USA ma ogromne zapasy etanu w złożach gazu łupkowego, który jest gazem „mokrym”, to znaczy  metan wydobywany jest razem z kondensatem gazowym (ang. Natural Gas Liquids - NGL), czyli wiązką węglowodorów C2 – C5. Dla petrochemii najważniejszy jest etan, gdyż zużywa go prawie w całości, gdy propan i częściowo butan przeznaczone są do celów grzewczych, a izobutany i naturalna benzyna zużywane są przy produkcji paliw. Szczególnie bogate w etan są złoża z basenu Marcellus (północno-wschodnie Stany), gdzie  4 – 9 % wydobycia gazu to kondensat.

Co ciekawe producentami etanu w USA są firmy przesyłowe (midstream), odzyskujące gaz z mieszanek  wydobywanych ze złóż w procesie oczyszczania. Prawie 2/3 z odzyskiwanych strumieni to C2. Dlatego przy boomie gazu łupkowego ostatnich lat, produkcja etanu zwiększyła się znacząco, a amerykańskie zakłady petrochemiczne, przerabiające go na etylen pracują na pełne moce.

Ten ogromny wzrost produkcji etanu dla petrochemii jest błogosławieństwem, ale dla odzyskujących go z „mokrego gazu”  – utrapieniem. Etan jest tani, bo na rynku mamy sporą nadwyżkę i to już od 2012 r, gdy jeszcze ropa była po 110 dolarów. Dzisiaj jest po 40, więc nadzieje na ekstra zyski na etanie są niewielkie. Różnice cen wobec metanu wahają się znacząco, co oznacza, że separacja gazów nie zawsze jest opłacalna. Jednak już prawie 500 tysięcy baryłek dziennie (tyle ropy zużywa Polska) jest dodawanych do gazu w systemie przesyłowym. To zjawisko nazywa się „odrzucenie etanu” (ethane rejection) i polega na zwiększaniu do granic możliwości udziału kondensatu i sprzedawanie go jako gaz ziemny. Ograniczają ten proces normy składu gazu, technologie rurociągowe i przeznaczenie produktu. Jednak o wszystkim decyduje ekonomia tego procesu, gdy wobec  zmiennych cen surowców na rynkach, właściciele instalacji separujących gaz codziennie muszą decydować, jak się zachować – odzyskiwać wyższe węglowodory czy przesyłać je razem z metanem do odbiorców gaza. 

Jeśli dla przykładu metan na Henry Hub kosztuje dzisiaj 1,97 dolara za MBtu (72 dolary za 1000 m2, 25 zł / MWh, dla porównania cena giełdy TGE - 65 zł/MWh), a etan kosztuje 19 centów za galon, czyli przeliczając energetycznie – 2,88 dolara/Mbtu, co z pewnością zachęca do separacji i zarabiania na tym procesie. Jednak duża skala zjawiska wpływa na marże, które w tej działalności wahają się w pobliżu zera. A że etan  jest tylko jednym składnikiem kondensatu gazowego, więc poniższy wykres zestawia przykład kalkulacji, jak wygląda alternatywa między „odrzuceniem etanu”, a jego separacją i sprzedażą w postaci czystej (od 95%), oczywiście wraz z innymi odzyskanymi węglowodorami.

Nie jest to łatwe, gdyż potrzebne są instalacje do separacji gazu, ale także specjalnie przeznaczona dla etanu infrastruktura przesyłowa. To wszystko kosztuje, więc kalkulacje trwają cały czas, a o pracy lub postoju decydują notowania różnych produktów na rynku amerykańskim. Na wyższy stopień komplikacji wchodzi projekt spółki Enterprise, która w basenie Marcellusa wybudowała stację separacji gazów i połączyła ją specjalnym etanowym rurociągiem z sercem amerykańskiego przemysłu petrochemicznego – Zatoką Meksykańską. Tam gaz ma więcej możliwości zastosowań - od wzbogacania metanu przez przeróbkę chemiczną w krakerze aż po eksport. To wyjście Ameryki na rynki światowe jest najważniejszym wydarzeniem ostatnich lat w tej branży. Dzięki temu amerykański etan dociera już do Europy.