primer nivel o primarios no se pueden mover, y los patrones de trabajo están fijos en una instalación de laboratorio acreditado.

En presión y temperatura, los patrones de trabajo se envían directamente a calibración a los laboratorios de rango superior.

Figura 6. Trazabilidad volumen de gas.

6.2. Poder calorífico

La trazabilidad de los análisis de gas natural está normalizada [7]. En análisis químicos la trazabilidad es mucho más difícil de realizar que en metrología física. La complejidad surge por varias razones:

• Para el análisis de una mezcla multicomponente pueden necesitarse varias mezclas de gases de referencia de diferentes niveles de concentración.
• La matriz que contiene el componente a analizar puede afectar al análisis.
• Cualquier otro compuesto presente en la muestra puede provocar una interferencia en la determinación del componente que se mide.
• El procedimiento de toma de muestra es una posible fuente de error debido a: falta de homogeneidad, contaminación, degradación de la muestra, etc.

Por todo ello, las mezclas de gases de referencia que se preparan para el calibrado de los sistemas analíticos de gas natural no pueden trazarse, de forma rigurosa, a las unidades del Sistema Internacional (SI), sin tener en cuenta las incertidumbres debidas a interferencias e imperfecciones en el procedimiento.

La norma [7] considera que el funcionamiento de un sistema analítico de gas natural es trazable si el procedimiento para su evaluación está validado y los gases de calibración son trazables hasta el nivel de patrón primario de mezclas de gases.
Las mezclas de gases de referencia utilizadas como patrones primarios se preparan gravimétricamente [8], deben tener el máximo nivel de calidad y mínimas impurezas. La composición se analiza por cromatografía de gases [9], o espectroscopía infrarroja y ensayos de consistencia por comparación con otras mezclas de composición parecida.

Las mezclas de gases de referencia utilizadas como patrones secundarios se preparan asimismo por gravimetría y se validan por comparación con los patrones primarios. Hay un tercer nivel de patrones, denominados de trabajo, que se validan por comparación a los patrones secundarios.

La misma norma recoge un ejemplo de red de trazabilidad para análisis de gas natural (Figura 7), que refleja el proceso habitual en las instalaciones de transporte de gas:

• Los análisis se efectúan con un cromatógrafo de campo que se auto-calibra diariamente con un gas patrón secundario.
• El patrón de calibración se valida frente a otros patrones secundarios, con dos procedimientos diferentes.
• Además, el funcionamiento de los cromatógrafos de campo ubicados en puntos de elevado consumo energético, se valida mediante la comparación de sus resultados con los obtenidos por el cromatógrafo de referencia (en laboratorio) para muestras de gas natural, tomadas directamente del gasoducto.

Figura 7. Trazabilidad en el análisis de gas natural.

6.3. Volumen, densidad y masa del GNL

Para la realización de las transacciones en el negocio del GNL no existe ningún procedimiento normalizado a nivel internacional, considerándose como práctica habitual lo especificado en el documento guía “GIIGNL Custody Transfer Handbook” [10], en parte reflejado a nivel nacional en los Protocolos de Detalle PD-01 y PD-05. En estos documentos no se describen los procedimientos de mantenimiento de la trazabilidad en las calibraciones de la instrumentación implicada en la determinación del volumen, densidad y masa del GNL.

No obstante, los equipos de medida y patrones de masa utilizados en las calibraciones de los diferentes instrumentos garantizan su trazabilidad a patrones nacionales/internacionales, a través de entidades metrológicas nacionales y/o de laboratorios reconocidos por organismos integrantes de ILAC.

7. Fuentes de incertidumbre

En este apartado se exponen de forma esquemática los factores de influencia asociados a los sistemas de medida y cálculo de la energía del gas, que intervienen en los modelos de cálculo de incertidumbre [11].

A su vez, se identifican las principales fuentes de error sistemático que pueden afectar a los propios procesos de medida y en los procedimientos de verificación metrológica, aumentando la incertidumbre. Los titulares y operadores de las instalaciones deben velar para que sean corregidos o minimizados durante la vida útil de los sistemas de medida.

Las fuentes de error sistemático se deben eliminar mediante un correcto diseño de las instalaciones de medida y selección de instrumentos, eliminación de efectos de instalación y correcta ejecución de los procedimientos de operación y verificación metrológica. Una vez conseguido, quedan las fuentes de incertidumbre propias de los instrumentos/sistemas y su calibración.

7.1. Incertidumbre en la medida de la energía en fase gaseosa (GN)

En el proceso de medida y cálculo del V_b, H_s y E las fuentes de incertidumbre se pueden dividir en tres grupos: las asociadas a la medida del V_m (contadores, caudalímetros), al proceso de cálculo en el conversor de volumen (incluyendo los lazos de medida de presión y temperatura) y las propias del sistema analítico formado por el cromatógrafo y la mezcla de gas patrón (Figura 8).

Figura 8. Fuentes de incertidumbre en la energía (fase gaseosa).

En el contador y conversor de volumen de gas, las partes sombreadas corresponden a posibles errores sistemáticos, corregibles en el diseño o en la operación:

• Contadores no adecuados: turbinas en flujos pulsantes, ultrasónicos en flujos distorsionados, con gas sucio o con ruidos de reguladoras de presión, etc.
• Uso de contadores con certificados de calibración en condiciones diferentes a las de operación. No se conocen los errores reales del contador y no hay corrección.
• Fallos en proceso de análisis o de comunicaciones del cromatógrafo, que provocan el uso de valores constantes para los cálculos del conversor de volumen.
• Programación incorrecta de parámetros críticos que afectan a los algoritmos de cálculo.

En el sistema analítico, el principal foco de errores sistemáticos está relacionado con el diseño y operación del sistema de toma y acondicionamiento de la muestra a analizar: retardos o insuficiente refresco de muestra de gas, etc.

7.2. Incertidumbre en la medida de la energía en fase líquida (GNL)

En el proceso de medida y cálculo del V_GNL’ H_m,s’ ρ_GNL’ M_GNL y E, las fuentes de incertidumbre se pueden dividir en cuatro grupos: las asociadas a los sistemas de medida de nivel, medidores de temperatura, sistema analítico y básculas (Figura 9).

Figura 9. Fuentes de incertidumbre en la energía (fase líquida).

En línea con la figura anterior, en la Figura 9 se reflejan zonas sombreadas que corresponden a posibles errores sistemáticos, corregibles en el diseño o en la operación:

• La medida de nivel en tanques debe ser corregida en función de diferentes parámetros, según el tipo de medidor de nivel utilizado. Además de tener en cuenta la incertidumbre de los medidores involucrados en estas correcciones, en algunos casos existen errores sistemáticos debido a que estas correcciones no se realizan.
• El cálculo de la densidad se realiza a partir de la temperatura media del GNL en cada tanque del buque, obtenida de varios transmisores situados a varias alturas. Deben eliminarse en el cálculo de dicha temperatura aquellos transmisores que no están sumergidos en el líquido.
• Además de las fuentes de error ya mencionadas, en el sistema analítico para GNL se debe contemplar los errores sistemáticos relacionados con el diseño del sistema y el proceso de vaporización previo al acondicionamiento de muestra.
• En la medida de la masa de GNL, el principal foco de errores sistemáticos se encuentra en el procedimiento operativo de pesaje de cisternas: conexión y desconexión de mangueras, inestabilidades durante la carga, etc.

8. Resumen

En este artículo se incide en la regulación y el control metrológico vigente en España para los sistemas de medida de la energía del gas natural, tanto en fase gas (GN) como en fase líquida (GNL). Asimismo, se describen las etapas para el mantenimiento de las cadenas de trazabilidad en la calibración de los instrumentos, para la medida del volumen de gas y del poder calorífico en ambas fases.

Además, se han identificado los factores de incertidumbre de los instrumentos y sistemas implicados en la medida y cálculo de la energía, así como las principales fuentes de errores sistemáticos que redundan también en un aumento de la incertidumbre global de medida, si no son conocidos y corregidos previamente.

9. Conclusión

En la industria del gas natural existe un desarrollo del control metrológico mucho más avanzado para la medición en las transacciones del GN, en comparación con las del GNL. Debido al interés a nivel internacional, en la actualidad, varias entidades metrológicas europeas están trabajando en el Proyecto “Metrology for LNG”, dentro del marco “The European Metrology Research Programme (EMRP)”. Entre los objetivos del Proyecto se incluyen la evaluación de los sistemas de medida actuales y de su incertidumbre, el desarrollo de nuevas tecnologías para reducirla, el establecimiento de guías para las transacciones de GNL y la elaboración de normativa.