UNVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA MARÍA

GTL A PARTIR DE SHALE GAS DE VACA MUERTA

Estudio de Mercado

Nombre: Teresa Altamirano

Profesor: Andrés Vargas

Ayudante: Jorge Torres

Fecha: 20/10/2014

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RESUMEN EJECUTIVO Hace un tiempo venimos escuchando sobre las controversiales temáticas conocidas como

“la crisis energética” y “el decaimiento del petróleo”. Los especialistas han señalado que

para satisfacer la demanda energética mundial, para el año 2030, necesitaremos un

incremento de al menos un 45% de la energía producida anualmente.

Una fuente importante de energía es el gas natural, el cual posee grandes reservas en el

mundo además de producir menos impacto ambiental que el crudo. No obstante, la gran

desventaja de este ha de ser la distancia de los mercados competitivos en las que se

encuentran sus reservas por lo que se hace inviable la construcción de gaseoductos.

Otras fuentes de energía son las ERNC, las cuales tomarán un mayor protagonismo en los

próximos años, sin embargo es poco realista pensar en el hecho de que la transición de

combustible fósil a ERNC será rápida. Dada esta situación se ha creado la necesidad de

elegir nuevas fuentes de energía poco exploradas bajo la finalidad de comenzar a eliminar

incipientemente nuestra dependencia del petróleo y carbón, contexto en el que comienza a

tomar un rol protagónico el gas natural no convencional “shale gas”.

Un estudio realizado por la US Energy Information Administration (2011) permitió revelar

que existen 6,62 billones de pies cúbicos técnicamente recuperables. 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 convencional.

Debido a factores ambientales, problemas políticos y el decaimiento de los yacimientos de

petróleo, se han puesto los ojos del mundo en la tecnología GTL (gas to liquid), tecnología

que permite la conversión del gas natural en hidrocarburos líquidos sintéticos. Estos

hidrocarburos son compatibles con los combustibles y los productos químicos producidos

en la gasolina y la gama de destilados de una refinería de petróleo. En estos productos se

incluye nafta, diesel, kerosene, lubricantes y ceras. Productos GTL pueden incluir otros

productos químicos tales como el amoniaco, metanol, o metil terc-butil éter (MTBE), un

importante aditivo de la gasolina motor. Estos hidrocarburos sintéticos generan menos

contaminación ya que poseen menos azufre, casi ausencia de aromáticos y su índice de

cetano es muy alto lo que genera un combustible de alta calidad.

En el año 2009 eran aún relativamente pocas las instalaciones en operación comercial con

la tecnología GTL. Actualmente se convierten aproximadamente 290 [ de gas en un

poco más de 0,16 [ ] de combustible sintético lo que equivale a 1 barril. El costo de

inversión de una planta GTL puede estar entre US$ 20.000 y US$ 40.000 por barril

producido diariamente, según la capacidad de la planta y la tecnología utilizada. Los costos

anuales de operación pueden ser de 5% a 7 % del Costo de inversión Así, los costos de

operación son de US$ 3 a US$ 8,5 por barril de combustible sintético producido. Por los

altos costos es que se está tratando de buscar nuevas alternativas tecnológicas que reduzcan

los costos para que las plantas de GTL sean más viables a un corto plazo.

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Contenido Resumen ejecutivo ................................................................................................................. 0

1. Tecnología de la producción del GTL de shale gas y materias primas utilizadas. .......... 4

1.2 Propiedades del GTL de SHALE GAS ............................................................................. 4

1.2.1 El Diesel...................................................................................................................................... 4

1.2.2 Nafta ....................................................................................................................................... 5

1.2.3 Productos especializados ..................................................................................................... 5

1.3 Métodos de producción del GTL de shale gas de vaca muerta .................................. 5

1.4 Tecnologías Actuales de Extracción del Shale Gas ....................................................... 7

1.4.1 Horizontal Drilling .................................................................................................................. 7

1.4.2 Hydraulic Fracturing .............................................................................................................. 7

1.5 Convertir el gas natural no convencional “shale gas” a liquido a través del proceso

GTL ...................................................................................................................................... 8

1.6 Evolución histórica de la tecnología GTL ..................................................................... 9

1.7 Los principales proveedores de materias primas y volumen de sus suministros. .... 10

1.8 Reservas en Chile de shale gas ................................................................................... 13

2. Producción del GTL en el Mercado Objetivo ................................................................ 14

2.1. Calidad de los productos. ........................................................................................... 14

2.1.1 GTL Gasoil ............................................................................................................................... 15

2.1.2 GTL de parafina normal (detergentes) ........................................................................ 15

2.1.3 GTL Kerosene ......................................................................................................................... 15

2.1.4 Aceites GTL Base .................................................................................................................. 15

2.1.5 GTL nafta (plásticos) ........................................................................................................... 16

2.1.6 GTL Ceras ................................................................................................................................ 16

2.2 Situación actual de los mayores productores del Shale gas ....................................... 16

2.2.1 Estados Unidos ...................................................................................................................... 16

2.2.2 Sudáfrica .................................................................................................................................. 18

2.2.3 Australia ................................................................................................................................... 19

2.2.4 Argentina ................................................................................................................................. 20

2.2.5 China.......................................................................................................................................... 20

3

2.2.6 Canadá ...................................................................................................................................... 21

3. Exportaciones e importaciones del GTL shale gas ........................................................ 22

3.1 Proyección de producción de gas no convencional en el mundo .............................. 25

4. Estudio de los precios del GTL a partir de gas no convencional SHALE GAS ................... 28

4.1 Precio de gas natural .................................................................................................. 28

4.2 Costos de inversión y producción de plantas de GTL ................................................. 30

4.3 Desafío en términos de tamaño y costo de las plantas de GTL ................................. 31

5. Situación actual de Latinoamérica en el mercado del Shale gas ................................... 33

5.1 Situación del mercado del shale gas en América ....................................................... 33

6. Análisis FODA y de Fuerzas de Porter del proyecto GTL a partir de SHALE GAS ............ 36

6.1 Análisis FODA .............................................................................................................. 36

Potencialidades: ........................................................................................................................ 36

Debilidades: ............................................................................................................................... 36

Oportunidades: .......................................................................................................................... 36

Amenazas: .................................................................................................................................. 36

6.2 Fuerzas de Porter ........................................................................................................ 37

7. Bibliografía .................................................................................................................... 37

4

1. Tecnología de la producción del GTL de shale gas y materias

primas utilizadas.

1.2 Propiedades del GTL de SHALE GAS

Los productos líquidos obtenidos mediante la tecnología GTL disminuyen las emisiones de

componentes contaminantes producidos por los automotores. Además, comparados con los

productos destilados de una refinería convencional, poseen mayor fracción de hidrógeno a

carbón (H:C), lo cual significa que se disminuyen las emisiones de material Particulado y

óxidos de nitrógeno (NOx), y menor cantidad de azufre y aromáticos, lo cual disminuye de

gran manera las emisiones, no sólo de material Particulado sino también de sulfuros.

Figura 1. Propiedades del diesel GTL

1.2.1 El Diesel

Puede ser hasta 70% de la producción de una planta de GTL. Es incoloro, inodoro, de baja

toxicidad, posee un contenido de azufre menor de 5 ppm y aromáticos menor de 1% y un

número de cetano mayor de 70, comparado con las especificaciones del diesel convencional

de aproximadamente 50. Por las características del diesel GTL, este se convierte en un

5

producto con amplio mercado internacional. En Europa, las especificaciones del diesel

fueron reducidas en el año 2000, de 500 ppm a 350 ppm de azufre, mientras que en Japón y

Estados Unidos, para el mismo año, se disminuyeron a 500 ppm. Para los próximos años se

esperan reducciones mucho más estrictas: para Europa y Japón se reducirán probablemente

a 10 ppm en el año 2008. Los estudios realizados en Colombia manifiestan que el diesel

contiene 4500 ppm de azufre, mientras que el mal denominado “ACPM ecológico” sólo

contiene 1500 ppm.

1.2.2 Nafta

Es el segundo producto en cantidad que se produce en una planta GTL y varía entre 15% y

25% de la producción total. Este producto es de muy elevada calidad y altamente

parafínico, pero con la desventaja de que presenta un bajo octanaje y, por lo tanto, no es

adecuado para abastecer motores de gasolina, pero por otra parte resulta ideal como

alimento para la manufactura de etileno y parafina natural. La nafta GTL posee un octanaje

(ROM) de 40, mucho menor que el octanaje de la gasolina convencional de 83.

1.2.3 Productos especializados

Una planta de GTL también puede producir un rango especializado de productos, como

parafinas normales, ceras y lubricantes a base de aceite. Pequeñas cantidades de productos

oxigenados (principalmente etanol, metanol, n-propanol, n-butanol y acetona) pueden ser

obtenidos a partir de la corriente del agua de reacción. Por otro lado, las ceras obtenidas en

el proceso, mediante hidroprocesamiento, pueden ser convertidas en cantidades adicionales

de queroseno, jet fuel y solventes.

1.3 Métodos de producción del GTL de shale gas de vaca muerta

Para hablar sobre el método de producción del GTL a partir de shale gas de vaca muerta, es

preciso comentar antes un poco de la historia de esta materia prima shale gas y como la

asociamos al GTL.

Pues bien, shale gas de vaca muerta, ¿De dónde viene este nombre? Vaca muerta no es un

yacimiento, vaca muerta es una formación sedimentaria depositada en un mar de la edad

Jurásica, en la Cuenca Neuquina de Argentina. Fue denominada con este nombre en el año

1931 por el Estadounidense Charles Edwin Weaver (1880-1958), doctor en Geología y

Paleontología.

Años más tarde, en 1946, el Dr. Pablo Groeber (nacido en la Estrasburgo temporalmente

alemana, 1885-1964) coincidió con Weaver en la importancia de esta formación, cuando

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realizaba el levantamiento geológico de la región noroccidental de Zapala y comprobó que

todos los fósiles (ammonites) que se hallaban en las sedimentitas de la formación Vaca

Muerta eran de edad jurásica.

Imagen 1: Fotografía de uno de los primeros hallazgos de Pablo Groeber

Esta formación está constituida por sedimentitas denominadas margas bituminosas, debido

a su alto contenido de materia orgánica. Corresponden a sedimentos marinos de baja

energía, depositados en condiciones de fondo altamente reductoras. Es normal, cuando se

realiza el control geológico de un pozo, que al entrar en la formación Vaca Muerta, se retire

un fragmento de cutting y se lo exponga a la llama de un mechero: inmediatamente arderá

con una llama rojiza, signo de su contenido y riqueza de materia orgánica.

Mientras que la formación Vaca Muerta mantiene sus características litológicas de rocas

sedimentarias (margas bituminosas) desde la sierra del mismo nombre, hasta acuñarse

lateralmente en el subsuelo, aproximadamente en el centro de la cuenca y al sudeste de

Catriel. En gran parte de esta gran extensión del subsuelo, donde se desarrolla la formación

Vaca Muerta, es factible desarrollar la técnica de extracción de shale gas y shale oil.

En suma, deberá llamarse “yacimiento” a cada trampa, estratigráfica, estructural o

combinada, que llevará el nombre y la sigla de pozo, de acuerdo con la Resolución 1040/09

sobre nomenclatura de pozos.

7

1.4 Tecnologías Actuales de Extracción del Shale Gas

Extracción del shale gas significa directamente ir a la roca madre en busca de los rastros de

petróleo que no migraron hacia la roca reservorio. Pero si se hace un pozo que atraviesa la

roca madre, no va a fluir ningún hidrocarburo hacia el pozo porque la permeabilidad es

cercana a nula. Lo que se necesita es hacer es generar la permeabilidad a la roca para que

el hidrocarburo migre y eso se hace con dos tipos de tecnologías que 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 en este cado shale

gas “gas natural no convencional”. A continuación se presentarán detalles acerca de los

dos métodos utilizados en la extracción.

1.4.1 Horizontal Drilling

Para realizar una perforación horizontal primero se realiza 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 deben realizarse para estar seguros de que la

técnica funcione bien. Una de las aplicaciones es la de mud motors (“motores de barro”),

los cuales utilizan el barro para producir potencia adicional de perforación.

1.4.2 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, aumentando 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.

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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.

1.5 Convertir el gas natural no convencional “shale gas” a liquido a través

del proceso GTL

GTL “gas to liquid” este método de conversión se utiliza para tratar el shale gas ( gas

natural no convencional) y convertirlo en un combustible sintético liquido, este método

permite hoy en día monetizar las reservas de gas y las futuras reservas que se encuentren,

además de facilitar a una nueva era de abastecimiento de combustibles muy limpios.

Los tres pasos fundamentales de la tecnología GTL, mediante el proceso Fischer Tropsch;

Figura 2: Proceso de conversión de gas natural a GTL

El proceso de transformación de gas a liquido por el método de Fischer-Tropsch es un

proceso de múltiples pasos, que utilizan un gran consumo de energía , este proceso separa

las moléculas de gas natural , predominantemente metano y las vuelve a juntar para dar

lugar a moléculas más largas.

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El primer paso requiere de la entrada de oxigeno separado de aire. El oxígeno es

insuflado en un reactor para extraer los átomos de hidrogeno del metano [ ], los

productos son gas de hidrogeno sintético [ y monóxido de carbono [CO] a veces

también llamado gas de síntesis.

El segundo paso utiliza un catalizador para recombinar el hidrogeno y el monóxido de

carbono dando lugar a los hidrocarburos líquidos. El catalizador se utiliza para aumentar la

velocidad de reacción del proceso de Fischer-Tropsch en el proceso se utilizan

catalizadores de hierro, cobalto o níquel.

En la última etapa los hidrocarburos líquidos son convertidos y fraccionados en productos

que se pueden usar de inmediato o mezclarse con otros productos.

El producto más conocido es el Diesel obtenido en el proceso de Fischer-Tropsch, a

diferencia del derivado de destilación del crudo como ya mencione tiene un contenido casi

nulo de óxido de azufre y óxido de nitrógeno, carece de contenido de aromáticos y su

combustión produce poca o nula emisión de partículas y posee un alto índice de cetano. El

cetano es el equivalente al octano para el diesel es una medida que cuantifica la combustión

de la gasolina. En el caso del diesel a partir de GTL el cetano mide la calidad de ignición

del diesel, un valor elevado de cetano indica mejor calidad y un combustible de combustión

más limpia. El diesel de GTL posee un índice de cetano aproximado de 75, los diesel de

crudos tienen un índice de 42 a 51.

1.6 Evolución histórica de la tecnología GTL

Después de la Primera Guerra Mundial las sanciones económicas impuestas obligaron a los

científicos alemanes a buscar nuevas alternativas para obtener combustibles líquidos,

aprovechando las abundantes reservas de carbón del país; así, en 1923, Franz Fischer y

Hanz Tropsch desarrollaron un método que permitía convertir el metano obtenido al

calentar carbón, en combustible diesel de alta calidad, aceites lubricantes y ceras. En 1945,

las compañías químicas alemanas habían construido nueve plantas utilizando el proceso FT

(para alcanzar una producción de 3 millones de toneladas de combustible sintético en el

período de 1939 a 1945).

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Luego de la Segunda Guerra Mundial las plantas alemanas fueron trasladadas a Rusia,

donde constituyeron la base de la elaboración de ceras y productos químicos; a partir de

entonces, los principales países industrializados como Japón y Estados Unidos, comenzaron

a evaluar la eficiencia del proceso en diferentes condiciones, pero no lo hicieron a escala

comercial debido a que la industria de exploración y explotación petrolera entró en su

máximo auge gracias a los avances en la tecnología de refinación, como el craqueo y la

desulfuración. Debido a las consecuencias de la crisis internacional de petróleo en 1973, y

la revolución iraní de 1979, resurgieron las tecnologías de conversión basadas en gas

natural, guardadas momentáneamente en laboratorios de investigación de algunas de las

principales compañías, primordialmente de energía.

Los productos líquidos obtenidos mediante la tecnología GTL disminuyen las emisiones de

componentes contaminantes producidos por los automotores. Además, comparados con los

productos destilados de una refinería convencional, poseen mayor fracción de hidrógeno a

carbón (H:C), lo cual significa que se disminuyen las emisiones de material Particulado y

óxidos de nitrógeno (NOx), y menor cantidad de azufre y aromáticos, lo cual disminuye de

gran manera las emisiones, no sólo de material Particulado sino también de sulfuros.

1.7 Los principales proveedores de materias primas y volumen de sus

suministros. Según el World Shale Gas Resources, publicado por la Agencia de Información Energética

de Estados Unidos (Energy Information Administration, EIA), se estima que los recursos

mundiales técnicamente recuperables de shale gas ascienden a 6,622 Bpc (billones de pies

cúbicos). De estos recursos, 1,931 Bpc se localizan en Norteamérica, de los cuales Estados

Unidos posé 862 Bpc y México 681 Bpc. La segunda región más importante es Asia del

Sur y del Este, con un recurso estimado de 1,389 Bpc.

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Imagen 2: Reserva de los distintos continentes, participación en el mercado.

Imagen 3: Distribución de materia prima Shale Gas en el mundo (2013)

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Estimación de reservas recuperables de shale gas en trillones de metros cúbicos

Producción consumo importación Reservas de gas probadas

shale gas recuperable

Europa

Francia 0,03 1,73 98% 0,2 180

Alemania 0,51 3,27 84% 6,2 8

Países bajos 2,79 1,72 -62% 49 17

Noruega 3,65 0,16 -2156% 72 83

Reino Unido 2,09 3,11 33% 9 20

Dinamarca 0,3 0,16 -91% 2,1 23

Suecia - 0,04 100% 41

Polonia 0,21 0,58 64% 5,8 187

Turquía 0,03 1,24 98% 0,2 15

Ucrania 0,72 1,56 54% 39 42

Lituania - 0,1 100% 4

otros 0,48 0,95 50% 2,71 19

Norteamerica

Estados Unidos 20,6 22,8 10% 272,5 862

Canadá 5,63 3,01 -87% 62 388

Mexico 1,77 2,15 18% 12 681

Asia

China 2,93 3,08 5% 107 1275

India 1,43 1,87 24% 37,9 63

Paquistan 1,36 1,36 29,7 51

Australia 1,67 1,09 -52% 110 396

Africa

Sudafrica 0,07 0,19 63% 485

Libia 0,56 0,21 -165% 54,7 290

Túnez 0,13 0,17 26% 2,3 18

Argelia 2,88 1,02 -183% 159 231

Marruecos 0,002 0,02 90% 0,1 11

Sudamérica

Venezuela 0,65 0,71 9% 178,9 11

Colombia 0,37 0,31 -21% 4 19

Argentina 1,46 1,52 4% 13,4 774

Brasil 0,36 0,66 45% 12,9 226

Chile 0,05 0,1 52% 3,5 64

Uruguay 0 0,01 100% 21

Paraguay 0 0 62

Bolivia 0,45 0,1 -346% 26,5 48

Total de las regiones

53,1 55 -3% 1274 6622

Total mundial 106,5 106,7 0% 6609

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Tabla de datos 1: reservas recuperables de shale gas en el mundo en tcf

Dentro del conjunto de países con reservas ,se pueden distinguir dos grupos con diferentes

características que los hacen tener perspectivas positivas en cuanto a la explotación del

recurso. Por un lado, están los países cuyas reservas de shale gas son grandes en relación a

su consumo anual y a sus reservas de gas convencional, a pesar de que puedan no ser tan

grandes en términos absolutos. Chile está en este grupo de países, ya que sus reservas

técnicamente recuperables (64 tcf) corresponden a 640 veces su consumo anual (0,1 tcf).

Marruecos, India y Pakistán también son países con circunstancias similares.

El segundo grupo corresponde a los países que disponen de reservas que son grandes en

términos absolutos (más de 300 trillones de pies cúbicos), por lo que un desarrollo

adecuado podría permitirles convertir esas reservas en volumen de exportación durante las

próximas décadas. En esta categoría destacan Estados Unidos, Australia, Argentina,

Sudáfrica y Canadá.

1.8 Reservas en Chile de shale gas

Chile posee una reserva de Shale Gas en la región de Magallanes que se estima que

alcanza 64 trillones de pies cúbicos, el consumo de gas natural en nuestro país anualmente

es de aproximadamente 0,1 trillones de metros cúbicos. Dada estas características Chile es

un país que no posee grandes reservas de shale gas pero esta reservas si le alcanzan para

abastecer por varios años la demanda del gas natural si se llagara a explotar el recurso. Se

conocen las falencias en el marco legal y ambiental en la explotación del shale gas , esto ha

llevado a influir en algunos términos la falta de interés en la explotación de este recurso.

ENAP ha intentado promover la explotación del shale gas de Chile incorporando clausulas

en los contratos petroleros incentivando a las empresas a extraer gas en caso de que se

descubran nuevas reservas lo suficientemente grandes y accesibles para que su explotación

sea rentable.

El proceso de licitación de bloques de exploración se cerró a finales de 2011 con acuerdo

entre las empresas ENAP, Geopark, Wintershall e YPF. Los bloques adjudicados fueron:

Isla Norte, Campanario, Flamenco, San Sebastián y Lago Mercedes-Marazzi. Geopark está

en fase de exploración para cuantificar las posibilidades de extracción, analizando la

configuración geológica del sector entre otras cosas.

Otra firma que está involucrada en la exploración de gas en Chile es Methanex. Esta

empresa canadiense tomó la participación de la estadounidense Apache en el bloque Lenga

y Rusfin (esta última decidió abandonar el país luego de 5 años de inversiones infructuosas

14

en la zona). También ingresó a realizar exploraciones en el bloque Caupolicán. En primera

instancia, Methanex realizará actividades exploratorias y evaluará traer al país tecnologías

de explotación de shale gas provenientes de Estados Unidos y Canadá.

Existe bastante incertidumbre respecto de la rentabilidad de estas inversiones, ya que no se

conocen en detalle las condiciones geológicas de los yacimientos.

2. Producción del GTL en el Mercado Objetivo

2.1. Calidad de los productos.

Además de ser una tecnología probada, este proceso produce un combustible de alta

calidad. Por ejemplo, debido a la menor cantidad de compuestos aromáticos, el producto

de aceite sintético tiene un poder calorífico ligeramente superior a la contraparte derivado

del petróleo. Del mismo modo, la eliminación de nitrógeno, azufre, y partículas desde

hace que el gas de síntesis que permiten generar una combustión más limpia sintética

productos-que de petróleo a su vez liberan niveles más bajos de contaminantes. Esta ventaja

es especialmente importante para el diesel motor, dadas sus dificultades en el control de

partículas.

Las emisiones de GEI (gases de efecto invernadero) asociadas dependen principalmente de

la respectiva materia prima de contenido de carbono. El carbón tiene un factor promedio de

emisiones de carbono de alrededor del 26[gC / MJ]. Tomando en consideración la

eficiencia de conversión del proceso indirecto (y teniendo en cuenta las emisiones de

metano de la minería del carbón de 0,1 g por MJ de carbón), las emisiones de gases de

efecto invernadero del ciclo de combustible resultantes para los combustibles diesel y jet

sintético de carbón y gas-convertida están a punto 115 [g de CO2-eq / MJ], una cantidad

tanto como diez veces que a partir de productos derivados del petróleo producida a partir de

crudo convencional. Estas emisiones se pueden reducir hasta en un 90 %y por lo tanto

sería comparable a los de convencionales productos-por la adición de un aceite de captura

de carbono y almacenamiento.

Sin embargo, los niveles más altos de emisiones de gases de efecto invernadero del ciclo de

combustible no son la única preocupación de las autoridades medio ambientales también es

el aumento del uso del carbón: impactos adicionales incluyen contaminación del agua

subterránea y el hundimiento del suelo.

Instalaciones GTL son instalaciones complejas, como un juego de química gigante, que

primero se combinará, a continuación, dividir y reorganizar las cadenas de átomos. Las

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cadenas de diferentes longitudes tienen propiedades diferentes, por lo que una amplia gama

de productos GTL:

2.1.1 GTL Gasoil

GTL Gasoil es una alternativa al diesel que está virtualmente libre de azufre y compuestos

aromáticos como ya se dijo además produce menos emisiones locales. Se puede mezclar

fácilmente con el diesel convencional, a base de aceite y se utiliza en el sistema de

distribución de diesel existente.

Los ensayos en ciudades muy congestionadas como Londres, Berlín, Tokio, Shanghai y

Rotterdam han demostrado que los autobuses, taxis y camiones que circulan con altas

concentraciones de GTL gasoil pueden contribuir a la mejora de la calidad del aire local.

Esto se debe a GTL Gasoil arde con dióxido de azufre inferior y menos óxidos de nitrógeno

y las emisiones de partículas de diesel a base de aceite convencional. Gasoil GTL también

puede ser utilizado por las refinerías para mejorar productos combustibles más pesados.

2.1.2 GTL de parafina normal (detergentes)

Es una materia prima prima alternativa para la producción de detergentes. Empresas de

fabricación de detergentes suelen extraer parafinas normales convencionales a partir de

queroseno a base de aceite.

2.1.3 GTL Kerosene

GTL queroseno es una alternativa a queroseno a base de aceite convencional. Se puede

utilizar para la calefacción y la iluminación, pero se espera que su uso primario como para

la aviación, lo que contribuye a la diversificación del suministro de combustible de

aviación. GTL queroseno arde con dióxido de azufre menor, óxidos de nitrógeno inferiores

y las emisiones de partículas que el queroseno a base de aceite convencional. En

concentraciones más altas que podría ayudar a mejorar la calidad del aire en aeropuertos de

mucho tráfico.

2.1.4 Aceites GTL Base

GTL aceites base pueden ser utilizados para la fabricación de lubricantes que mantienen a

motores de vehículos, cajas de cambio y transmisiones que se realicen sin problemas.

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2.1.5 GTL nafta (plásticos)

GTL La nafta es una alternativa a la materia prima de alta calidad para la fabricación de

sustancias químicas que hacen que los bloques de construcción de plástico. Ofrece

rendimientos superiores de etileno / propileno y menores costos de materias primas que la

nafta convencional.

2.1.6 GTL Ceras

Ceras GTL son prácticamente inodoros, lo que es ideal para su uso en aplicaciones que

requieren la adición de color o fragancias, tales como tintas de impresión, embalaje, cartón

de fibra, procesamiento de plástico, velas y revestimientos.

2.2 Situación actual de los mayores productores del Shale gas

Situación actual de los mayores productores de SHALE GAS en el mundo. A continuación

una breve descripción de la situación del mercado en estos países:

2.2.1 Estados Unidos

A principios del año 2000 se proyectaba que para los años 2015-2016 Estados Unidos sería

el mayor importador de gas en el mundo, para soportar esta proyección se construyeron

infraestructuras de regasificación con una capacidad de más de 100 billones de metros

cúbicos (bcm) de gas natural licuado, alrededor del mundo se construyeron múltiples

terminales pensando en parte ser abastecidos por Estados Unidos caso como el de nuestro

país con el terminal GNL, esta proyección del AUGE del GNL se ha visto opacada en los

últimos años por el gran desarrollo de la extracción de shale gas.

Entre los años 2005 y 2011 la industria del gas en América Del Norte específicamente

Estados Unidos creció un 45% anual en términos de volumen extraído de gas, esta nueva

industria en crecimiento ha aportado a bajar el desempleo en los sectores donde se realizan

la extracción.

Actualmente la Agencia Internacional de Energía (AIE) ha estimado que la producción de

gas natural en los Estados Unidos, que en el 2008 era de 20 trillones de pies cúbicos se

incrementará a 27,5 trillones de pies cúbicos en el año 2035. No obstante, estas cifras

podrían terminar siendo demasiado conservadoras, ya que en esa misma proyección, la AIE

predice una producción de 21,5 tcf para 2015, volumen que ya fue superado en el 2011 con

una extracción de gas natural de 21,58 tcf.

17

Grafica 1: Evolución y proyección de la producción de gas natural en Estados Unidos

Fuente: AIE , CIA world

Como ya se puede esperar este aumento en la producción de gas natural se explica por el

shale gas, donde el año 2009 ya representaba el 14% de la producción total de gas natural,

sin contar otros tipos de gas no convencional, como el tight gas y el coalbed methane en su

conjunto que representan aproximadamente el 36% de la producción total. La AIE proyecta

que hacia 2035 el shale gas por sí solo debería representar el 46% de la producción.

Este aumento de oferta ha llevado a una reducción del precio del gas en Estados Unidos,

llegando actualmente a niveles de US$ 2 por millón de BTU, lo que es entre 4 y 8 veces

menor a los precios que se pagan en Europa y Asia. Es más, el precio se encuentra incluso

por debajo del costo marginal de producción, que se estima entre US$ 4 y US$ 5 por millón

de BTU (lo cual se podría explicar porque existe una expectativa de alza de los precios

hacia futuro y, por ende, de recuperar la inversión y de obtener utilidades). En promedio,

los analistas sectoriales estiman que el precio debería duplicarse hacia el año 2017,

llegando a niveles algo superiores a los costos marginales de producción.

18

.

Grafica 2: Proyección de consumo de gas natural según su fuente

Fuente: Informe “golden age of gas”, AIE 2011

2.2.2 Sudáfrica

Según la EIA se sostiene que Sudáfrica podría tener reservas de shale gas de alrededor de

485 tcf , pero debido a la oposición de autoridades ambientales y grupos ambientalistas , el

gobierno de Sudáfrica se vio obligado a presentar una moratoria a la explotación de este

recurso en el año 2011.Luego de esto a finales del 2012 el gobierno levanta la prohibición

después de que las empresas extractoras presentaran un informe asegurando que la

explotación del shale gas podría llevarse de forma segura teniendo en cuenta que debían

poner mayor énfasis en el proceso de extracción en el punto de asegurar que no se

contaminarían las aguas subterráneas.

Hoy en día se están consiguiendo licencias de exploración para empresas extranjeras, pero

las posibilidades futuras de desarrollo del shale gas se ven amenazadas ya que por un lado

grupos ambientalistas y conservacionistas han anunciado acciones legales contra la decisión

del gobierno de levantar la veta de extracción y por otro lado la compañía Shell líder en el

proceso de shale gas a GTL a señalado que pueden pasar hasta 10 años antes de que se

puedan iniciar operaciones de extracción y más aún comerciales rentables en Sudáfrica ,

teniendo en cuenta el tiempo que tomará hacer los estudios de impacto ambiental del

proceso además de conocer bien los lugares donde se encuentran las reservas de gas .

19

De todos modos, si son ciertas las estimaciones de la EIA, Sudáfrica tendría la quinta

reserva de shale gas más grande del mundo. Varios organismos estiman que la

explotación del gas sería enormemente beneficiosa para la situación económica del país,

creando empleo y ofreciendo seguridad e independencia energética. Al pasar unos años más

se sabrá a ciencia cierta cuál es el real potencial de Sudáfrica y si se podrá optar a

desarrollar la extracción y conversión GTL en el país.

Imagen 3: Sasol synthetic Fuel, Secunda, Sudáfrica, Sasol opera dos de esas plantas

aplicando la tecnología GTL.

2.2.3 Australia

Australia tiene grandes reservas de shale gas y también de coalbed methane (CBM). En

este país se está privilegiando actualmente el desarrollo del CBM por sobre el shale gas,

pero de todas formas este último posee un enorme potencial para un futuro desarrollo.

Australia aumentará su producción de gas natural de aquí al año 2035 en más de 3 veces,

pasando de producir 1,59 tcf a 5,47 tcf en 2035. De esa cifra final, casi el 45%

corresponderá a CBM. Debido a su bajo consumo, de cumplirse estas proyecciones,

Australia se convertirá en un gran exportador, vendiendo al exterior más de 3,53 tcf de gas

natural licuado hacia el 2035. De hecho, es el país que más está expandiendo su capacidad

de licuefacción de GNL, con cuatro proyectos en construcción y otros más evaluándose.

20

2.2.4 Argentina

Argentina es un país que posee una gran reserva de gas no convencional. De acuerdo a la

EIA Argentina tiene 774 tcf aproximadamente de shale gas, lo que lo posiciona como el

tercer país con mayores reservas en el mundo. Sin embargo, la explotación de estos

recursos se ve complicada, debido a la intervención de precios que realiza el gobierno, que

mantiene el gas natural a un valor artificialmente bajo, lo que se suma al escenario de

riesgo que hay para las inversiones extranjeras.

El gobierno ha intentado contrarrestar esto mediante el programa “Gas Plus” que permite a

las empresas que extraigan gas no convencional venderlo a un precio superior (US$ 6 por

millón de BTU, en lugar del precio normal, que es US$ 2,5). En la actualidad ya hay

algunos pozos de shale gas operando y se espera que se sumen otros más durante los

próximos años gracias al apoyo gubernamental que existe a la explotación del recurso. En

todo caso, algunos geólogos y especialistas locales cuestionan que las reservas del país sean

tan grandes como lo que señala el informe de la EIA.

2.2.5 China

China es muy relevante por tratarse del país con mayores reservas de shale gas del mundo,

de acuerdo al informe de la EIA. Sus reservas alcanzarían los 1.275 tcf. Pero es también

importante por el hecho de que su gobierno ha anunciado públicamente que desean

desarrollar este potencial lo más rápido posible para poder incrementar la participación del

gas natural en su matriz. Eso la haría menos intensiva en la emisión de dióxido de carbono

y disminuiría la contaminación local producida por el carbón.

Grafica 3: Proyecciones de consumo y producción y gas natural en China

Fuente: AIE 2012

21

Para lograr ese objetivo, China ha hecho que el gas natural y las energías renovables sean

parte primordial de su décimo segundo Plan Quinquenal, que cubre los años 2011-2015. En

este plan China se propone llegar a un 8,3% de uso de gas natural en su matriz al 2015 (lo

que equivaldría a un consumo de 9,18 tcf anuales, e incluso se proyecta que llegue a los

22,4 tcf en el año 2035). Para cubrir esa demanda sin depender exclusivamente de

importaciones, China está licitando la explotación de reservas de shale gas, pero solo entre

compañías estatales y locales, las cuales deben aliarse en joint-ventures con empresas

extranjeras como Shell. De esta forma se busca que las empresas locales adquieran el know-

how o experiencia necesaria para luego continuar la explotación por sí solas.

2.2.6 Canadá

Canadá es otro país con grandes reservas de shale gas y coalbed methane. Sin embargo, se

encuentra en una situación particular: su producción total de gas está disminuyendo, debido

a la menor demanda desde Estados Unidos y al menor precio que ese país está dispuesto a

pagar por el recurso, a lo que se suma el agotamiento de sus pozos de gas convencional.

La situación de precios actuales, sin duda, una barrera que dificulta el desarrollo del sector,

pero que podría salvarse mediante la exportación de gas natural licuado a otros destinos.

Actualmente, ya hay un proyecto para construir un terminal de licuefacción de GNL, el cual

le permitiría a Canadá exportar gas a Japón, Corea del Sur y/o China, destinos donde la

disposición a pagar por el gas es sustancialmente mayor.

El país también se enfrenta son las fuertes restricciones ambientales que se han aplicado en

ciertas provincias. Ejemplo de ello fue la moratoria a la fractura hidráulica que se impuso

en Quebec en marzo de 2011, la cual en un comienzo sería temporal (hasta que se

realizaran los estudios ambientales correspondientes), pero a raíz de recientes declaraciones

de las autoridades ambientales parece difícil que se permita la construcción de pozos de

shale gas en la provincia en un futuro cercano. En el resto de las provincias todavía no

existe un marco regulatorio claro.

22

3. Exportaciones e importaciones del GTL shale gas

Un hecho relevante que se observa es que muchos de los países con reservas grandes y

potencial exportador tienen además relativa estabilidad política, lo que marca una

diferencia con lo que ocurre con el petróleo, por ejemplo. Esto traería importantes

consecuencias geopolíticas, por cuanto los países con grandes reservas de gas natural

convencional perderían poder de negociación en el contexto internacional. En efecto, una

consecuencia importante de la aparición del shale gas es que, dada la forma en que está

distribuido geográficamente, podría disminuir el poder que tienen en la actualidad países

como Venezuela, Rusia o Irán en el ámbito energético, y lo equilibraría con otros más

estables políticamente, como Estados Unidos, Canadá o Australia. Mención aparte merece

China, que de acuerdo al reporte de la EIA sería el país con mayores reservas de shale gas

en el mundo (1.275 tcf) y en donde además existe una intención del gobierno para adquirir

el know-how necesario para explotar el recurso a gran escala durante las próximas

décadas. Sin embargo, la gran demanda de gas natural proyectada para China llevará a que

el volumen extraído solo permita reducir importaciones, no así exportar el recurso.

Por otro lado, cuatro de los miembros de la Organización de Países Exportadores de

Petróleo (OPEP) se ubicaron entre los 10 principales productores del mundo: Irán, Qatar,

Argelia y Arabia Saudita. En 2011, la producción comercial de dichos países creció 5.6%

respecto al año anterior. Muchos de los países de la OPEP tienen demandas internas

menores a su producción, lo que les permite exportar sus excedentes.

23

Grafica 4: Producción Bruta y comercial de la OPEP

Fuente: Annual Statistical bulletin OPEC 2012

Grafica 5: Producción de GTL estimado a nivel mundial

24

Se estima que el año 2015 la producción de GTL en el mundo alcance los 6 millones de

barriles por día.

Tabla de datos 2: Localizaciones y capacidades estimadas de las plantas comerciales

de GTL existentes y futuras

25

Imagen 4: Proyección de Ofertas de plantas de GTL a lo largo del mundo

3.1 Proyección de producción de gas no convencional en el mundo

En general, muchas compañías y países se interesan en proyectos de esta envergadura, con

Qatar como principal sede. Algunos ya se encuentran en sus etapas de factibilidad por parte

de empresas como Shell, ConocoPhillips, ExxonMobil, Chevron, Sasol, BP, Syntroleum,

entre otras. En la figura 3 se pueden apreciar las localizaciones y capacidades estimadas de

las plantas de GTL potenciales que estarían en operación para el año 2015. En conjunto,

estos prospectos totalizarían una producción de más de 1.200.000 b/d

Resumiendo para el año 2035 se espera que el mercado del shale gas (gas natural no

convencional) tenga el siguiente comportamiento según sus productores en el mundo:

26

Grafica 6: Mayores productores de gas natural proyectado al año 2035

Fuente: Informe “Golden Age of gas”, EIA 2013

Grafica7: Demanda de los mercados tradicional v/s evolución de los contratos

Fuente: Bentex

27

Grafica 8: Creciemiento de la demanda de los mercados v/s evolución de los contratos

Fuente: Bentex

Grafica 9: Demanda de Sudamérica v/s evolución de los contratos

Fuente: Bentex

28

4. Estudio de los precios del GTL a partir de gas no convencional

SHALE GAS

4.1 Precio de gas natural

Precio internacional del Gas Natural, hoy se sabe que la demanda global y la variabilidad

en la oferta ha provocado aumentos en los precios de las materias primas destacando el

precio del petróleo El precio del crudo West Texas Intermediate (WTI) aumentó 20% en

2011, alcanzando un promedio de 95.04 dólares por barril. Por su parte, el precio del

carbón con referencia en Australia registró un aumento anual de 22.2%, ubicándose en

120.94 dólares por tonelada métrica en 2011.

El comportamiento del precio del gas natural los últimos años se ha visto influenciado por

la extracción incrementada de shale gas , teniendo como características principal que en

EE.UU los precio del gas natural se han mantenido bajos debido a esta oferta adicional del

shale gas por otro lado en Europa estos precios aumentaron un 32% el año pasado (2013).

Imagen 5: Precios Internacionales del gas natural

29

En un proyecto de GTL, los precios de venta en el mercado de los productos obtenidos y

del gas natural, tienen una importancia significativa en su viabilidad. Las oportunidades

reales de factibilidad económica de este tipo de proyectos siempre han estado influenciadas

por los precios del gas natural. El precio del petróleo sostenido esperado de más de US $

49 por barril crea una oportunidad para la aplicación de la tecnología GTL.

En Chile se espera que la compra de shale gas ayude a reducir los costos de operación del

sistema eléctrico en el mediano plazo, además se propone vender volúmenes de gas en la

zona central del país e incluso desarrollar un tercer terminal de regasificación en la zona sur

del país.

Un informe elaborado por la consultora Bentek a petición de la Comisión Nacional de

Energía (CNE), proyecta precios, los que para los dos terminales construidos en el país,

Mejillones y Quintero, serán de US$8,8 por millón de BTU y US$8,61 respectivamente.

El precio promedio final referencial considerando los distintos países de origen se estima

en US$15,2. Contando sólo los envíos desde la Costa americana, el nivel final de precios

rondaría los US$10 por millón de BTU, cifra que se acerca a lo que hoy paga ENAP por

este recurso. Aunque no existen cifras oficiales, ha trascendido que el contrato de largo

plazo entre la petrolera estatal y BG está en torno a US$10 a US$12 por millón de BTU

El gobierno de Chile ha señalado que la prioridad no es levantar nueva infraestructura a gas

natural sino que más bien permitir que el actual parque de generación en base a este

combustible construido en el país pueda operar de manera permanente, para así desplazar

los medios de generación más caros, principalmente el diésel.

Así lo planteó recientemente el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, quien

planteó que aunque se suele señalar que el shale gas no va a llegar bajo los US$16 por

millón de BTU, el estudio de Bentek Energy dice que va a estar en torno a los US$ 11 por

millón de BTU. Fuente: Diario la Tercera

En Chile solo se ha hablado de la compra de shale gas a EE.UU, pero no sobre la

explotación de este gas en tierras chilenas ni menos de implementar la tecnología del GTL

en nuestro país, solo la compra de shale gas y el almacenamiento en sus terminales de GNL

en Quintero y Mejillones.

30

4.2 Costos de inversión y producción de plantas de GTL

La tendencia mundial en tecnología GTL, por parte de las compañías multinacionales,

presenta la construcción de plantas a gran escala, debido a los altos costos de inversión

(Capex) requeridos por barril producido. Los costos de inversión han avanzado mucho,

especialmente en los últimos años.

La primera planta que se construyó en Sudáfrica en 1955, de 8.000 b/d a partir de carbón,

tuvo un costo aproximado de inversión de US$ 1000 millones. El Complejo Secunda, de

160.000 b/d, construido en 1982, tuvo un costo de inversión de US$ 7000 millones; Bintulu

Malasia (1993) con una capacidad inicial de 12.500 b/d, costó US$ 600 millones.

Actualmente, el Capex en una planta GTL puede estar entre US$ 20.000 y US$ 40.000 por

barril producido diariamente, según la capacidad de la planta y la tecnología utilizada.

Los costos anuales de operación (Opex) pueden ser de 5% a 7 % del Capex. Así, los costos

de operación son de US$ 3 a US$ 8,5 por barril de combustible sintético producido.

Además, a medida que se aumenta la capacidad de la planta, mejor será la tasa interna de

retorno (TIR) del proyecto y menores los costos de producción.

Grafica 7: Distribución costos de producción planta GTL

El Capex es un factor importante en la vida de un proyecto de GTL, debido a que los costos

totales del producto se ven altamente afectados por la inversión. Según expertos en

proyectos de GTL a escala mundial, el costo de inversión representa 50% del costo del

producto, suponiendo un costo del gas de 0,5 US$/MMBTU. El precio del producto final

también es afectado por el precio del gas natural por encima de 1 US$/MMBTU; por cada

0,5 US$/MMBTU que aumente el costo de este, los costos de producción aumentan 5

US$/b.

31

Grafica 8: Costos de Inversión planta GTL

Los costos de inversión totales para la construcción de una planta de 50.000 b/d son

aproximadamente de US$ 1200 millones, teniendo en cuenta infraestructura de la planta,

obras civiles, instalaciones eléctricas y otros, lo cual representaría un costo de inversión

(Capex) de US$ 24.000 por barril producido diariamente.

4.3 Desafío en términos de tamaño y costo de las plantas de GTL

Para una mayor difusión de la conversión de gas a líquidos es necesario superar desafíos

tecnológicos tales como la dimensión de las plantas, costo y eficiencias. Las pocas plantas

actualmente en operación son demasiado grandes que cubren grandes extensiones de

terreno y requieren un volumen de reservas de gas de entrada de 37200 millones de metros

cúbicos a bajo costo durante los primeros 20 años de operación para seguir siendo

atractivas desde el punto de vista económico.

Las compañías están probando conceptos de plantas más pequeñas con la esperanza de

desarrollar instalaciones compactas que puedan ser instaladas en localizaciones remotas o

colocadas en estructuras flotantes para explotar reservas no desarrolladas y también

reservas de gas asociados en áreas marinas.

32

La compañía Rentech se está concentrando en el desarrollo de tecnología destinados de

pequeña escala, entre 800 y 2500 [

]. La compañía está realizando estudios para dos

plantas una en Bolivia con una capacidad de 1580 [

] y otro en Indonesia en Pertamina

con una capacidad de 16000 [B/diarios]. Rentech también ha hecho público su interés de

aplicar su tecnología de conversión de gas a líquidos a sistemas de producción de flotantes,

pero aún no se ha construido ninguno.

Las dimensiones físicas no son el único factor que limita la construcción de nuevas plantas

de GTL, además el capital necesario como ya se ha dicho es muy elevado comparado con

las grandes operaciones en Sudáfrica oscilando entre US$27000 y US$50000 por barril de

combustible líquido producido por día.

Hoy se está probando un reformador compacto en Alaska que reduzca los costos de

construcción de la planta de GTL a aproximadamente US$20000 por B/D y luego con otras

mejoras a US$17000 por B/D, con este valor de construcción se puede competir con los

proyectos de GNL. Si los costos de construcción de una planta de GTL fueran de alrededor

de los US$11000 por B/D, los proyectos de GTL podrían competir con las refinerías de

petróleo crudo.

Imagen 6 : Planta experimental de GTL de la compañía BP Alaska. La planta produjo su

primer petróleo sintético en julio del 2003.

Los reformadores compactos pueden ser una alternativa para reducir los costos de una

planta de GTL, pero también se pueden hacer otras gestiones pero también hay otras formas

de aumentar la eficiencia de conversión del proceso. Hoy el proceso en su primer paso

33

requiere de oxígeno para combinar con el gas natural. Separar el oxígeno del aire es uno de

los pasos más costos del proceso del GTL los científicos están explorando nuevas líneas de

investigación en lo que respecta la separación de aire –oxigeno incluyendo nuevas

membranas cerámicas. Las investigaciones dicen que ciertas membranas cerámicas

permiten selectivamente que pasen los iones de oxígeno a la vez que incluyen otros

componentes del aire. Los costos de la tecnología de GTL podrían reducirse en un 25% con

la tecnología de membranas de cerámica según la planta de conversión.

Los científicos del Petroleum Energy and Envirinmental Research (PEER) y del Molecular

Process and Simulation (MSC), ambos pertenecientes al instituto de tecnología de

california (CalTech), están tratando de desarrollar un proceso de 1 paso que convierta el gas

natural directamente en hidrocarburos líquidos. Ellos proponen que se mezclen la teoría el

modelo y los experimentos para concebir un solo proceso de versión directa para que el

proceso sea económicamente más viable.

5. Situación actual de Latinoamérica en el mercado del Shale gas

5.1 Situación del mercado del shale gas en América

En América del Sur, el gigante productor de petróleo Venezuela se estima que sólo el 11

Tcf de gas de esquisto, apenas una vigésima parte de sus reservas de gas convencionales,

mientras que Brasil y Chile, que actualmente importa alrededor de la mitad del gas que

consumen, poseen estimados depósitos de gas de esquisto de 226 y 64 Tcf,

respectivamente.

Paraguay tiene un estimado de 62 billones de pies cúbicos de gas de esquisto, casi tres

veces las reservas convencionales de gas de Bolivia, el mayor exportador de gas natural en

América del Sur. Uruguay, que importa todo su petróleo y gas, ya que carece tanto, tiene

por lo menos 21 billones de pies cúbicos de gas de esquisto.

En Argentina La profundización del deterioro del sector durante 2011, en el que se

presentó una balanza comercial energética deficitaria, la cual no se producía desde hacía 20

años en el país, del orden de USD 3.000 millones, lo que se suma a un aumento de

subsidios al consumo energético que se estima en un 2,2% del PBI, llevó al Gobierno

Nacional a tomar en el mes de abril de 2012 una medida de alto impacto en el

funcionamiento del sector de hidrocarburos, como es la recuperación del control de YPF,

mediante la expropiación del 51% de las acciones de REPSOL.

La nueva conducción de la compañía ha lanzado en el mes de junio de 2012 los

lineamientos de su Plan Estratégico 2012-2017, procurando la producción de petróleo y

34

gas, y apostar a la exploración y explotación de recursos no convencionales8 que han sido

certificados por consultoras especialistas9. Vale mencionar que el control del 51% del

paquete accionario de YPF, ahora estatal, quedó distribuido entre el Estado Nacional con el

51%, mientras que el 49% restante se distribuye entre las provincias integrantes de la

organización federal de estados productores de hidrocarburos, dado que las provincias son

quienes poseen la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos en sus territorios10.

De concretarse el plan de YPF, más el acompañamiento del resto de los agentes del sector

aportando nueva producción de shale gas a la oferta total del país, se puede estimar un

crecimiento total de la producción nacional del 24% para 2020.

Para estimar ese aumento, los volúmenes proyectados consideran los supuestos y

referencias contenidos en el Plan de YPF (esfuerzo de inversión, número de pozos y

producción por pozo) y se extrapolan para el total de formación de Vaca Muerta en

Neuquén con la inclusión y participación de otros productores activos en esa formación.

Debe notarse que para ello se requiere aumentar radicalmente el esfuerzo de explotación

respecto de la actualidad, y ejecutar un total de 140 pozos por año para el período 2013-

2017 y 280 pozos anuales en el período 2018-2020.

El monto de inversión acumulado en el período 2013-2020 se estima en USD 17.600

millones. Vale aclarar asimismo, como incentivo al desarrollo del shale gas, que su costo se

presume en el rango entre USD 8-10 MM Btu, y que aunque supera al del gas obtenido de

Tight Gas (entre USD 4-6 MM Btu), está muy por debajo del costo de importación de GNL

(actualmente USD 17,5 MM Btu)

5.1 Situación actual del mercado del shale gas en Chile

El 23 de Agosto de este año 2014 El ministro Máximo Pacheco, anuncio que a fines del

año 2015 a Chile el primer embarque de shale gas, catalogado por la autoridad como “una

muy buena noticia para el país”. ENAP logró un acuerdo con EEUU "El primer puerto que

va a entrar en operaciones para exportar Shale Gas desde Estados Unidos es el puerto de

Cheniere y entre los primeros embarques de gas que van a salir de exportación desde ese

puerto es gas que viene para Chile". El acuerdo se realizó gracias a las gestiones del propio

Ministro de Energía y la Presidenta Bachelet. En su viaje durante junio firmaron un acuerdo

de cooperación bilateral con el Secretario de Energía de Estados Unidos, Dr. Ernest Moniz.

En el Chile hay mucho potencial para expandir la participación del gas natural en la matriz

energética, debido a las inversiones en forma de gasoductos y centrales eléctricas que

permanecen desde la época del gas argentino. Prueba de ello es que actualmente el SIC-

SING tiene una capacidad instalada de centrales que pueden operar con gas natural de

4.350 MW (29% de la capacidad total del sistema) y parte importante de esa capacidad no

se utiliza por falta de disponibilidad del combustible. Además, hay muchas centrales

35

termoeléctricas de ciclo combinado a gas que han sido reconvertidas durante la década

pasada para funcionar con otros combustibles fósiles, las cuales podrían ser nuevamente

reconvertidas al gas natural en caso de que se den las condiciones para ello.

Por su parte, es probable que en los próximos años una gradual convergencia hacia un

mayor desarrollo de centrales a gas, dadas las dificultades que han enfrentado las

alternativas hidroeléctricas y termoeléctricas a carbón. A ello se suma que la ampliación de

capacidad en los terminales de GNL facilitaría importar grandes volúmenes a los precios

actuales sin tener que invertir en nueva infraestructura por parte de los interesados. Por

último, se estima que el menor impacto ambiental de este tipo de centrales podría ayudar a

enfrentar menores objeciones y oposición de parte de la ciudadanía.

ENAP señaló sus intenciones de evaluar el terminal de Gas en la Región del Bío Bío. Su

proyecto se da en paralelo al de Biobiogenera (Octopus) en la Bahía de Concepción quien

ya firmó un acuerdo con Cheniere la misma empresa con la que ENAP llegó a acuerdo.

Biobiogenera ha indicado que su forma de posicionamiento en el mercado, guarda relación

con la apertura de la matriz al Shale Gas. La política energética chilena puede entenderse

como un apoyo al proyecto de terminal marítimo y gasoducto en la bahía de Concepción y

el emplazamiento de una megacentral termoeléctrica en Bulnes y da a entender que la

inclinación por este combustible no tiene que ver con su menor efecto contaminante, sino

con sus bajos precios. Cabe mencionar que el Subsecretario de Medioambiente Marcelo

Mena trabajo en la modelación de emisiones del proyecto Octopus que ha generado tanta

oposición en la Provincia de Concepción.

Fuente: http://www.latercera.com/noticia/negocios/2014/08/655-592584-9-expertos-dudan-

que-shale-gas-llegue-a-precios-competitivos.shtml

También ha dado su opinión sobre la llegada del shale gas importado desde EE.UU el

académico Patricio Rubio de la Universidad Federico Santa María, donde el académico sita

lo siguiente: En términos económicos, de comenzar el uso en nuestro país, ¿qué tan bien le

hace a Chile importar este gas desde EEUU, sabiendo que -ya en 2012- se hablaba de que

Chile es el tercer país sudamericano con las reservas más grandes de shale gas.

Chile a nivel mundial tiene probadas importantes reservas de shale gas por su configuración

geológica, como las dimensionadas en la “Cuenca Austral” que compartimos con

Argentina. A nivel de reservas de shale gas estamos más o menos en el lugar quince a nivel

mundial, pero con unas inversiones en exploración muy bajas y en especial por parte del

Estado. También, en este punto la presencia de shale gas bajo la superficie no

necesariamente, “por el dominio tecnológico actual de la hidrofracturación a alta presión”

hace que el bloque geológico que lo contiene sea susceptible de explotar, porque se necesita

36

además que la configuración del entorno geológico sea pro hidrofracturación y un buen

capital de inversión.

Falta capacidad de asumir el riesgo de entrar a producir este gas en el país y en lo posible a

partir de una empresa estatal como ENAP, pero parece que llegamos tarde al proceso de

entrar en la primera fase de producción de gas shale y fijar cuota de mercado, hay otras

alternativas en gas geológico como el “tight gas”, que está a profundidades menores y de

menor costo de extracción, todo esto siempre y cuando apostemos por estas alternativas de

energía poco aconsejables para la contaminada sociedad del siglo XXI.

Fuente: El Dínamo http://www.eldinamo.cl/2014/07/17/experto-de-la-usm-analza-con-ojo-

critico-lallegada-de-shale-gas-a-chile-no-es-un-beneficio-en-ningun-caso/

6. Análisis FODA y de Fuerzas de Porter del proyecto GTL a partir de

SHALE GAS

6.1 Análisis FODA

Potencialidades:

Calidad del producto obtenido del GTL de alta calidad

Uso de maquinaria y tecnología de punta en los procesos

Capacidad de abastecimiento continuo de la materia prima para los

países que cuentan con una gran reserva de gas y además poseen

planta de conversión GTL

Debilidades:

Poco mercado

Altos costos de inversión de las plantas.

Se necesita mucha materia prima para generar una cantidad de gas

sintético mucho menor

Oportunidades:

Reducir los efectos de los gases invernaderos si se utiliza el producto

como nueva fuente de energía constante.

Capacidad de generar empleos para los países que implementen las

nuevas plantas.

Amenazas:

Riesgo ambiental alto en la extracción del shale gas.

Los precios de inversión pueden seguir siendo altos.

Mayor dependencia energética de los países que importan el shale

gas.

37

6.2 Fuerzas de Porter

7. Bibliografía

AMENAZAS DE NUEVOS

PARTICIPANTES

BARRERAS DE ENTRADA:

- La demanda de energía

crecerá con el tiempo

por lo que se harán

necesario las nuevas

tecnologías como GTL

- La inversión es alta pero

tiene utilidades optimas

a lo largo del tiempo y

asegura compradores

Se califica como

ATRACTIVO

INTENSIDAD DE LA RIVALIDAD ENTRE

LOS COMPETIDORES

RIVALIDAD ACTUAL:

- Los principales productores,

son sudafrica y malasia y

ambos tienen mercados

asegurados

- La demanda pronosticada es

estable permitiendo asegurar

la exportación para las

empresas en todo el mundo.

- Las futuras compañías no

deberían tener problemas de

mercado.

- Se califica como ATRACTIVO

PODER DE NEGOCIACION DE LOS

PROVEEDORES

- Los mismos proveedores de

materias primas son las empresas

dueñas de las plantas asentadas

en los países de origen del shale

gas.

- Las exportaciones de shale gas se

ven beneficiadas por los países

que explotan el recurso .ya que

tienen mercado asegurado de las

naciones que tienen y no

explotan el material y también de

las que no lo poseen.

Se califica como atractivo

PODER DE NEGOCIACION DE LOS

COMPRADORES

- Los demandantes más

importantes son países que

tienen deficiencia energética y

necesitan de recursos

alternativos de respaldo

energético

- Presión en el impacto ambiental

de los productos.

- Negociación se puede ver

afectada por inestabilidad

financiera de los países

demandantes.

Se califica como atractivo

AMENAZAS

- Por problemas

ambientales y

de seguridad la

extracción de

shale gas se

prohibida en los

países.

- Costo

energético de

conversión de

GTL.

- Altos costos de

inversión

Se califica

Atractivo

Proveedores Compradores

Competidores

de la industria

38

BIBLIOGRAFIA

Textos

- Aguirre Urreta, M. B.; S. Casadío, M. Cichowolski, D. G. Lazo y D. Rodríguez,

2008. “Afinidades paleobiográficas de los invertebrados cretácicos de la Cuenca

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Actualidad

- Diario la Tercera

- Diario el Mercurio

- El pulso

- Ministerio de Energía

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