Desde el año 2005 hasta la actualidad, EE.UU. ha comenzado el desarrollo intensivo de extracción de un gas natural no convencional conocido como shale gas, el cual, hasta hace unos años, era inviable de producir económicamente, pero que ahora, gracias a los avances tecnológicos, existen 862 trillones de pies cúbicos que son económicamente factibles de extraer. Esto ha permitido que el consumo de gas natural proyectado de esta nación sea un 45% shale gas y una disminución de un 11% al 1% en importaciones netas. Esto, además de disminuir la dependencia de esta nación por gas extranjero, trajo consigo un desacople de los precios del gas por sobre el petróleo, lo cual ha hecho que varias naciones se interesaran en el desarrollo de este gas.

Un estudio solicitado por la US Energy Information Administration permitió revelar que existen 6,622 trillones de pies cúbicos técnicamente recuperables, una cifra prometedora dado los 6,609 trillones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural. Estas cifras, sumadas a las proyecciones de consumo e intercambio de gas en los diversos mercados mundiales, además de las condiciones de ciertos países, han permitido establecer al shale gas como alternativa real de inversión y donde existen casos emblemáticos como el de China y EE.UU., que en el muy largo plazo podrían convertirse en exportadores de gas natural.

A pesar de los posibles beneficios que traería la extracción de este gas, existen diversos estudios medioambientales que intentan demostrar lo devastador que podría llegar a ser su extracción.

Decidimos estudiar el caso de Chile con más detalle, y debido a ello, el caso argentino. Las reservas de shale gas para Chile se estimaron en 64 trillones de pies cúbicos que supera con creces a los 3.5 trillones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural, mientras que Argentina posee reservas por 774 y 13.4 trillones de pies cúbicos respectivamente, lo que convierte a Argentina en un potencial exportador a largo plazo. Chile, que obtiene el 52% de su consumo vía importaciones tiene una buena oportunidad de o bien iniciar la producción propia de shale gas, o bien reiniciar importaciones desde Argentina, ya que los gasoductos aparecen como un costo hundido para el país y la aparición de shale gas, hace que aumenten las probabilidades de que Argentina restablezca el consumo, pero su inestabilidad política y económica no aseguran lo anterior. En términos de GNL, gracias al shale gas se encontraría con nuevos oferentes entre los que destacarían Australia, China, y EE.UU. dada su cercanía geográfica y menores costos de transporte. Todo esto traería consigo una disminución en los precios del gas natural, su desacople respecto al precio del crudo, y una disminución en los costos marginales de la generación eléctrica, si es que se intensifica su uso en la matriz energética, trayendo consigo una disminución de los precios de la electricidad para el consumidor y menores emisiones de gases de efecto invernadero.

Introducción

Las proyecciones de British Petroleum[1] son tajantes. Para satisfacer las demandas energéticas mundiales el año 2030, necesitaremos un aumento de al menos 45% de la energía producida actual. A modo de comparación, requeriremos producir una cantidad de energía equivalente a casi el doble de la extracción presente de petróleo en todo el Medio Oriente; a ojos de muchos expertos, el gran desafío de la humanidad.

Es un hecho que las ERNC van a tomar un rol protagónico en la matriz energética mundial para los años venideros. No obstante, es poco realista y altamente perjudicial para el desarrollo económico mundial creer que esta transición de combustibles fósiles a ERNC se realizará de un día para otro. A saber, se proyecta que al 2030 los combustibles fósiles contribuirán cerca de un 80% de la matriz energética mundial. Por lo tanto, nos encontramos ante una evolución de la matriz energética y no una revolución, como muchos erróneamente señalan.

Un creciente aumento de conciencia ambiental ha creado la necesidad de elegir una fuente de energía con bajas emisiones de . Por estas razones, se hace predominante la eliminación progresiva del petróleo y el carbón de la matriz energética mundial. Es interesante notar que, a pesar de que el carbón constituye un 50% de la matriz energética de los E.E.U.U., es responsable de casi el 80% de las emisiones de a la atmósfera.

Todo lo anterior genera un paradigma que se ve resuelto a través del gas natural, y las razones son múltiples: limpieza, eficiencia, versatilidad, abundancia, etc. Es aquí en donde el shale gas toma un rol protagónico.

En el presente informe, describiremos su proceso de producción y tecnología requerida, el impacto del shale gas a nivel mundial y los potenciales beneficios que puede obtener Chile de “La Revolución del Shale Gas”.

¿Qué es el Shale Gas?

El shale gas es simplemente gas natural. No obstante, su nombre lo diferencia debido a su procedencia, el esquisto (o shale, en inglés).

Los esquistos son un conjunto de rocas metamórficas de bajo a medio grado de metamorfisismo, pertenecientes al grupo de silicatos. Se caracterizan por poseer estructura foliada y composición química variable, con una estructura molecular de 1 átomo de silicio y 4 de oxígeno. Dentro de los esquistos más comunes podemos encontrar: esquisto de mica, hornablenda, clorita y talco.

Los esquistos provienen de arcillas o lodos, los cuales han sufrido procesos metamórficos de diversas temperaturas y presiones. Su estructura foliada permite que sean fácilmente separados en delgadas láminas, manteniendo su composición.

Descripción: Some analysts expect shale gas to supply as much as half the natural gas production in North America by 2020.

Imagen: extracción de esquisto

El shale gas es una fuente poco convencional de gas natural. También existen: CBM (coalbed methane), tight gas, sour gas e hidratos de metano (methane clathrates).

Gas Natural

El gas natural es un gas compuesto primordialmente por metano y cerca de un 20% de otros hidrocarburos más complejos (etano, entre otros). Fuera de la corteza terrestre lo vemos formarse en pantanos, ciénagas o vertederos, como subproducto de una arquea metanógena, microorganismo procarionte que obtiene energía mediante la producción de gas natural (biogás). Dentro de la corteza terrestre se forma gracias a residuos orgánicos sujetos condiciones de altas temperaturas y presión, encontrado disuelto o asociado al petróleo crudo.

Como fuente de energía, el gas natural ha aumentado progresivamente su popularidad. Sus virtudes comparativas, respecto a otros combustibles fósiles, son:

· Es por excelencia el combustible fósil más limpio ya que produce poca contaminación y emite menos que el petróleo y el carbón.

· Tiene un nivel altísimo de eficiencia eléctrica ().

· Es más versátil que el carbón, ya que se utiliza tanto como combustible de transporte, como para generar electricidad y calor.

· Es más abundante que el petróleo.

Sus formas de transporte y distribución son dos: gasoductos y GNL (gas natural licuado).

Los gasoductos son un método de transporte y distribución de gases combustibles a gran escala. Son análogos a las líneas de transmisión, respecto a su función de transportar energía de un lugar físico a otro. Son tuberías de acero por las cuales circula gas a alta presión (72 bares para transmisión y 16 bares para distribución), construidas a una profundidad habitual de 1 metro o en la superficie. Cabe destacar que se construyen gasoductos que atraviesan grandes cantidades de agua.

Descripción: http://www.novinite.com/media/images/2009-04/photo_verybig_102534.jpg

Imagen: gasoducto ruso

El GNL es gas natural convertido temporalmente en líquido para aumentar su capacidad de transportación. El GNL es aproximadamente 600 veces más denso que el gas natural, lo que significa que se puede transportar la misma cantidad de éste en compartimentos 600 veces más pequeños, otorgando una alternativa viable de transportación. A pesar que el proceso de condensación requerido lo hace más costoso que los gasoductos, el transporte a través del GNL es muy popular debido a distintas restricciones asociadas a la primera alternativa, tales como: transporte a través de océanos, países (impedimentos políticos o de interés), etc.

Descripción: http://www.our-energy.com/slike/LNG_tanker.jpg

Imagen: buque transportador de GNL

Shale Gas

Los esquistos negros contienen material orgánico los que a ciertas condiciones de temperatura y presión se fragmentan, formando gas natural. Debido a la baja densidad del gas natural, éste suele deslizarse a través del esquisto formando depósitos convencionales de gas natural. Sin embargo, la alta impermeabilidad de esta roca bloquea el paso de grandes cantidades de gas natural, las cuales son absorbidas por la arcilla del esquisto, dando lugar al shale gas.

Imagen: mapa geológico de fuentes de gas natural[2]

En el esquemático se aprecia que el shale gas se halla a mayores profundidades que las otras fuentes de gas natural. También se observa que el recurso se encuentra ampliamente dispersado de forma horizontal. Sumado a lo anterior, la impermeabilidad del esquisto imposibilita la fácil extracción del gas natural. Por ende, a pesar de ser una fuente de energía conocida desde el siglo XIV (en Suiza y Austria), sólo los avances tecnológicos de la era moderna (década de los 90’), traducidos en mejoras en los métodos de extracción, han permitido la extracción masiva, comercial y lucrativa del shale gas.

Tecnologías Actuales de Extracción del Shale Gas

Las tecnologías actuales de extracción son dos y funcionan de manera complementaria: horizontal drilling (“perforación horizontal dirigida”) e hydraulic fracturing (“fractura hidráulica”). La primera tiene el propósito de atravesar y llegar a los yacimientos, mientras la segunda, a través de reacciones químicas y presión de fluidos, aumenta la permeabilidad de la roca permitiendo la salida del gas natural.

A continuación se presentarán detalles acerca de los dos métodos utilizados en la extracción.

Horizontal Drilling

Tal como se muestra en la imagen anterior, para realizar una perforación horizontal primero realizas una perforación vertical para llegar unos pocos cientos de metros arriba de la altura del yacimiento. Luego, el perforador “se gira” en un ángulo cercano a los 45° para así taladrar a través del depósito de shale gas, permitiendo una mayor extracción de éste.

Se necesitaron años de experiencia y avances tecnológicos en distintas ciencias para hacer del horizontal drilling una técnica física y económicamente factible:

· Primero, entender que muchos pozos no son físicamente verticales, sino más bien horizontales.

· Técnicas de sondeo y monitoreo, compuestas por tres mediciones: profundidad, inclinación y acimut magnético.

· Diseños de BHA (ensamblaje de fondo de pozo) para una avanzada perforación.

· Otros avances tecnológicos en: tuberías de perforación, caja y pin, collares de perforación, rimadores y estabilizadores, etc.

· Aplicación de mud motors (“motores de barro”), los cuales utilizan el barro para producir potencia adicional de perforación.

Sin embargo, sin hydraulic fracturing esta técnica es inefectiva en pozos de esquisto.

Descripción: Horizontal Drilling

Imagen: Horizontal drilling e hydraulic fracturing

Hydraulic Fracturing

También llamado fracking o hydrofracking. El procedimiento consiste en bombear fluidos (por ejemplo: agua, gel, espuma, gases comprimidos, etc.) a presiones lo suficientemente altas para fracturar la roca, aumentado la porosidad y permeabilidad del canal para que el gas natural escurra hacia la superficie. Esto es de vital importancia para la extracción del shale gas, ya que éste se encuentra en pequeños poros independientes de esquisto, los cuales necesitan un canal común (o “puente”) para una extracción exitosa en masa.

Utilizado desde los años 40’, ha aumentado la productividad de miles de pozos de combustible fósil a lo largo y ancho del mundo.

No obstante, se observó que muchas de las fracturas se cerraban al apagar las bombas, debido a las altas presiones dentro del pozo. Lo anterior se solucionó agregando un 1% de proppant (“soluto de soporte”) a la solución líquida, la que mantiene condiciones de permeabilidad obtenidas en el esquisto hasta después de apagada la bomba. Los proppants más comunes son: arena, cerámica y polvo de aluminio.

Sumado a lo anterior, la solución suele contener químicos multipropósito: convertir el agua en gel, reducir la fricción del fluido, prevenir corrosión, controlar el pH, etc. Todo lo anterior hace que la perforación horizontal cueste hasta tres veces más que la perforación vertical. Pero, este costo extra es usualmente recuperado gracias a la producción adicional proveniente del método. De hecho, muchos pozos rentables hoy en día serían un fracaso sin estas dos tecnologías complementarias.

Impacto en las Reservas Mundiales de Gas y Proyecciones Relevantes

Algo de Historia

Como vimos anteriormente, las mejoras tecnológicas en la extracción de gas natural han permitido hacer más rentable para los productores la extracción desde formaciones geológicas de baja permeabilidad (shale gas). EE.UU. fue el pionero en materia de investigación acerca de la extracción rentable de este gas. A mediados de 1970, el Departamento de Energía de ese país realizó una serie de acuerdos con privados para el desarrollo de tecnologías para la extracción de gas natural, lo cual permitió que ya entre 1980 y 1990, la compañía Mitchell Energy and Development se aventurara a hacer de la extracción profunda de shale gas una realidad comercial en la cuenca de Barnett Shale en Texas. El éxito de esta empresa permitió la inclusión agresiva de otras compañías, de tal manera que para el año 2005, Barnett Shale estaba produciendo casi medio trillón de pies cúbicos por año de gas natural. Con estos resultados, junto con los obtenidos en otras cuencas de EE.UU., confirmaban lo que los productores anhelaban: shale gas como alternativa rentable y comercial de producción era una realidad.

Descripción: http://geology.com/research/images/barnett-shale-formation-map-lg.jpg

Imagen: las cuencas de Barnett Shale

Descripción: http://geology.com/research/images/barnett-gas-production-graph-lg.jpg

Imagen: producción anual de shale gas en Barnett Shale

De acuerdo a lo señalado respecto a EE.UU., el shale gas y su extracción parecen ser una gran alternativa para los productores para desarrollar a futuro dadas las condiciones actuales de extracción. Podemos apreciar el crecimiento exponencial que tuvo la extracción de shale gas durante la primera década del siglo XXI, lo cual avala que los productores ya están considerando al shale como alternativa real y viable. Sin embargo, para poder evaluar el verdadero impacto que tendrá en el mundo, necesitamos evidencia de que existen reservas mundiales lo suficientemente grandes y concentradas para que exista inversión en este “commodity” y se convierta efectivamente en una alternativa como fuente energética.

Reservas Mundiales de GNL

A continuación mostraremos el panorama actual de las reservas mundiales de gas antes de considerar al shale gas como alternativa viable de extracción en el mundo, lo cual nos permitirá comparar cuantitativamente a qué porcentaje de las reservas mundiales de gas equivaldrían las reservas de shale gas.

Imagen: reservas mundiales probadas de gas natural en enero de 2010[3]

Podemos apreciar que casi tres cuartos de las reservas mundiales probadas de gas estimadas hasta ahora las podemos encontrar en Medio Oriente y Euroasia (Rusia, Irán y Qatar poseen el 55% de las reservas mundiales), lo cual muestra lo dependiente que es el mundo de las producciones de GNL por parte de estos países. Las proyecciones actuales (sin considerar shale gas), estiman que la razón reserva-a-producción mundial es de aproximadamente 60 años, en donde, si dividimos por regiones, son de 46 para Centroamérica y América del Sur, 72 años para Rusia, 68 para África, y más de 100 años para el Medio Oriente.

Reservas Mundiales de Shale Gas

Reservas de Shale Gas en EE.UU.

Gracias a los avances de las tecnologías de extracción de shale gas, EE.UU., como principal precursor de este gas, ha realizado ciertas proyecciones acerca de las reservas potenciales de este “commodity”, tanto en su propio país, como en el resto del mundo. El desarrollo de shale gas se ha transformado en una especie de “cambio de paradigma” para el mercado estadounidense de gas natural, lo cual ha hecho que este país haya mostrado gran interés en la investigación y difusión acerca de éste. Esto ha permitido que la producción de shale gas en EE.UU. pase de 0.39 trillones de pies cúbicos en el año 2000 a 4.87 trillones de pies cúbicos en el 2010, lo que representa el 23% su producción de gas natural seco.

De acuerdo al análisis y proyecciones realizado por la U.S EIA (Energy Information Administration) y su Annual Energy Outlook 2011, las reservas técnicamente recuperables de shale gas en EE.UU. se estiman en alrededor de 862 trillones de pies cúbicos, las cuales, dado las reservas técnicamente recuperables totales de gas natural estimadas en EE.UU. (2,543 trillones de pies cúbicos), constituyen el 34% de las reservas totales de gas natural estadounidense. Como consecuencia, shale gas es el mayor contribuidor al crecimiento proyectado en producción de gas natural y se cree que para el año 2035, la producción de shale gas totalizará un 46% de la producción de gas natural estadounidense.

Reservas de Shale Gas en el Mundo

Todo el “boom” asociado al shale gas en EE.UU. atrajo miradas de distintas partes del mundo, ya que diversos países han expresado su intención de desarrollar su propio nicho de shale gas, lo cual ha generado preguntas acerca de las verdaderas implicancias de este producto en los mercados internacionales de gas natural (situación que analizaremos más adelante). Debido a todo lo anterior, es importante establecer si existen otras reservas técnicamente recuperables alrededor del mundo, además de EE.UU., ya que, de ser así, existen opciones reales de que este gas se transforme en un verdadero cambio de paradigma para, no solo el mercado estadounidense de gas natural, sino que para el resto del mundo.

Durante la investigación, hallamos un reporte que desarrolló una consultora externa (Advanced Resources International Ltd.) para el EIA, en donde se estudia las potenciales reservas de shale gas en el mundo, y si éstas son lo suficientemente significativas como para realizar inversión y comercialización de este producto. De acuerdo al estudio, se analizaron los países con mayor proyección a desarrollar la extracción de shale gas debido a sus cuencas y a aquellos que tenían suficiente información geológica (48 cuencas de shale gas en 32 países). A continuación se muestra un mapa indicando qué cuencas y países fueron analizados:

Imagen: cuencas de shale gas alrededor del mundo estudiadas

En rojo se muestran zonas donde existen reservas de shale gas técnicamente recuperables. En amarillo, cuencas revisadas pero no estimadas debido a falta de datos. En blanco, los países que participaron del reporte. En gris, países que no se consideraron.

A continuación, podemos observar una tabla en la que se muestran los resultados del estudio:

Tabla: resultados del estudio para la EIA acerca de las reservas de shale gas en el mundo

De aquí, se pueden obtener estadísticas muy interesantes. Primero que todo, podemos ver que las reservas de shale gas en el mundo parecen ser amplias. La estimación inicial de las reservas técnicamente recuperables de shale gas en los 32 países estudiados es de 5,760 trillones de pies cúbicos. Sumándole el estimado técnicamente recuperable de EE.UU. mencionado anteriormente, nos encontramos con una reserva base de 6,622 trillones de pies cúbicos. Para entender la importancia de estos números, debemos compararlos con las reservas mundiales de gas natural, las cuales, como ya mencionamos anteriormente, son 6,609 trillones de pies cúbicos en términos de reservas probadas, y 16,000 trillones de pies cúbicos, en términos de reservas técnicamente recuperables de gas natural, excluyendo al shale gas. Con esto podemos decir que, considerando las reservas de shale gas, las reservas técnicamente recuperables mundialmente crecen en un 40% a 22,600 trillones de pies cúbicos.

Usando los datos de la tabla anterior, podemos hallar importantes cifras en términos de reservas probadas de gas natural en el país en cuestión y de las reservas técnicamente recuperables de shale gas. Por ejemplo, para el caso de Europa, Francia y Polonia se ven como los más beneficiados en términos de reservas de shale gas en comparación a sus reservas probadas de otros gases naturales; en Norteamérica, tanto EE.UU., Canadá y México, aparecen con importantes reservas; en Asia, destaca el caso de China, que en comparación a sus 107 trillones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural, nos encontramos con la importante cifra de 1,275 trillones de pies cúbicos, lo que representa aproximadamente el 19% de todas las reservas mundiales de shale gas estudiadas; en Australia, las reservas posibles de shale triplican las reservas probadas de gas natural; en África, Sudáfrica, Libia y Algeria son los más destacados y en Sudamérica, Argentina y Brasil sobresaltan con importantes cifras. Para el caso de Chile, el cual analizaremos más adelante, destacamos que se podrían hallar alrededor de 64 trillones de pies cúbicos de shale gas en la zona de Magallanes, lo cual es significativo comparado a los 3.5 trillones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural y al consumo del año 2009 de 0.1 trillones de pies cúbicos.

Es importante destacar que estas estimaciones y estudios representan una aproximación conservadora dado la gran cantidad de datos repartidos en el mundo, por lo cual se espera que en los próximos años, aparezcan estudios con mayor grado de precisión y certeza respecto a las reservas mundiales de shale gas. Sin embargo, con este informe, se puede apreciar que a primera vista las reservas mundiales de shale gas parecen ser viables para invertir en ellas de acuerdo a su tamaño y concentración. Es relevante también mencionar que este estudio no consideró a Rusia y al Medio Oriente, debido a razones técnicas y a que no es tan relevante para ellos la búsqueda de shale gas, dado que poseen una gran base de otras cuencas de gas natural y que, además, se tiene plena certeza que existen fuentes importantes de shale gas en esos países. Debido a esto, podríamos incluso hacer una estimación de que existen más reservas considerables de shale gas que las que se señalan en el estudio a los 32 países. Sin embargo, con esta información, ya se puede anticipar que las reservas de gas natural tendrán un aumento en cuanto a su duración en el tiempo, lo que promete en un principio, que los precios de éste no se disparen debido a escasez de fuentes de gas natural.

Impacto en el Mercado del Gas

Con el análisis que se hizo en la sección anterior respecto a las potenciales reservas mundiales de shale gas, se estableció una base para el análisis que haremos a continuación, el cual estudia el verdadero impacto de este gas en los diversos mercados mundiales del GNL. Para este análisis, también nos basaremos en el estudio encargado por la U.S EIA que utilizamos para evaluar las reservas de shale gas en el mundo.

De los resultados obtenidos en la tabla del inciso anterior, y analizando a nivel país, existen dos grupos importantes de países en donde el desarrollo de shale gas parece ser más atractivo. El primer grupo consiste en países que son altamente dependientes de las importaciones de gas natural, poseen algo de infraestructura para la producción de gas, y sus reservas estimadas de shale gas son grandes en relación al consumo de gas actual de la nación. Para estos países, el desarrollo de shale gas podría alterar de manera significativa su balance de gas, lo cual podría motivar el desarrollo y extracción de este gas. Ejemplos de estos países son: Francia, Polonia, Turquía, Ucrania, Sudáfrica, Marruecos, e incluso Chile.

El segundo grupo consiste de países donde las estimaciones de reservas de shale gas son grandes (mayores que 200 trillones de pies cúbicos) y donde ya existe una infraestructura significativa de producción de gas para uso tanto interno, como de exportación. En este grupo encontramos a EE.UU., Canadá, México, China, Australia, Libia, Argelia, Argentina y Brasil. La ya existente infraestructura en estos países ayudaría en el desarrollo en el corto plazo de la producción de shale gas, pero también llevaría a la competencia con otras fuentes de gas natural.

Situación Actual Mercado del GNL

A pesar de la crisis económica que azotó al mundo a mediados de 2008, el mercado de GNL no anduvo tan mal y se mantuvo estable y con crecimiento sostenido. Durante los años venideros hasta hoy, nos encontramos con un panorama perfecto para estos mercados, ya que los países están recuperando sus tasas de crecimiento y por ende sus necesidades de consumo de GNL han aumentado. Además, el desarrollo de variados proyectos de terminales de GNL alrededor del mundo, ha fomentado la integración global de los mercados del gas natural y ha permitido que una variada oferta llegue a los distintos demandantes. También, dado el atractivo precio en comparación a los precios del petróleo del último tiempo y la necesidad de reducir emisiones de gases invernaderos de las matrices energéticas, el gas natural y su derivado GNL aparece como una gran alternativa. Veremos ahora en detalle cada uno de los mercados en el mundo y sus proyecciones, de acuerdo a estudios de la U.S EIA.

Intercambio Mundial de Gas Natural y Opciones para Chile

Imagen: principales intercambios comerciales de gas en 2009

El intercambio mundial de gas natural está proyectado a crecer a medida que la demanda de países de la OCDE por la producción de países no-OCDE crece. Las importaciones netas de gas natural por los países OCDE aumenta en un promedio anual de 1.2% de 2007 al 2035. La mayoría del crecimiento de la importación por parte de la OCDE ocurre en Europa, donde la demanda neta de importación crece de 9 a 14.1 trillones de pies cúbicos para el 2035, para compensar la reducción de la producción doméstica.

En Norteamérica, la demanda neta de importación se incremente de 0.9 a 2.6 trillones de pies cúbicos para 2035 debido en gran parte por la necesidad de México de aumentar sus importaciones para satisfacer la demanda local.

El crecimiento en la demanda e importaciones en Japón y Corea del Sur es relativamente parejo. Junto con el fuerte crecimiento en las exportaciones de gas por parte de Australia, esto implica que como región, los países asiáticos de la OCDE disminuyen su demanda neta de importaciones desde 4.4 a 3.4 trillones de pies cúbicos para el 2035.

Exportaciones netas de gas natural de los países no pertenecientes a la OCDE aumenta desde 12.3 en 2007 a 18.9 trillones de pies cúbicos para el 2035. La mayoría del crecimiento ocurre en el corto plazo, ya que nuevos proyectos de exportación de GNL en el Medio Oriente y África junto con nuevos gasoductos desde África a Europa aparecen en la mira. La zona asiática no perteneciente a la OCDE, con exportaciones netas de 1.5 trillones de pies cúbicos para el 2007, se transforma en un importador neto para el 2015, debido a la construcción por parte de China de múltiples gasoductos de GNL para la importación.

Ahora, analizaremos más en detalle cada uno de los mercados mundiales y ver las opciones que tiene la aparición de shale gas en estos mercados:

Mercado Norteamericano de Gas Natural

En Norteamérica, la demanda neta de importación se incremente de 0.9 a 2.6 trillones de pies cúbicos para 2035 (crecimiento anual de 3.9%) debido en gran parte por la necesidad de México de aumentar sus importaciones para satisfacer la demanda local, la cual no puede ser satisfecha con la producción local. Más de dos tercios del incremento se satisfacen con GNL, y el resto, de importaciones desde EE.UU. En México existen actualmente dos terminales de GNL operativos y se espera agregar terminales adicionales para el final de la década.

Descripción: http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/images/figure_51-lg.jpg

Imagen: importaciones proyectadas de gas natural de OCDE Norteamérica

El rápido crecimiento de la producción de shale gas en EE.UU. disminuye la necesidad de EE.UU. por importaciones, por lo cual se proyecta que las importaciones disminuirán desde 16% al 6% en 2035. Varios nuevos terminales de GNL están aumentando la capacidad de importación de EE.UU., sin embargo, la competencia por oferta en el mercado mundial, limita la cantidad de GNL que llega a este mercado estadounidense. A pesar de que las importaciones de GNL crecen en los primeros años y se logra un peak de 1.5 trillones de pies cúbicos en 2020, se proyecta contracción de las importaciones ya que el mercado mundial absorbe el resto de la oferta.

La contracción en la exportación vía gasoductos de Canadá es equilibrada por los incrementos en producción de shale gas e importaciones de GNL, que permiten mantener la exportación a EE.UU. Con el crecimiento proyectado para las importaciones tanto para México como para Canadá, podemos apreciar que Norteamérica se está moviendo desde un mercado de gas natural cerrado entre los tres países mencionados a un mercado creciente e influenciado por el mercado global del gas natural.

Si analizamos los datos de la tabla del inciso anterior, podemos ver que EE.UU., el 2009, produjo 20.6 trillones de pies cúbicos de gas natural y consumió 22.8 trillones de pies cúbicos, lo cual justifica su 10% de importaciones. Sin embargo, gracias a shale gas, EE.UU. se proyectaría a reducir incluso las importaciones netas de gas natural a sólo 1% para el 2035, tal como muestra la imagen anterior gracias a la explotación de las reservas de shale que ya se está llevando a cabo en este país. De acuerdo al estudio encargado por la EIA, este país pertenece al grupo que podría satisfacer su demanda local con recursos propios gracias al shale, e incluso en el futuro transformarse en exportador de gas natural debido a su infraestructura y apertura al mercado mundial gracias al GNL, lo cual podría beneficiar de gran manera a Chile en el futuro, ya que sería una nueva fuente de obtención de GNL, y un nuevo competidor que llevaría los precios a niveles más competitivos. El caso del beneficio a Chile lo estudiaremos más adelante.

Descripción: http://www.eia.gov/energy_in_brief/images/charts/us_natural_gas_supply_large.jpg

Imagen: proyecciones en el consumo de gas natural seco en EE.UU. hacia el 2035

De acuerdo al estudio de la EIA, Canadá y México pertenecen al mismo grupo de países con similar situación respecto a shale gas:

Tabla: países norteamericanos con oportunidades de extracción de shale gas

De esta tabla, podemos decir que Canadá tiene muchas oportunidades de afianzarse como exportador por excelencia ya que posee todo el potencial e infraestructura para aumentar su producción de shale gas (incluso los estudios dicen que está poco a poco incluyendo a shale gas en su producción de gas natural, como señalamos anteriormente). Para México, es la oportunidad de satisfacer su demanda local con producción local, ya que estas reservas de shale gas (681 trillones de pies cúbicos) son casi 60 veces las reservas probadas de gas natural mexicano. Esto le permitiría incluso también a México de participar en el largo plazo del mercado mundial de GNL, y dejar de depender en cierto sentido de las importaciones provenientes de EE.UU.

Mercado OCDE Europeo de Gas Natural

En los países europeos de la OCDE ha experimentado varios cambios importantes. En 2009, la demanda se había contraído 8% comparado a 2008. Al mismo tiempo, importaciones de GNL aumentaron un 27% y las importaciones de los gasoductos rusos disminuyeron en casi un 25%. Los contratos europeos de gas natural a largo plazo tienen cierta flexibilidad en términos de volúmenes, pero los precios generalmente están ligados a los precios del petróleo, algo que el shale gas podría cambiar debido a su capacidad de desacople respecto a estos precios, lo cual veremos más adelante. Dada la correlación señalada anteriormente entre los precios del gas y petróleo, a pesar de la disminución en la demanda debido a la crisis económica de 2008, la gran mayoría de los precios de gas natural se mantuvieron altos hasta finales de 2009.

La recesión y los incrementos esperados en la oferta global de GNL lograron llevar los precios spot de gas natural en el mercado europeo muy por debajo de los precios del petróleo a largo plazo. En Europa del 2009, los precios del petróleo llegaron a ser el doble de que el precio spot de GNL. Los contratos flexibilidad en volumen a largo plazo fueron ineficaces para llevar de buena manera este problema de baja en demanda y aumento de oferta de GNL.

Contribuyendo a la abundante oferta en 2009, hubo importaciones adicionales desde Qatar. Se espera que la importación de gas natural continúe creciendo, debido al aumento de la oferta global de GNL que se expandirá durante los próximos años. Se proyecta un crecimiento promedio de 1.6% de importaciones netas en los países europeos de la OCDE hasta el 2035, lo cual se explica por los nuevos gasoductos rusos y argelinos que podrían comenzar a llevar gas a partir de 2012 ó 2014.

Es interesante notar que del estudio resumido de la EIA de las reservas de shale gas en la tabla del inciso anterior en la sección de Europa, vemos que Francia, Polonia, Turquía y Ucrania, todos países de la OCDE excepto Ucrania, pertenecen, debido a sus resultados, al grupo de países que podría alterar su futuro en términos de balance de intercambio de gas gracias a las reservas de shale halladas en estos países, las cuales son significativas y podrían competir con la alta dependencia de las importaciones. Además, la infraestructura de producción de gas en estos países sería suficiente para permitir el desarrollo de shale como alternativa real.

Francia, producía al 2009, 0.03 trillones de pies cúbicos y consumía 1.73 trillones de pies cúbicos, lo que implicó un importante 98% de la importación de gas natural para satisfacer el consumo local. Ahora, con sus reservas técnicamente recuperables (180 trillones de pies cúbicos) comparadas a sus 0.2 trillones de pies cúbicos de reservas probadas, vemos que Francia tiene una oportunidad única de reducir aquellas importaciones y así no depender tanto de la oferta de gas de otros países para suplir su demanda.

El resto de los países mencionados:

Tabla: países europeos con oportunidad de cambios con shale gas

Éstos tienen oportunidades similares a las de Francia, y si llegara a ocurrir que efectivamente se tome al shale gas como oportunidad, se esperaría que disminuyera la demanda de importaciones, y por ende, una baja de precios en el intercambio europeo de gas natural.

Podría llegar a beneficiar a Chile en términos de que los productores de gas, a través de su GNL, ofrecieran su producto a nuevos demandantes en el mundo vía intercambio marítimo. Sin embargo, Chile, podría no realizar acuerdos debido a la ubicación geográfica de éste y oportunidades más realistas de hacer negocios con países más cercanos.

Mercado OCDE Asiático de Gas Natural

Japón y Corea del Sur continúan siendo enteramente dependientes de las importaciones de GNL:

Descripción: http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/images/figure_52-lg.jpg

Imagen: importaciones de gas natural proyectadas en Asia OCDE

Estos dos países continúan siendo importantes participantes de los mercados de GNL (Japón tiene el 41% de las importaciones globales en 2007 y Corea del Sur, 14%). Las empresas japonesas y coreanas también han influido en demasía en los mercados de GNL, ya que han firmado importantes contratos por cantidades significativas de gas desde Rusia y Australia, además de acuerdos preliminares en donde no han hecho sus decisiones finales de inversión con: Australia, Nueva Guinea y Canadá.

En el caso de Australia, se ha exportado 0.7 trillones de pies cúbicos en 2007, sin embargo, se proyecta que Australia sea una de las zonas más activas para el desarrollo de GNL, donde se proyecta que las exportaciones se duplicarán para 2015. También, existen varios proyectos para la extracción de gas, en donde se espera comenzar la producción a partir de 2014. Además, es importante recalcar que existen por lo menos 7 proyectos de extracción en donde aún no se han hecho las decisiones finales de inversión.

En este sector del mundo, Australia destaca como aquél con mayores oportunidades de desarrollar shale gas para este mercado. Con una producción de 1.67 trillones de pies cúbicos, consumo de 1.09 trillones de pies cúbicos, y por ende, exportaciones por un 52% hacia el 2009, los datos revelan que existen reservas de shale gas técnicamente recuperables que casi cuadruplican a las reservas probadas de gas natural en este país. Esto permite que Australia, que es un país con varias instalaciones de producción de gas y que realiza mucha exportación de éste, pueda desarrollar en el corto plazo shale gas y así aumentar su porcentaje de exportación generando mayor oferta, incluso abriéndose a otros mercados que no sean los asiáticos vía GNL, donde Chile podría aparecer como alternativa de intercambio. Este aumento de oferta podría traer una reducción de los precios del gas natural en el largo plazo.

Mercado Euroasiático y Europeo No-OCDE de Gas Natural

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Imagen: importaciones proyectadas de gas natural a Europa no-OCDE y Euroasia

Las exportaciones netas de Rusia crecieron de 6.3 trillones de pies cúbicos en 2007 a 9.7 trillones de pies cúbicos en 2035. A pesar de la importante contracción en la demanda europea por gas ruso, ya están en construcción un par de gasoductos, los cuales pasarán como bypass por países de Europa del Este, en donde Rusia tenía problemas de tarifas y peajes.

En abril de 2009, una explosión de un gasoducto detuvo las exportaciones de Turkmenistán a Rusia. Esto hizo que Rusia renegociara los volúmenes y precios con este país, lo cual hizo que Turkmenistán buscara alternativas de mercados y rutas para exportar gas, donde se ha privilegiado el mercado iraní y el chino, países en donde se han estado construyendo gasoductos que estarían listos cerca del 2012.

En estos mercados no se ve una inclusión importante de shale gas en el corto o mediano plazo básicamente porque en el estudio no se incluyó a Rusia por la razón obvia de su importante producción de gas natural y sus grandes reservas, por lo cual esta nación no tendría necesidad de buscar alternativas competitivas a sus ya existentes reservas de gas natural. Sin embargo, podría ver como amenaza al shale gas producido por países con los que hace negocios (mercado europeo), en el sentido de que Rusia, que tiene cierto poder de mercado en este rubro, debería adaptarse a precios más competitivos para mantener la exportación con estas naciones.

Mercado Asiático No-OCDE de Gas Natural

En 2005, China no tenía ni importaciones de gas natural ni la infraestructura necesaria para llevar a cabo esto. En 2007, las importaciones chinas aumentaron sólo un 1.8% de su consumo, con el 85% de éstas provenientes de Australia. De acuerdo a las proyecciones, China satisface el 43% de su consumo en 2035 con importaciones de gas natural. Para satisfacer esto, China busca activamente fuentes potenciales de importaciones de gas natural.

Imagen: importaciones de gas natural proyectadas para países no-OCDE asiáticos

Para finales de 2009, China tenía ya tres terminales de GNL en operación, algunos otros en construcción y varios en desarrollo. China en ese tiempo estaba importando desde Australia, Indonesia, Qatar, y Malasia, pero Australia como principal oferente de GNL por su proximidad geográfica. También existen proyecciones de proyectos de GNL con Irán y Papúa Nueva Guinea. Además de estos proyectos de GNL, China busca su expansión a través de gasoductos, en donde destacan futuros acuerdos con Rusia, los cuales tienen trabas en términos de precios y volúmenes establecidos, por lo que no se han concretado ni tampoco tienen fecha proyectada para aquello.

Para el caso de India, se importaron 0.4 trillones de pies cúbicos de gas natural, equivalentes al 24% del gas natural consumido en ese país ese año. Después, se proyecta que las importaciones disminuyan en términos del consumo al 14% para 2015, ya que se espera que se abra una cuenca propia para la extracción y producción de gas natural. En el largo plazo, sin embargo, el crecimiento de la demanda supera al de la producción nacional, por lo que se espera que India siga expandiendo su infraestructura de importación de GNL. A pesar de que India ha discutido proyectos de gasoductos con varios países, existen importantes barreras, incluidas las políticas, geográficas y de costos. También, la industria de gas natural india se encuentra en un estado de expectación ya que se está analizando que tan rápido la producción nacional de la nueva cuenca de gas natural será absorbida por el mercado.

En 2007, tres países no-OCDE Asiáticos (Indonesia, Malasia y Brunei) tenían terminales GNL de exportación. Papúa Nueva Guinea también se está preparando para ser exportador GNL. A pesar de esto, se espera un decrecimiento de las exportaciones de estos cuatro países de 2.6 a 2.1 trillones de pies cúbicos en 2035. Esto sería debido a disminuciones en la producción de GNL en Indonesia y la construcción de terminales de regasificación en el mismo país.

En este mercado, shale gas aparece como una opción atractiva y sumamente importante para China. De acuerdo a la tabla del inciso anterior, la producción de esta nación en 2009 llegó a 2.93 trillones de pies cúbicos y su consumo a 3.08 trillones de pies cúbicos, lo cual implicó una importación del 5% del consumo de gas natural. Estas cifras, sin embargo, y de acuerdo a las proyecciones relevantes para China, no dicen mucho ya que este país tiene planeado aumentar considerablemente su consumo a futuro debido a sus altas tasas de crecimiento, y por lo señalado anteriormente, se espera el aumento significativo de importación de gas natural. Lo que sí es importante destacar, es que las cuencas de shale gas técnicamente recuperables alcanzarían a ser alrededor de 1,275 trillones de pies cúbicos (casi 11 veces las reservas probadas de gas natural chino). Esto implica que China tiene un tremendo potencial para el desarrollo de shale gas, ya que esto les permitiría no sólo satisfacer la demanda proyectada hacia 2035, sino que también daría paso a la inclusión de un nuevo oferente en el mercado del gas natural a muy largo plazo, ya que el exceso de shale gas entregaría opciones de exportación de este gas una vez satisfecha la demanda. Todo esto sería posible en el corto y mediano plazo dado el crecimiento gigantesco de China y por la ya existente infraestructura para la producción de gas, lo cual acortaría los plazos para iniciar la extracción de shale gas. Todo esto impactaría tanto en la reducción de precios por la presencia de un nuevo competidor en el mercado, como en oportunidades de importaciones para otros países, como es el caso de India, que a pesar de tener algunas fuentes de shale gas, no son lo suficientemente altas como para satisfacer la demanda proyectada, por lo que podría generar intercambios con China. Incluso Chile podría verse beneficiado a través de la importación marítima de GNL chino.

Mercado Medio Oriente de Gas Natural

Qatar es el mayor exportador de GNL del mundo. Sus exportaciones totales crecieron por 17.5% por año en promedio desde el 2000 al 2007 y un 30.6% entre 2007 y 2008. La mayoría del crecimiento es proyectado entre 2007-2015, donde Qatar planea establecer seis trenes de intercambio de GNL de gran tamaño.

Imagen: importaciones de gas natural proyectadas para el Medio Oriente

Las exportaciones de Qatar crecen a un promedio de 13.5% por año desde 2007 al 2015 para luego desacelerarse a 2.1% por año después de 2015, ya que los proyectos ya estarán en construcción estarán terminados y este país empezará un proceso de desarrollo y de satisfacer necesidades de largo plazo de consumo local de gas natural para: generación eléctrica, desalinización del agua e industria local.

Irán, tiene la segunda reserva de gas natural más grande del mundo por detrás de Rusia. A pesar de sus abundantes reservas, éste fue un importador neto en 2007. A pesar de que su primera planta de exportación de GNL se está construyendo, Irán no tiene cooperación internacional ni fuentes obvias para obtener la tecnología necesaria, la cual tampoco posee localmente. De acuerdo a proyecciones, Irán se convierte en exportador con combinación de GNL y gasoductos, pero no un gran exportador, debido a la demanda local que limita sus exportaciones a pesar de la gran cantidad de reservas.

Yemen, Omán y los Emiratos Árabes Unidos también exportan GNL, sin embargo, como conjunto, se espera que para el 2030, este grupo de países, se transformen en importadores netos de gas natural para llegar al 2035 con importaciones por 0.3 trillones de pies cúbicos.

Al igual que el caso Euroasiático, la aparición del shale gas como alternativa parecería llamar la atención en este mercado como amenaza para las exportaciones a los países europeos que ven a shale gas como alternativa para satisfacer su demanda nacional. También, podemos ver que en el estudio no se incluyeron análisis a estos países debido a sus gigantescas reservas de gas natural, lo que los hace parecer al caso de Rusia.

Mercado Africano de Gas Natural

En 2007, el norte de África exportó casi 3 trillones de pies cúbicos (56% producción) con casi la mitad de las exportaciones provenientes de Argelia, Egipto y Libia a través de gasoductos a España, Italia y Medio Oriente. El resto se exportó vía terminales GNL desde Argelia, Egipto y Libia.

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Imagen: importaciones proyectadas de gas natural en África

Argelia está en proceso de expandir su capacidad de exportación a través de gasoductos y desde terminales GNL. Existen un par de proyectos para la exportación en desarrollo, de los cuales se espera que incrementen la capacidad de exportación de GNL por 0.4 trillones de pies cúbicos por año para 2013 y de 0.4 trillones de pies cúbicos por año a través de gasoductos.

Mayores expansiones de capacidad de exportación desde el norte de África están proyectadas para ser dependientes del gasoducto Trans-Sahara, el cual llevaría gas natural a Europa, sin embargo, existen problemas de seguridad y financiamiento que no han permitido que sea factible.

En este mercado hallamos dos clases de países que se verían sumamente beneficiados. Primero, analizamos a los importadores:

Tabla: oportunidades de países africanos importadores con shale gas

Vemos los casos de Sudáfrica y Marruecos, países que rompen con el esquema tradicional de exportadores de gas natural de algunos países, por lo que deben basar su demanda local en un gran porcentaje gracias a importaciones (63% para Sudáfrica; 90% para Marruecos). Sin embargo, gracias a las reservas estimadas de shale gas, estos países podrían disminuir considerablemente su dependencia del gas de otros países iniciando su propia producción, ya que de acuerdo al estudio, estos países tienen cierta infraestructura mínima para que el desarrollo de shale gas no sea tan complicado.

Luego, viendo el caso de los exportadores:

Tabla: oportunidades de países africanos exportadores con shale gas.

De la tabla anterior, podemos apreciar que Libia y Argelia, países netamente exportadores de gas natural (165% y 183% de su consumo local respectivamente) tienen oportunidades de expandir aún más este nicho a través de inversiones en las reservas de shale gas que se estima que tienen (290 y 231 trillones de pies cúbicos respectivamente), las cuales son cifras significativas comparadas a las reservas probadas que poseen estos países. Dado el incremento de la demanda mundial, junto con la expansión de los terminales GNL en estos países, es una buena oportunidad de inversión en shale gas, para expandirse vía intercambio marítimo al resto del mundo, lo cual genera la globalización de los precios en un mercado mundial, y no regirse por precios locales de este mercado. Sin embargo, hay que tener cuidado con estos países dada su inestabilidad política y social. Chile, dada su ubicación geográfica, no se ve muy afectado por este mercado.

Mercado Sudamericano de Gas Natural

Hasta 2007, Sudamérica tenía un mercado de gas natural casi autónomo con ningún medio de importación de gas al continente, y con una sola vía para su exportación: las instalaciones de GNL en Trinidad y Tobago. A partir de ese entonces, el gas natural en Sudamérica poco a poco se ha ido globalizando. A finales de 2008, Brasil abrió su primera instalación de almacenamiento y regasificación de GNL en el noreste del país. En 2009 apareció la segunda instalación de GNL en el sudeste. El principal objetivo de Brasil es la licuefacción de sus propias reservas de gas natural y dejarlo en estos terminales de regasificación, para exportarlo sólo cuando hay un exceso de suministro.

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Imagen: importaciones de gas natural proyectadas para Centro y Sudamérica

En Centroamérica y parte del norte de Sudamérica, encontramos a los mayores productores de gas natural (Colombia, Ecuador, Trinidad y Tobago y Venezuela), los cuales entregan la mayor parte de las exportaciones netas de la región, que se incrementa desde 0.7 trillones de pies cúbicos en 2007 a 1.8 trillones de pies cúbicos en 2035. El resto de Sudamérica (principalmente Bolivia, Argentina, Chile y Perú) fue una región con exportación neta de gas natural con 0.4 trillones de pies cúbicos exportados desde Bolivia a Brasil. Sin embargo, y de acuerdo a las proyecciones, habrá un incremento en la producción nacional de Brasil, disminuyendo la necesidad de éste por gas boliviano. Además, las importaciones de Argentina, Chile y posiblemente Uruguay superan claramente las exportaciones de Perú, donde un proyecto de GNL debería aparecer durante el 2011 con una capacidad de exportación de 0.2 trillones de pies cúbicos por año.

A partir de enero de 2010, hay dos instalaciones de importación de GNL operando en Sudamérica fuera de Brasil. El primero, en Argentina, entró en operación el 2008 con una capacidad nominal de 0.1 trillones de pies cúbicos por año. El segundo, ubicado en Quintero, Chile, abrió en 2009 y llevó a la capacidad total de importación de la región a 0.3 trillones de pies cúbicos. En Chile, una segunda instalación de regasificación se entró en funcionamiento en Mejillones en abril de 2010, y capacidad adicional de importación ha sido propuesto para Uruguay y Argentina. No existe capacidad adicional propuesta para la exportación en la región.

El efecto de shale gas para Chile y Argentina, lo veremos más adelante en detalle, porque merece un análisis más acabado que permita mostrar si shale gas es una alternativa real de inversión para Chile y si es posible obtenerlo de sus vecinos.

Para el caso de Brasil, vemos que su consumo (0.66 trillones de pies cúbicos) debe ser solventado con un 45% de importaciones, las cuales son mayormente bolivianas. Sin embargo, con la aparición de las reservas de shale gas en Brasil (226 trillones de pies cúbicos), las cuales son 20 veces mayores que las reservas probadas de gas, permitirían que Brasil sea capaz de suplir su demanda local en un corto y mediano plazo, y si el desarrollo se lo permite convertirse en exportador en el muy largo plazo, vía los terminales GNL que poco a poco se están construyendo en la región.

De todo lo anterior, y dada la recuperación económica que ha empezado a ocurrir en el mundo, podemos apreciar se encuentran condiciones favorables para que se fomente el desarrollo y extracción de shale gas de manera rentable, ya que puede ser visto por muchos países como una gran oportunidad para, o suplir la demanda local, o bien comenzar un desarrollo como exportadores de gas natural, el cual se proyecta que aumente su demanda global en los próximos años.

Shale Gas como Alternativa de Desacople de Precios Respecto al Petróleo

Los problemas políticos y sociales de algunos países de Medio Oriente han hecho que en el último tiempo se especule fuertemente sobre los precios actuales y esperados a futuro del petróleo. Estos problemas siempre van asociados con recortes en producción o restricciones en el intercambio marítimo, lo cual hace que los inversionistas teman por precios altos.

Estos precios altos del petróleo tienen fuerte impacto sobre el panorama económico mundial y genera dudas sobre la estabilidad energética mundial. Toda esta tendencia, a lo largo del tiempo había estado fuertemente asociada a la subida de precios en el gas natural. Tomamos como ejemplo cifras del mercado estadounidense del pasado:

El año 2000, para un precio de gas de 4 US$/MMbtu, el precio del petróleo equivalía en términos energéticos a 5 US$/MMbtu. En el 2003, los precios de ambos productos se movían en los 5 US$/MMbtu.

Después, podemos ver que se rompe la tendencia en los años venideros, con un desacoplamiento de los precios del gas natural al del petróleo: El año 2006, el petróleo tenía un precio de 12 a 13 US$/MMbtu y el gas entre 6 y 7 US$/MMbtu. En 2008, antes de la crisis económica mundial, el petróleo llegó a un peak de 23 US$/MMbtu, mientras que el gas llegó a 12 US$/MMbtu. Así, se llegó a febrero de 2011 con el gas en 4 US$/MMbtu y el petróleo en17 US$/MMbtu.

Con toda la información anterior, podemos ver entonces una tendencia en el desacoplamiento de precios entre el gas y el petróleo en el mercado estadounidense. La razón de esta tendencia radica básicamente en las enormes reservas de gas no convencional que existen en el territorio estadounidense, entre las cuales están las reservas de shale gas, y de que efectivamente se pueden obtener estos recursos a precios competitivos.

Debido a esto, podemos pensar que EE.UU. ha encontrado una forma para lidiar con la inseguridad de abastecimiento y la crisis del Medio Oriente en donde la sublevación de los pueblos por democracia ha llevado a una inestabilidad en los precios del crudo. Podemos proyectar entonces de que EE.UU. generará legislaciones en beneficio de la producción de gas natural y desarrollo de la tecnología de la extracción de shale gas, lo cual intenta replicar en el resto del mundo. EE.UU. apuntará a usar recursos propios de gas no convencional no sólo para generación eléctrica y disminuir el porcentaje de carbón utilizado en la matriz energética, sino que también para reactivar la industria petroquímica desplazando el diesel y la gasolina, los cuáles son productos caros y volátiles en el precio.

Este entonces, debería ser el modelo que los países destacados en el análisis anterior deberían adoptar, ya que parece ser la mejor manera de obtener precios de combustibles estables y bajos, además de obtener la oportunidad de liberarse de la dependencia energética de Medio Oriente.

Impacto / Preocupación Ambiental

Existe consenso y preocupación a nivel global acerca de las emisiones de gases de efecto invernadero producto de la quema de combustibles fósiles. Pese a lo anterior, es un común y grave error utilizar las emisiones de dióxido de carbono como único criterio de comparación entre distintos combustibles. Lo anterior se debe a que los procesos de extracción de petróleo, carbón y los distintos “tipos” de gas natural (convencional, shale, CBM, tight, etc.) son muy distintos, requiriendo tecnologías que producen contaminación e impacto ambiental disímil.

Ergo, es necesario analizar el impacto ambiental por dos flancos: a nivel de combustible (gas natural v/s carbón v/s petróleo) y a nivel de extracción; en nuestro caso, de shale gas.

Emisión de Gases de Efecto Invernadero

Un gas de efecto invernadero es aquel que a nivel atmosférico absorbe y emite radiación dentro del intervalo electromagnético infrarrojo, produciendo acumulación de calor y un consecuente aumento de temperatura en la biósfera terrestre. Los gases de efecto invernadero más comunes son: vapor de agua, dióxido de carbono, metano, óxido nítrico y ozono.

Sin estos gases, la temperatura en la superficie terrestre sería, en promedio, 33°C menor. El problema está en que la emisión de depende linealmente de la energía consumida, la cual ha aumentado de forma abrupta desde la revolución industrial. Producto de esto, las partes por millón (ppm) del atmosférico han aumentado (desde 1850) de 280ppm a 390ppm[4], incrementando la temperatura global promedio en 0.5°C (proyectándose 1°C para 2020 y 2°C para 2050) y creando un preocupación ambiental a nivel mundial.

El análisis a nivel de combustible se divide en dos: emisión total anual de producto de distintos combustibles fósiles y eficiencia energética de éstos, respecto a la cantidad de emitido.

Descripción: File:Global Carbon Emissions.svg

Imagen: emisiones anuales de dióxido de carbono discriminados según origen[5]

Desde los 50’, la producción de energía a través del gas natural ha aumentado notoriamente. Esto se aprecia observando el gráfico anterior y considerando la relación de proporcionalidad entre las emisiones de y energía consumida. Este aumento de gas natural en la matriz energética mundial se debe, principalmente, a la escasez del petróleo y las consecuentes alzas de precio experimentadas en las últimas décadas.

Pero existe otra razón, que hace referencia a la eficiencia de estos 3 combustibles respecto a la cantidad de que emiten:

Combustible fósil	CO₂ emitido (lbs/10⁶ Btu)	CO₂ emitido (g/10⁶ J)
Gas natural	117	50.30
Propano	139	59.76
Gasolina de auto	156	67.07
Madera	195	83.83
Carbón (antracita)	227	97.59

Tabla: masa de emitida por unidad de energía[6]

El gas natural es por excelencia el combustible “más limpio” en términos de cuánto emite para producir una unidad de energía. Por esta razón (y el alto precio del petróleo), las matrices energéticas mundiales se están “inclinando” hacia el gas natural y haciendo de éste la “transición ideal” hacia los ERNC.

Impacto Ambiental en los Procesos de Extracción del Shale Gas

Empero, el análisis anterior es pobre si no se distinguen los impactos ambientales en extracción. En nuestro caso analizaremos los del shale gas, que usa tecnologías de horizontal drilling e hydraulic fracturing (o fracking).

Básicamente, extraer el gas natural del esquisto es un proceso industrial. Como tal, requiere cantidades masivas de agua y bastante cemento, así como también una producción a gran escala de tuberías. El agua utilizada, al ser procesada con químicos, queda completamente contaminada. Entonces, el problema principal radica en deshacerse de ésta de forma prudente (idealmente, reciclarla), para así no dañar el medio ambiente.

Sin prejuicio de lo anterior, los productores de shale gas afirman que la perforación horizontal ha disminuido la necesidad de tener enormes áreas destinadas a la extracción. Por otro lado, sostienen que: los químicos bombeados dentro del suelo (fractura hidráulica) son 100% benignos; las tuberías de agua son anticorrosivas; la tecnología utiliza menos agua que una planta nuclear; y el agua utilizada se puede verter sin problemas impacto-ambientales. Sin embargo, observaciones de expertos y múltiples reclamos (por parte de ciudadanos) en Texas y Pennsylvania tienden a mostrar lo contrario, por lo que se analizarán los posibles perjuicios ambientales que puede tener el shale gas.

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Imagen: agua contaminada en una instalación de gas en Pennsylvania

Contaminación de Agua

Un estudio del departamento de conservación ambiental de Nueva York identificó 260 químicos utilizados en el proceso de fracking. Sin embargo, muchos de los químicos usados son información clasificada, ya que permiten diferencias competitivas entre una empresa u otra. Dentro de los químicos comunes, encontraron: hidrocarburos (metano, etano, propano…), metales pesados (bario, estroncio, mercurio…), cancerígenos probados (etilbenceno) y veneno anti microbios, entre otros.

Un pozo de shale gas necesita un mínimo de 11.5 millones de litros de agua sólo en fracking. Cerca de la mitad de éste se deposita dentro de los depósitos y la otra mitad sale hacia la superficie y se debe procesar y/o verter. El problema recae en que el agua vertida en los pozos puede penetrar pozos de agua bebestible, contaminándolos. Por otro lado, el agua eliminada en la superficie es rara vez procesada y localizada, generando incertidumbre acerca de su paradero y su radio de contaminación.

Un popular documental del HBO llamado “Gasland” muestra los potenciales peligros de la fractura hidráulica y la extracción de shale gas. En éste, Josh Fox (el creador y filmador) muestra los crecientes problemas de salud de los ciudadanos y animales de campo en Pennsylvania, a los cuales se les caía el pelo y se enfermaban frecuentemente. También muestra evidencia acerca de un pozo de agua que explotó debido a la presencia de hidrocarburos y una grabación del agua “de la llave” prendiéndose como parafina.

Descripción: http://www.impactlab.net/wp-content/uploads/2010/06/gasland-burning-tap-water-photo1.jpg

Imagen: agua de la llave prendiéndose en documental “Gasland”

Contaminación del Aire

En una investigación compuesta de siete muestras de aire en la ciudad de Dish, en Texas (donde se encuentra Barnett Shale), se encontró benceno en una cantidad 55 veces mayor a la permitida por el Texas Commission on Environmental Quality (TCEQ). También encontraron: xileno, disulfuro de carbono, naftaleno (veneno) y piridina (un potencial cancerígeno); todos excedían los límites establecidos por el TCEQ, alcanzando niveles de hasta 384 veces el permitido.

Afortunadamente, existe tecnología suficiente para disminuir la contaminación emitida al aire en un 95%. No obstante, las empresas productores las utilizan sólo si es penado por ley no hacerlo, cosa que sucede en pocos países y estados. Las palabras del alcalde de Dish fueron categóricas: “En lugares donde es obligatorio hacerlo, las empresas lo harán por voluntad propia, y es más, promocionarán su preocupación por el medio ambiente y la salud de la población”.

Preocupación Ambiental en Chile

En el próximo capítulo se estudiará la “cuenca de Magallanes” (Magallanes basin), lugar en el sur de Chile en donde es posible y factible la extracción de shale gas. Para que el proyecto sea exitoso, se deben mantener y proponer los más altos estándares de calidad respecto al cuidado del ambiente y reducir al máximo el impacto ambiental de zonas protegidas.

Los casos actuales de Barrancones e HidroAysén pueden servir como referencia para futuros empresarios e inversionistas. En estos ejemplos se muestra la fuerte actitud de repudio del pueblo chileno frente a proyectos eléctricos que pongan en perjuicio zonas protegidas (pingüinos de Humboldt y Patagonia chilena, respectivamente).

Descripción: http://www.elciudadano.cl/wp-content/uploads/barrancones21.jpg

Imagen: indignación frente a la construcción de central termoeléctrica Barrancones

Efectos del Shale Gas en Chile

En sólo 15 años el gas natural logró un papel protagónico y controversial dentro de la matriz energética y el mercado eléctrico nacional. Durante este período se aprecian tres hitos de amplia relevancia para nuestra matriz energética: importación del gas natural argentino, corte de suministro del gas e incorporación de GNL (gas natural licuado) a las matrices energéticas para producir electricidad.

Las siguientes imágenes muestran la sensibilidad que ha tenido el costo marginal del SIC y SING a lo largo de estos tres hitos y la alta dependencia del éste respecto a la presencia o ausencia de ciertos combustibles fósiles.

Imagen: evolución de matriz energética del SIC (2007 a 2011)[7]

Imagen: evolución de matriz energética del SING (2007 a 2011)[8]

Hasta el año 1997, el nivel de producción del gas natural en Chile igualaba el consumo. Sin embargo, la creciente desconfianza a la hidroelectricidad (debido a fuertes sequías en esa época) creó la necesidad de tener una alternativa viable de producción. Se inició la construcción de siete gasoductos con Argentina y comenzó un creciente proceso de masivas importaciones de gas natural. Argentina, teniendo mucho más de este recurso, negoció y vendió a precios bajos respecto a la expectativa de Chile. En resumen, se vivieron casi 5 años de prosperidad energética y gran desarrollo del sector generación en cuanto a plantas de ciclo combinado a gas, generando hasta el 25% de la electricidad del SIC y un 70% del SING.

No obstante, una profunda crisis energética en el país trasandino produjo la suspensión indefinida de permisos de exportación y también sucesivas políticas de corte de gas natural a Chile. Fue en abril de 2004 cuando ocurrió el primer corte de gas natural argentino, dejando “en jaque” a las generadoras de ciclo combinado chilenas.

Imagen: restricción de gas argentino como % de requerimientos normales

Los cortes llegaron a cifras cercanas al 100% (en 2007). Como se aprecia en los gráficos de evolución de la matriz energética, las generadoras de ciclo combinado a gas se vieron obligadas a utilizar como medida de emergencia el petróleo para abastecer la creciente demanda interna, lo que produjo un aumento abrupto del costo marginal del SIC y SING, poniendo en perjuicio a la industria chilena de gran escala (como la minería) durante casi 3 años.

Para contrarrestar los daños producidos por el corte, el país ha buscado alternativas gasíferas. Dos opciones han salido a luz: gasoductos con otros países vecinos y GNL. El GNL ha sido la primera opción y se ha desarrollado de forma intermitente, logrando avances significativos. De hecho, en junio de 2009 llegó el primer barco con GNL al país, retomando cierta estabilidad y disponibilidad. Las palabras del ex ministro de energía Marcelo Tokman, en una columna de El Mercurio, fueron: “Junio será recordado como el mes en que comenzamos a navegar nuevas aguas, más seguras y estables, dejando definitivamente La Tormenta Perfecta que azotó a nuestro país en los últimos años”.

Por lo tanto, nos encontramos con que nuestro país quiere gas natural, pero tiene dificultades para obtenerlo. En los próximos incisos veremos las posibilidades de Chile producto de la “revolución del shale gas”.

Potencial Productivo: Cuenca de Magallanes

Imagen: mapa de la cuenca de Magallanes

Se ubica en la zona austral del país y tiene una superficie de 65,000 mi². A pesar que sus reservas no han sido probadas, los reportes de la EIA la catalogan como una cuenca con un gran potencial de shale gas. La mayor parte de la cuenca está en territorio argentino y se llama cuenca Austral. La fracción chilena se denomina cuenca de Magallanes y está localizada en Tierra del Fuego. En la actualidad, es el yacimiento de extracción del 100% del petróleo nacional.

Características Geológicas

La roca principal (lower inoceramus shale) de la cuenca contiene esquisto negro con alta presencia de materia orgánica. Una segunda roca principal son las Magnas Verdes, las cuales se componen de lutita y marga con un nivel moderado de TOC (total organic carbon).

Roca Principal (Lower Inoceramus Shale – Esquisto Negro)

Propiedades de la Roca

Los esquistos negros encontrados tienen un ancho aproximado de 200 metros y una profundidad de 2 a 3 kilómetros. Tienen un nivel de TOC de 0.6% a 2%.

Recursos Estimados

Basado en el reporte del EIA y en las propiedades geológicas de la roca presente, se estima una concentración de 86 Bcf/mi². Se estima un total de shale gas de 420 Tcf, debido a la amplia superficie de la cuenca. Sin embrago, sólo 84 Tcf se considera gas económicamente extraíbe.

Roca Magnas Verdes

Propiedades de la Roca

Se componen de lutita y marga con un nivel de TOC de 0.5% a 2%. Tiene una sección transversal de 30 a 40 metros.

Recursos Estimados

Se estima una concentración de 72 Bcf/mi². Se estima un total de shale gas de 351 Tcf, debido a la amplia superficie de la cuenca. Sin embrago, sólo 88 Tcf se considera gas económicamente extraíbe.

Nota: a pesar que en ambas rocas 172 Tcf se considera gas económicamente extraíble, sólo 64 Tcf le pertenecen a Chile (el resto es argentino).

Interconexión Gasífera con Argentina y el Resto del Cono Sur

Para entender las posibilidades de interconexión con nuestros países vecinos es importante analizar en qué lugar físico se encuentran sus cuencas principales de shale gas, para tener una idea de la factibilidad de utilizar, por ejemplo, gasoductos creados durante la “edad dorada” del gas natural argentino.

Para lo anterior es importante detallar los actuales gasoductos que conectan ambos países trasandinos.

Gasoductos entre Chile y Argentina

Para sobrellevar las crecientes importaciones de gas natural argentino, se construyeron 7 gasoductos en distintas regiones fronterizas (desde diciembre de 1996):

Imagen: interconexiones gasíferas con Argentina

· GasAtacama: propiedad de CMS Energy y Endesa. De una longitud de 940 km. Conecta el yacimiento en Cornejo, provincia de Salta, con Calama y Mejillones (II región). Abastece la central Atacama (ciclo combinado, 780MW) y la distribuidora Progas.

· NorAndino: propiedad de la belga Suez Tractebel y Southern Electric. De una longitud de 780 km. Conecta el yacimiento Pichanai, provincia de Salta, con María Elena (II región), dirigiéndose a Tocopilla y Mejillones. Abastece a generadoras Edelnor, Electroandina y a la comercializadora Distrinor.

· GasAndes: propiedad de AES Gener (13%), MetroGas (13%), CGC (17.5%), Total GasAndes (10%), Total Gas y electricidad Chile S.A. (46.5%). De una longitud de 463 km. Transporta gas natural de Neuquén desde La Mora, provincia de Mendoza, a San Bernardo (RM), extendiéndose por toda la zona central. Abastece a MetroGas, Nehuenco y San Isidro.

· Del Pacífico: propiedad de TransCanada (30%), YPF (10%), Gasco (20%), El Paso Energy (21.8%) y Enap (18.2%). De una longitud de 540 km. Conecta el yacimiento Loma La Lata (cuenca de Neuquén) con Talcahuano, Cerro la U, Coronel, Las Mercedes, Las Palmas y Nacimiento (VIII región). Abastece a conglomerado Innergy Soluciones Energéticas S.A.

· Cóndor-Posesión (3 gasoductos): de propiedad de la Enap y Rapsol YPF. Cóndor-Posesión (9 km de extensión) transporta desde el yacimiento Cóndor, en la cuenca Austral, hacia la planta Posesión. Bandurria/Cullen (48 km de extensión) transporta desde el yacimiento Planta San Sebastián, en tierra del fuego (Argentina), hacia la planta Cullen (Chile). Patagónico (33 km de extensión) transporta desde el yacimiento Austral, en Argentina, a Punta Arenas. Inyecta hidrocarburo a Methanex, el productor más grande de metanol en el mundo.

Principales Cuencas de Shale Gas en Argentina

Imagen: cuencas de shale gas en el Cono Sur

Según el último reporte de la EIA[9], la cuenca de Neuquén es la que tiene las mejores proyecciones de extracción. Sin embargo, se describe a la cuenca Golfo San Jorge y cuenca Austral–Magallanes como “de altísimo potencial productivo”.

Cuenca de Neuquén

Imagen: mapa de la cuenca de Neuquén

La cuenca de Neuquén se encuentra en la zona centro-oeste Argentina. Cubre un total de 66,900 mi². En la actualidad, es una zona de extracción de petróleo y gas natural convencional. Tiene dos formaciones que datan del período jurásico: Los Molles y Vaca Muerta. La primera tiene aproximadamente 167 Tcf (trillones de pies cúbicos) de gas natural demostrado y económicamente extraíble y la segunda tiene 240 Tcf.

Cuenca Golfo San Jorge

Imagen: mapa de la cuenca Golfo San Jorge

La cuenca Golfo de San Jorge se encuentra en la Patagonia central. Cubre un total de 67,000 mi². En la actualidad, es una zona de extracción de petróleo y gas natural convencional (30% de la producción del país). Se divide en dos cuencas de shale: Aguada Bandera y Pozo D-129. La primera tiene aproximadamente 50 Tcf de gas natural demostrado y económicamente extraíble y la segunda tiene 45 Tcf.

Cuenca Austral-Magallanes

La cuenca Austral-Magallanes de encuentra en la Patagonia austral de Argentina y Chile. Tiene un total de 65,000 mi². La mayor parte de la cuenca se denomina cuenca Austral argentina y la menor parte cuenca de Magallanes chilena. Tiene un total aproximado de 172 Tcf de gas natural económicamente extraíble, pero no ha sido demostrado aún.

Posibles Interconexiones Gracias al Shale Gas

Una producción a gran escala de shale gas en Argentina podría traer eventuales oportunidades de reutilizar los gasoductos en desuso construidos hace ya más de 10 años. Hace dos meses que el biministro Golborne se pronunció acerca de la posibilidad de reabrir los gasoductos: “Tenemos un suministro adecuado en la zona central, por lo tanto no es un tema crítico. Sin embargo, es una ayuda y toda ayuda es bienvenida”. Esto es debido a los bajos costos que tuvo el gas natural argentino respecto al GNL importado, por ejemplo, de Trinidad y Tobago.

Las inversiones realizadas para construir estos 7 gasoductos son costos hundidos y éstos se pueden usar sin grandes reinversiones. Por lo tanto, nos encontramos ante un escenario win-win: contaríamos con importaciones de gas natural a bajo precio (menores que el GNL y muchísimo menores que el diesel) y al mínimo riesgo, debido que ante cualquier eventualidad política y/o económica en Argentina tenemos como resguardo las plantas de GNL construidas hace un par de años. Esto significaría contar con abastecimiento continuo de gas natural (ya sea GNL o argentino), logrando eliminar de forma indefinida el diesel de la matriz energética, y consecuentemente, reduciendo el precio de la electricidad para el consumidor chileno, además de su volatilidad de precios.

Observando las imágenes mostradas en el inciso anterior, vemos que los gasoductos GasAndes y Del Pacífico podrían ser utilizados para transportar shale gas desde la cuenca de Neuquén hasta nuestro país. El gasoducto del Pacífico hace una conexión directa entre la cuenca de Neuquén y la VIII región, lo que crea condiciones inmejorables de inversión. No obstante, en el caso del gasoducto GasAndes, sería necesario transportar primero el shale gas desde Neuquén hasta Mendoza, para luego poder ser redirigido a la RM.

El shale gas de la cuenca Golfo San Jorge tendría que ser transportado (como GNL) a algún gasoducto aledaño; o en su defecto, habría que invertir en un nuevo gasoducto en la región. Creemos que la segunda alternativa es inviable debido al alto riesgo que conlleva hacer inversiones a largo plazo con un país con una situación política y económica muy cambiante. En cambio, la primera alternativa es factible si los precios de venta son menores que los de las importaciones de GNL por barco.

Finalmente, el shale gas de la cuenca Austral podría ser transportado por el sistema de gasoductos del sur de Chile. Sin embargo, para que lo anterior sea posible tiene que primero demostrarse la factibilidad técnica y económica de shale gas en este yacimiento.

Anillo Energético Sudamericano

Imagen: mapa del “anillo energético sudamericano”

Este ambicioso proyecto consiste en formar una red de gasoductos interconectados que permitan el comercio de gas natural entre los países del Cono Sur (Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay, Perú y Uruguay). El proyecto fue propuesto por Chile el año 2005 ante el descubrimiento de los yacimientos de gas de Camisea en Perú.

Como se aprecia en el mapa, la idea es que el gas natural viaje desde Pisco (Perú) a Tocopilla (Chile), para luego transmitirse al resto de los países importadores (Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay). No obstante, los problemas marítimos con Bolivia y Perú, sumado a la desconfianza de que todo el gas natural se quede en Chile, han puesto en perjuicio la realización del proyecto.

Creemos que con la presencia del shale gas en distintos países sudamericanos el proyecto puede retomar fuerzas y dirigirse hacia una futura realización, pero siempre en un horizonte mínimo de 10 años.

Potencial de la Importación de GNL de Shale Gas en Chile

Dados los problemas históricos que ha habido entre Chile y sus vecinos en Sudamérica, es difícil establecer importaciones vía gasoductos con países como Argentina (“famoso corte del gas en 2004”) o Bolivia, que ya ha señalado varias veces que no piensa vender ningún gramo de gas a Chile. Por estas razones, Chile comenzó el desarrollo de terminales GNL, en donde a la fecha, ya se han construido 2: en 2009 entró en operación el terminal Quintero con capacidad total de importación de 0.3 trillones de pies cúbicos y en 2010, el terminal Mejillones. El GNL es traído de diversas partes del mundo en donde destacan Egipto y Nigeria, entre otros, países que presentan lejanía geográfica importante en términos de las distancias que recorre el GNL, y por ende, hay altos costos asociados. Sin duda hasta el momento estos terminales han servido para suplir la falta de gas generado por los problemas con Argentina, sin embargo, gracias a las positivas proyecciones del gas natural y shale gas, ¿existe potencial para aumentar los terminales de GNL en Chile?

Tenemos que ver el atractivo para esto desde el punto de vista de los oferentes: GNL es la alternativa para los oferentes que tiene áreas cercanas donde no existe un mercado significativo o donde la opción de gasoductos es limitado. El GNL ofrece flexibilidad de intercambio comparado a los gasoductos, ya que permite llevar la carga a donde se necesita y donde los precios son más competitivos.

También podemos apreciar del gráfico a continuación que a medida que aumenta la distancia a la que se debe transportar GNL tiene ventajas económicas sobre gasoductos:

Imagen: costos de transporte para gasoductos y GNL

Ahora, el por qué Chile debería seguir fomentando el desarrollo de las importaciones GNL recae principalmente en el fenómeno de desacoplamiento que está ocurriendo con el shale gas en EE.UU. y lo cual se espera que ocurra en el resto del mundo que utilice este gas no convencional. Esto permitiría a Chile obtener de manera continua gas natural para satisfacer la demanda energética del país a precios lo suficientemente estables y bajos comparados al del crudo. También significaría un paso gigantesco a la reducción de emisiones de gases de invernadero a través de construcción de plantas basadas en ciclo combinado a gas, ya que el último tiempo ha estado en boga el tema medioambiental lo cual ha generado inestabilidad entre el gobierno actual y la población. También, si Chile logra el desarrollo de GNL, se espera que en largo plazo se encuentre con nuevas ofertas competitivas de gas a nivel mundial, ya que tendrá como alternativas a EE.UU., China, Australia, por decir algunos de los cuales ya estudiamos que gracias al shale gas se podrían convertir en exportadores netos y los cuales poseen una distancia geográfica aceptable respecto a Chile, lo cual permitiría obtener bajos precios debido a los menores costos de transporte asociados a estos países.

Bibliografía

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2. GNL Mejillones - http://www.gnlm.cl

3. “Introduction to GNL”, Center For Energy Economics – Updated 2007

4. “World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, US. Energy Information Administration – April 2011

5. “What is shale gas and why is it important?”, US. Energy Information Administration - http://www.eia.gov/energy_in_brief/about_shale_gas.cfm

6. “Mercados: desacople petróleo/gas”, Energía a Debate - http://energiaadebate.com/mercados-desacople-petroleogas/

7. “Global LNG Supply and Demand – Review and Outlook”, Hydrocarbon Asia - Oct-Dec 2010

8. “International Energy Outlook 2010 – Natural Gas”, US. Energy Information Administration -http://www.eia.gov/oiaf/ieo/nat_gas.html

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10. Comisión Nacional de Energía – Gobierno de Chile - http://www.cne.cl

11. “Country Analysis Brief – Chile”, US. Energy Information Administration - http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=CI#undefined

12. “Systep – Ingeniería y Diseños - http://www.systep.cl/

13. “La dependencia del gas natural argentino” - http://www.editec.cl/electricidad/Elec78/articulos/mapa.htm

14. “Concerns Spread over Environmental Costs of Producing Shale Gas”, Scientific American - http://www.scientificamerican.com/article.cfm?id=shale-gas-concerns

15. “What the Frack? Natural Gas from Subterranean Shale Promises U.S Energy Independence – With Environmental Costs - http://www.scientificamerican.com/article.cfm?id=shale-gas-and-hydraulic-fracturing

16. “Gasland” - http://www.pbs.org/now/shows/613/index.html

17. “Greenhouse Gas” - http://en.wikipedia.org/wiki/Greenhouse_gas

18. “Shale Gas” - http://en.wikipedia.org/wiki/Shale_gas

19. “Shale” - http://en.wikipedia.org/wiki/Shale

20. “Shale” - http://geology.com/rocks/shale.shtml

21. “Natural Gas” - http://en.wikipedia.org/wiki/Natural_gas

22. “Pipeline Transport” - http://en.wikipedia.org/wiki/Pipeline_transport

23. “Liquefied Natural Gas” - http://en.wikipedia.org/wiki/Liquefied_natural_gas

24. “Hydraulic-fracturing” - http://en.wikipedia.org/wiki/Hydraulic_fracturing

25. “Liquefied Natural Gas – LNG –

http://www.our-energy.com/liquefied_natural_gas_lng.html

26. “What is Shale Gas?” - http://geology.com/energy/shale-gas/

27. “Horizontal – Directional Oil & Gas Well Drilling” - http://www.horizontaldrilling.org/

28. “Directional and Horizontal Drilling in Oil and Gas Wells, Methods used to increase production and hit targets that cannot be reached with a vertical well - http://geology.com/articles/horizontal-drilling/

29. “Hydraulic Fracturing of Oil & Gas Wells Drilled in Shale” - http://geology.com/articles/hydraulic-fracturing/

[1] Hayward, Tony: “The Role of Gas in the Future of Energy”. BP Website, 2009.

[2] Administración sobre información energética, E.E.U.U., E.I.A.

[3] Cuando se dice reservas probadas, se refiere a gas que es sabido que existe y que está listo para ser producido, lo cual es un subconjunto de las estimaciones de reservas técnicamente recuperables, las cuales incluyen: reservas que se creen que existen, que aún no son descubiertas y que son producibles con la tecnología actual.

[4] “Frequently Asked Global Change Questions”. Carbon Dioxide Information Analysis Center.

[5] "Marland, G.. T.A. Boden, and R. J. Andres. 2007. Global, Regional, and National CO2 Emissions.

[6] “Voluntary Reporting of Greenhouse Gases Program”. Energy Information Administration. 2009.

[7] Sebastián Mocarquer: “Política energética y desarrollo sustentable”. Fuente: CDEC-SIC, Systep. 2011.

[9] E.I.A.: “World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States”. April 2011.