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Gaz naturel liquéfié : processus de production et réutilisation de l’énergie froide

Le gaz naturel liquéfié (GNL) est produit en refroidissant le gaz naturel à environ -160 °C et en le liquéfiant pour en faciliter le transport et le stockage. Une chaîne d’approvisionnement en GNL typique comprend la production de gaz, la liquéfaction, le transport maritime, la regazéification et la livraison. La regazéification du GNL libère une quantité importante d’énergie froide qui peut être réutilisée dans divers procédés, tels que la production d’électricité.

Qu’est-ce que le GNL ?

L’utilisation du gaz naturel a connu une croissance rapide au cours de la dernière décennie. Selon l’AIE, le gaz naturel représentait environ un quart (24 %) de la production mondiale d’électricité en 2020.  Comparé à d’autres combustibles fossiles tels que le charbon, le gaz naturel produit beaucoup moins de CO2 et de polluants atmosphériques. [1] Le gaz naturel liquéfié (GNL) est produit en refroidissant le gaz naturel sous pression dans des conditions telles que la détente instantanée à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique génère un liquide cryogénique en ébullition à <-160 °C. La liquéfaction facilite le transport et le stockage du gaz naturel, car elle en réduit le volume : 1 litre de GNL correspond à environ 600 litres de gaz naturel dans des conditions ambiantes. [2–4]

 

Propriétés du GNL

 

Propriétés thermodynamiques du GNL

Le gaz naturel, à partir duquel est produit le GNL, est un mélange de différents gaz : principalement du méthane (environ 80 à 99 % en moles) et d’autres composants tels que l’éthane, le propane et d’autres hydrocarbures plus lourds, ainsi que l’azote et le dioxyde de carbone dans des proportions variables selon l’origine géographique. [2] Les équations d’état sont utilisées pour modéliser avec précision le comportement de phase et les propriétés thermodynamiques des mélanges de GNL. [5] Avec l’augmentation du volume des échanges et les demandes croissantes d’optimisation de la production de GNL qui est très énergivore, le calcul précis des propriétés de la phase liquide représente un défi pour l’industrie. [6]

 

Propriétés environnementales du GNL

Le gaz naturel est souvent considéré comme un combustible de transition vers une économie à faibles émissions de gaz à effet de serre (GES), car il s’agit du combustible fossile le plus propre, émettant environ 30 % à 45 % moins de CO2 par unité d’énergie que le pétrole et le charbon. [7] Selon un livre blanc de l’industrie, l’utilisation du GNL comme carburant maritime peut réduire les émissions de GES jusqu’à 21 % par rapport aux carburants actuels à base de pétrole. [8] Le GNL représente une technologie intermédiaire entre les carburants conventionnels (par exemple, l’essence, le diesel, le GPL) et les carburants à faibles émissions tels que l’hydrogène liquide ou l’ammoniac. [3] En effet, avec le GNL comme carburant, il existe toujours un risque d’émissions fugitives de méthane en raison de fuites ou de rejets involontaires liés à une combustion incomplète du méthane par exemple, dans les moteurs. Le méthane est un gaz à effet de serre qui contribue fortement au réchauffement climatique. En réponse aux pressions commerciales et réglementaires, les fabricants de moteurs investissent dans la R&D pour réduire les rejets de méthane. [9]

 

Problématiques de sécurité concernant le GNL

Le GNL est non toxique, non corrosif, incolore et inodore. Néanmoins, puisqu’il s’agit d’un fluide cryogénique, le contact direct du GNL sur la peau humaine entraîne une brûlure par le gel. Le GNL n’est généralement pas explosif à l’état liquide. Une fois qu’il est chauffé et devient un gaz, le risque d’explosion augmente si un mélange air/gaz est enflammé dans un environnement confiné. En milieu ouvert (non confiné), le gaz naturel ne détonne pas car il se dilue rapidement dans l’atmosphère. [10] Cependant, la vapeur de GNL est hautement inflammable dans l’air, ce qui peut provoquer un embrasement éclair (« flash fire » en anglais). [2,4] Les risques et les mesures de sécurité dans l’industrie du GNL sont abordés dans des normes telles que la norme EN 1473:2021 et la NFPA 59A. [11,12]

 

Chaîne d’approvisionnement typique en GNL

 

Production et transformation de GNL

En février 2021, 21 marchés disposaient d’installations d’exportation de GNL opérationnelles, d’après l’Union internationale du gaz (IGU). Les deux principaux exportateurs de GNL en 2020 étaient l’Australie (77,8 MT) et le Qatar (77,1 MT), suivis des États-Unis (44,8 MT) et de la Russie (29,6 MT). [13]

 

Figure réalisée par l'IIF à partir de données du Rapport mondial GNL 2021 de l'IGU.

 

Une chaîne d’approvisionnement en GNL typique comprend la production de gaz, la liquéfaction, le transport maritime, la regazéification et la livraison par gazoduc. Le GNL est transporté sous forme cryogénique par camion, train ou bateau. Une usine de liquéfaction peut desservir plusieurs usines de regazéification et vice versa. Les installations de GNL à petite échelle et offshore permettent l’exploitation de petites ressources gazières éloignées, pour lesquelles il n’est pas rentable de construire un gazoduc. Les gazoducs terrestres de plus de 5 000 km et les gazoducs offshore de plus de 1 500 km ne sont pas rentables comparé au transport sous forme liquéfiée. L’énergie consommée et les émissions de GES sont équivalentes entre les gazoducs terrestres et le GNL sur des distances de transport de 13 000 km et 7 500 km, respectivement. [7]

 

Procédés de liquéfaction du gaz naturel pour les usines onshore et offshore

Les usines de liquéfaction peuvent être divisées en trois catégories : les installations terrestres à grande échelle (capacité > 1 million de tonnes de GNL par an (MTPA)), les petites installations terrestres (capacité < 1 MTPA) et les procédés offshore. [7] Selon l’IGU, la capacité mondiale de liquéfaction était de 452,9 MTPA fin 2020. Les trois principaux marchés exportateurs de GNL représentent actuellement plus de la moitié de la capacité mondiale de liquéfaction. [13]

 

La liquéfaction du gaz naturel est réalisée au moyen de plusieurs cycles frigorifiques qui peuvent être classés en trois groupes : les procédés de liquéfaction en cascade (utilisant des frigorigènes purs), les processus utilisant des mélanges de frigorigènes et les processus basés sur la détente du gaz. Les procédés basés sur la détente du gaz sont généralement utilisés pour les applications à petite échelle, les applications d’écrêtement des pointes et pour le GNL flottant (FLNG). [14] On estime que la liquéfaction consomme environ 30 à 35 % de l’énergie totale nécessaire à la chaîne de valeur du GNL. Les besoins énergétiques pour la production de GNL dépendent non seulement de la technologie de liquéfaction, mais aussi des conditions du site. De plus, tous les paramètres du processus doivent être soigneusement optimisés. [15]

 

Liquéfaction en cascade

Le procédé en cascade classique comporte normalement trois cycles frigorifiques, chacun à une plage de température différente et contenant respectivement du propane, de l’éthylène et du méthane purs comme frigorigènes. Selon plusieurs articles de synthèse, les technologies en cascade sont principalement utilisées pour des applications terrestres à grande échelle. [7] En 2020, le procédé ConocoPhillips Optimized Cascade (CPOC) était la deuxième technologie de liquéfaction la plus utilisée avec 22 % (100,3 MTPA) de la capacité opérationnelle mondiale, selon l’IGU. [13]

 

Liquéfaction utilisant un mélange de frigorigènes

Dans les procédés utilisant des mélanges de frigorigènes (MR), il existe au moins un cycle frigorifique qui implique le refroidissement continu d’un flux de gaz naturel à l’aide d’un mélange de frigorigènes (généralement un mélange d’hydrocarbures légers et d’azote). Les variantes de la technologie MR comprennent des procédés à un cycle (SMR) et des procédés à deux cycles (DMR). Le procédé SMR utilise un cycle de Rankine inversé de refroidissement et de liquéfaction du gaz naturel. Le procédé DMR permet d’obtenir la liquéfaction du gaz naturel à l’aide de deux cycles MR indépendants. Dans le premier cycle, le gaz naturel est pré-refroidi par un mélange de frigorigènes plus lourd. Ensuite, le gaz naturel refroidi est condensé et sous-refroidi dans une seconde étape par un mélange de frigorigènes plus léger. [16]

Le procédé utilisant un mélange de frigorigènes pré-refroidi au propane (AP-C3MR) est le plus répandu dans l’industrie du GNL à grande échelle, occupant près de 53 % de la capacité opérationnelle mondiale en 2020. [7,13]

 

Liquéfaction par détente du gaz

Le cycle frigorifique du turbo-détendeur dans les procédés de liquéfaction par détente du gaz (EXP) fonctionne en comprimant et en détendant un gaz pour générer du froid. [16] Les frigorigènes utilisés dans le procédé EXP (azote ou méthane purs, ou un mélange de ceux-ci) peuvent atteindre les basses températures nécessaires à la liquéfaction du gaz naturel en une seule boucle, mais au prix d’une efficacité inférieure à celle des procédés en cascade et MR. Pour réduire la consommation d’énergie, le procédé EXP récupère une partie du travail du compresseur en remplaçant la vanne d’étranglement par un détendeur. Les procédés EXP font l'objet d'une attention croissante pour les applications à petite échelle. [7] En effet, pour des raisons de sécurité et de contraintes d’espace, les applications offshore telles que les petits terminaux FLNG utilisent principalement des technologies de liquéfaction relativement simples. [13]

 

Transport maritime du GNL

En 2020, la flotte mondiale de méthaniers comptait 572 navires actifs, dont 37 unités flottantes de stockage et de regazéification (FSRU) et quatre unités de stockage flottantes (FSU). [13] Dans le commerce international, le GNL est transporté dans des navires à double coque, spécialement conçus pour supporter la basse température du GNL, jusqu’à un terminal d’importation où il est stocké et regazéifié. [4] Les systèmes de confinement du GNL des méthaniers peuvent être divisés en deux catégories : les systèmes à membrane (79 % de la flotte actuelle) et les systèmes autoportants (21 % du parc actuel). La plupart des nouvelles constructions modernes sont équipés de systèmes à membrane, qui offrent un système de confinement fin et plus léger, et sont plus efficaces en termes de carburant et d’espace. Dans les deux systèmes, une petite quantité de GNL est convertie en gaz au cours d’un voyage. C’est ce que l’on appelle le gaz perdu par évaporation (« boil-off gas » en anglais). Les taux d’évaporation dans les méthaniers de construction récente sont inférieurs à 0,10 % du volume total par jour (environ 0,15 % du volume total par jour dans les navires plus anciens). [13]

 

Regazéification et distribution du GNL

Selon l’IGU, les principaux importateurs de GNL en 2020 étaient le Japon (74,43 MT), la Chine (68,91 MT) et la Corée du Sud (40,81 MT), qui ont importé à eux trois 51 % de la production mondiale actuelle de GNL. En février 2021, 39 marchés étaient équipés de terminaux d’importation de GNL, atteignant une capacité mondiale de regazéification de 850,1 MTPA. [13]

 

Dans le terminal d’importation, le GNL est chauffé pour atteindre la température ambiante, ce qui permet d’obtenir du gaz naturel sous pression. Cela est réalisé à l'aide d'échangeurs de chaleur spéciaux alimentés par des pompes à haute pression permettant d’atteindre la pression finale du gaz. [4] La plupart des terminaux de regazéification utilisent des systèmes de vaporisation par échange de chaleur avec l’eau de mer (ORV – « Open rack vaporizers » en anglais) pour regazéifier le GNL. Ce sont des échangeurs de chaleur qui utilisent l’eau de mer comme source d’énergie thermique dans un système de chaleur directe pour vaporiser le GNL. [17] Les autres systèmes de vaporisation comprennent la vaporisation par combustion submergée (SCV), la vaporisation par l’air ambiant (AAV), la vaporisation avec échangeurs à tubes et calandre (STV – « Shell-and-tube vaporizers » en anglais) et la vaporisation par fluide intermédiaire (IFV). [5]

 

Les terminaux offshore reçoivent le GNL des méthaniers, le regazéifient et livrent le gaz naturel aux clients à terre par gazoduc. Il existe deux concepts fondamentaux pour les terminaux GNL offshore : les structures gravitaires (GBS ou « Gravity Based Structure » en anglais) et les unités flottantes de stockage et de regazéification (FSRU). Un FSRU est un navire GNL conçu ou modifié pour inclure une installation de regazéification. Ce sont des structures flottantes, soit amarrées au fond de la mer, soit attachées à une jetée dans une zone portuaire. [5]

 

Chaîne d’approvisionnement typique en GNL (Source : Al-Yafei et al, Energy Strategy Reviews 2021)

 

Récupération de l’énergie froide issue du traitement du GNL

La regazéification conventionnelle du GNL implique un échange de chaleur direct entre le GNL et l’eau de mer ou d’autres sources de chaleur, ce qui signifie que l’énergie froide est gaspillée tout comme l’importante puissance mécanique nécessaire pour entraîner les pompes à eau de mer. [18] Le potentiel mondial de production d’énergie froide à partir du GNL a été estimé à près de 12 GW. Cette « énergie froide » pourrait être réutilisée dans une variété de procédés, dont la production d’électricité. [19]

 

Les systèmes d’utilisation de l’énergie froide du GNL peuvent être intégrés au processus de regazéification du GNL sans modifier radicalement les systèmes. Dans ces systèmes, le GNL est principalement utilisé comme puits de chaleur, tandis que dans certains cas, il est utilisé comme puits de chaleur et comme flux d’alimentation. Les systèmes actuels d’utilisation de l’énergie froide du GNL comprennent la production d’électricité, la séparation de l’air, le dessalement traditionnel, le captage cryogénique du dioxyde de carbone et la récupération des liquides de gaz naturel (LGN). [20]

 

Production cryogénique d’électricité

La production cryogénique d’électricité est l’application la plus répandue de l’énergie froide du GNL. [20] Les cycles thermodynamiques suivants ont été envisagés pour la production d’électricité à l’aide de l’énergie froide du GNL : le cycle à détente directe, le cycle organique de Rankine (ORC), le cycle de Brayton, le cycle à absorption, le cycle de Stirling et une combinaison de ces cycles. [19]  

 

L’ORC est utilisé dans un cas pratique d’ingénierie au Japon depuis 1979. Dans un terminal GNL appartenant à la société Osaka Gas, un ORC utilisant du propane comme fluide de travail atteint une puissance de sortie de 1450 kW. [20] Selon un article de synthèse sur la production cryogénique d’électricité, un rendement thermodynamique d’environ 25 à 30 % a été rapporté pour les cycles de Rankine transcritiques combinés. Les cycles de Brayton, qui conviennent aux sources de chaleur à haute température (c.-à-d. provenant de la combustion de la biomasse), permettent d’obtenir un rendement thermodynamique d’environ 70 à 80 %. [19]

 

Captage cryogénique du dioxyde de carbone

Le captage, l'utilisation et le stockage du carbone consistent à capter le CO2 des installations industrielles qui utilisent des combustibles fossiles ou de la biomasse comme carburant. Selon l'AIE (Agence internationale de l'énergie), l'absorption chimique à l'aide de solvants à base d'amines est la technologie de captage du carbone la plus mature. [21,22] Cependant, les grands volumes de solvants utilisés nécessitent une énergie thermique importante pour leur régénération. Parmi les autres procédés, la séparation physique du CO2 peut être réalisée à l'aide de technologies à basse température, souvent appelées captage cryogénique du carbone. Cette technologie suscite un intérêt considérable car la séparation cryogénique offre des taux de récupération et des niveaux de pureté du CO2 élevés. [21]

 

Le captage cryogénique du carbone (CCC) implique un processus de séparation physique basé sur les différences entre les points d'ébullition et les propriétés de désublimation des composants du mélange gazeux. [21] Le procédé CCC est le suivant : refroidissement des gaz jusqu'au point de gel ou de désublimation du CO2 (-100 à -135 °C), séparation et pressurisation des solides, puis réchauffement de tous les flux pour obtenir un flux appauvri en CO2 à pression ambiante et un flux de CO2 liquide pur (à plus de 90 %) pressurisé généralement à environ 150 bars, tous deux à température ambiante. [23]

 

Le captage cryogénique du carbone repose sur le changement de phase, séparant ainsi le CO2 du gaz sous forme de liquide ou de solide. La séparation gaz-liquide du dioxyde de carbone (ou distillation cryogénique) est recommandée pour les flux dont la concentration en CO2 est supérieure à 50 % afin de limiter les besoins en refroidissement et la consommation d'énergie. La séparation vapeur-solide est considérée comme une solution plus efficace sur le plan énergétique. Par exemple, une étude qui a comparé les deux options a révélé que pour un mélange gazeux ayant une concentration volumique de 70 % de CO2, les besoins en énergie d'un réseau de distillation cryogénique classique étaient de 1472 kJ par kg de CO2, alors que ceux d'un lit tassé cryogénique étaient de 810 kJ par kg de CO2. [21]

 

Stockage d’énergie froide

La regazéification du GNL étant un processus continu, le stockage de l’énergie froide du GNL nécessite des systèmes de stockage appropriés. Les systèmes de stockage pouvant convenir pour l’énergie froide du GNL comprennent les systèmes à air liquide, les systèmes à dioxyde de carbone liquide et les matériaux à changement de phase (PCM). Dans le cas du stockage d’énergie froide utilisant de l’air liquide, l’air est d’abord pressurisé à haute pression par un compresseur, puis refroidi et liquéfié en transférant de la chaleur au GNL dans un échangeur de chaleur. Au cours du processus de transfert de chaleur, l’énergie froide du GNL est transférée à l’air pour produire de l’air liquide. L’air liquide est stocké dans un réservoir cryogénique dans l’attente d’une demande en énergie. Lorsque la demande en énergie augmente, l’air liquide stocké peut être chauffé pour passer en phase gazeuse. Il se dilate ensuite dans la turbine pour produire de l’électricité afin de fournir l’énergie au réseau. [20]

 

Autres applications de l’énergie froide du GNL

Des défis restent à relever avant que l’utilisation de l’énergie froide du GNL ne se généralise. Néanmoins, avec la croissance du marché du GNL, des applications innovantes ont été proposées. [20]

 

Par exemple, en Thaïlande, le terminal méthanier de l’entreprise PTTLNG utilise un échangeur de chaleur avec du propane comme fluide intermédiaire pour transférer l’énergie froide du GNL à de l’eau. Depuis 2018, PTTLNG utilise 32 MW d’énergie froide GNL dans quatre projets au sein du terminal méthanier : (1) production d'électricité via un cycle organique de Rankine d'une capacité de 5 MWh; (2) refroidissement de l’entrée d’air des générateurs à turbine à gaz pour augmenter le rendement du générateur; (3) remplacement des systèmes de chauffage, de ventilation et de conditionnement d’air à l’intérieur des bâtiments; (4) développement de plantations d’hiver avec une agriculture de précision pour remplacer les produits importés. [24]

 

Des chercheurs ont effectué une simulation pour évaluer le potentiel de l’utilisation de l’énergie froide du GNL de PTTLNG pour remplacer le système de refroidissement conventionnel des centres de données. Ils ont constaté que la combinaison d’un centre de données avec un terminal méthanier à l’aide d’un IFV fournirait environ 30 MW d’énergie froide, ce qui est suffisant pour refroidir un centre de données d’une capacité de 3519 racks. Une telle quantité d’énergie froide pourrait réduire les coûts d’exploitation du refroidissement de plus de 10 millions de dollars par an pour le centre de données et réduire les émissions de CO2 de 35 000 t par an. [24]

 

Liens utiles pour plus d’informations

 

Pour plus d’informations, les documents suivants peuvent être téléchargés sur FRIDOC.

 

 

Remerciements

L'IIF tient à remercier Dr Heinz Bauer, membre de la commission A2 "Liquéfaction et séparation des gaz", pour sa relecture et ses remarques pertinentes pour la rédaction de ce dossier.

 

Références

1. IEA. (2021, November). Natural Gas-Fired Power [Tracking report]. https://www.iea.org/reports/natural-gas-fired-power

2. Arefin, M. A., Nabi, M. N., Akram, M. W., Islam, M. T., & Chowdhury, M. W. (2020). A Review on Liquefied Natural Gas as Fuels for Dual Fuel Engines: Opportunities, Challenges and Responses. Energies, 13(22), 6127. https://doi.org/10.3390/en13226127

3. Banaszkiewicz, T., Chorowski, M., Gizicki, W., Jedrusyna, A., Kielar, J., Malecha, Z., Piotrowska, A., Polinski, J., Rogala, Z., Sierpowski, K., Skrzypacz, J., Stanclik, M., Tomczuk, K., & Dowżenko, P. (2020). Liquefied Natural Gas in Mobile Applications—Opportunities and Challenges. Energies, 13(21), 5673. https://doi.org/10.3390/en13215673

4. Chrz, V. (2006). Liquefied natural gas: Current expansion and perspectives, 19th Informatory Note on Refrigerating Technologies. International Institute of Refrigeration. https://iifiir.org/en/fridoc/liquefied-natural-gas-current-expansion-and-perspectives-127329

5. Mokhatab, S., Mak, J. Y., Valappil, J. V., & Wood, D. A. (Eds.). (2014). Chapter 1—LNG Fundamentals. In Handbook of Liquefied Natural Gas (pp. 1–106). Gulf Professional Publishing. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-404585-9.00001-5

6. Thol, M., Richter, M., May, E. F., Lemmon, E. W., & Span, R. (2019). EOS-LNG: A Fundamental Equation of State for the Calculation of Thermodynamic Properties of Liquefied Natural Gases. Journal of Physical and Chemical Reference Data, 48(3), 033102. https://doi.org/10.1063/1.5093800

7. Zhang, J., Meerman, H., Benders, R., & Faaij, A. (2020). Comprehensive review of current natural gas liquefaction processes on technical and economic performance. Applied Thermal Engineering, 166, 114736. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2019.114736

8. European Biogas Association. (2020, November 23). New joint paper: ‘BioLNG makes carbon neutrality a reality for EU transport’. European Biogas Association. https://www.europeanbiogas.eu/new-joint-paper-biolng-makes-carbon-neutrality-a-reality-for-eu-transport/

9. Stamatis Fradelos. (2021, March 22). LNG as marine fuel and methane slip. SAFETY4SEA. https://safety4sea.com/cm-lng-as-marine-fuel-and-methane-slip/

10. Connaissance des Énergies. (2011, September 26). Gaz naturel: Quels dangers ? Fiches pédagogiques. https://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/gaz-naturel-quels-dangers

11. CENELEC. (2021, May). A European LNG infrastructure fit for the future: CEN published the new edition of EN 1473. CEN-CENELEC. https://www.cencenelec.eu/news-and-events/news/2021/eninthespotlight/2021-05-26-en-1473-lng/

12. National Fire Protection Association (NFPA). (2019). NFPA 59A: Standard for the Production, Storage, and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG). https://www.nfpa.org/codes-and-standards/all-codes-and-standards/list-of-codes-and-standards/detail?code=59A

13. IGU. (2021). World LNG Report 2021. International Gas Union. https://www.igu.org/resources/world-lng-report-2021/

14. Mokhatab, S., & Messersmith, D. (2018, July). Liquefaction technology selection for baseload LNG plants. Hydrocarbon Processing. https://www.hydrocarbonprocessing.com/magazine/2018/july-2018/bonus-report-lng-technology/liquefaction-technology-selection-for-baseload-lng-plants

15. Majeed, K., Qyyum, M. A., Nawaz, A., Ahmad, A., Naqvi, M., He, T., & Lee, M. (2020). Shuffled Complex Evolution-Based Performance Enhancement and Analysis of Cascade Liquefaction Process for Large-Scale LNG Production. Energies, 13(10), 2511. https://doi.org/10.3390/en13102511

16. Mokhatab, S., Mak, J. Y., Valappil, J. V., & Wood, D. A. (Eds.). (2014). Chapter 3—Natural Gas Liquefaction. In Handbook of Liquefied Natural Gas (pp. 147–183). Gulf Professional Publishing. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-404585-9.00003-9

17. Agarwal, R., Rainey, T. J., Rahman, S. M. A., Steinberg, T., Perrons, R. K., & Brown, R. J. (2017). LNG Regasification Terminals: The Role of Geography and Meteorology on Technology Choices. Energies, 10(12), 2152. https://doi.org/10.3390/en10122152

18. Khor, J. O., Dal Magro, F., Gundersen, T., Sze, J. Y., & Romagnoli, A. (2018). Recovery of cold energy from liquefied natural gas regasification: Applications beyond power cycles. Energy Conversion and Management, 174, 336–355. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2018.08.028

19. Pospíšil, J., Charvát, P., Arsenyeva, O., Klimeš, L., Špiláček, M., & Klemeš, J. J. (2019). Energy demand of liquefaction and regasification of natural gas and the potential of LNG for operative thermal energy storage. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 99, 1–15. https://doi.org/10.1016/j.rser.2018.09.027

20. He, T., Chong, Z. R., Zheng, J., Ju, Y., & Linga, P. (2019). LNG cold energy utilization: Prospects and challenges. Energy, 170, 557–568. https://doi.org/10.1016/j.energy.2018.12.170

21. Font-Palma, C., Cann, D., & Udemu, C. (2021). Review of Cryogenic Carbon Capture Innovations and Their Potential Applications. C, 7(3), 58. https://doi.org/10.3390/c7030058

22. IEA. (2021). About CCUS. IEA. https://www.iea.org/reports/about-ccus

23. Baxter, L., Hoeger, C., Stitt, K., Burt, S., & Baxter, A. (2021, April 5). Cryogenic Carbon CaptureTM (CCC) Status Report. 15th Greenhouse Gas Control Technologies Conference 15-18 March 2021. https://doi.org/10.2139/ssrn.3819906

24. Sermsuk, M., Sukjai, Y., Wiboonrat, M., & Kiatkittipong, K. (2021). Utilising Cold Energy from Liquefied Natural Gas (LNG) to Reduce the Electricity Cost of Data Centres. Energies, 14(19), 6269. https://doi.org/10.3390/en14196269

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