(Fuente: El Mercurio) Desde 2007, cuando Argentina le cortó el gas a Chile, se instaló el problema del abastecimiento energético en el país. Hace algunos días, la productora de metanol Methanex advirtió que el próximo año podría paralizar sus operaciones en Magallanes, justamente debido a la escasez de gas, que usa como materia prima.

En Estados Unidos, la historia es exactamente al revés. Hace algunos años estimaban que para 2016 ese país sería el principal importador de gas natural en el mundo, pero la proyección ahora es que para ese año se convierta en un importante exportador. ¿Qué pasó? El shale gas revolucionó la oferta.

El shale gas o gas de esquisto (que son rocas provenientes de arcillas o lodos) es gas natural, sólo cambia la técnica de extracción. El problema era que su extracción, que requiere una perforación horizontal y fracturación, no era rentable. Pero las nuevas tecnologías bajaron los costos.

Hoy, en EE.UU. abunda el gas, gracias a los combustibles no convencionales como el shale. En 2011, ese país exportó aproximadamente 3.900 millones de pies cúbicos por día de gas natural a través de gasoductos, según la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés), el organismo de análisis y estadística del Departamento de Energía de EE.UU.

El shale gas es alrededor de un tercio del suministro de gas en EE.UU., de acuerdo con Cheniere Energy, dedicada principalmente a negocios de GNL (gas natural licuado).

La abundancia ha “botado” los precios en el País del Norte. El valor Henry Hub (indicador del precio del gas natural en EE.UU.) bordea los US$ 3 para el millón de BTU en circunstancias que en Europa y Asia se comercializa entre US$ 12 y US$ 16 por millón de BTU, y en Chile el precio de compra de GNL de los terminales (sin considerar derechos de internación, ni los costos del terminal) está entre US$ 12 y US $13 por millón de BTU.

El boom en EE.UU. está impulsando la reconversión de los terminales de importación de gas a plantas exportadoras. Para eso, varias firmas están requiriendo autorizaciones para pasar de ser centros de regasificación (que convierten el GNL que reciben en estado líquido a gas) a plantas de licuefacción, de gas en estado líquido o gas natural licuado (GNL).
Pero el shale gas no sólo se está explotando en EE.UU. Compañías como Chevron tienen reservas en países de Europa Central como Polonia, y en Argentina.

Las opciones de Chile para importar
¿Cuáles son las opciones de importar gas desde EE.UU.? Hasta ahora hay nueve proyectos autorizados para exportar, pero la producción de uno de los terminales ya está vendida a otros interesados. Mientras, en Chile hay varios proyectos de terminales de GNL para futuras importaciones.

En caso de prosperar la opción de importar, los terminales en el país, GNL Quintero y Mejillones, dicen estar preparados para recibir shale gas, porque el producto final es el mismo GNL.

GNL Mejillones (de GDF Suez y Codelco) está iniciando un proceso de apertura para que sean los clientes (especialmente mineras) los que negocien y traigan el gas del proveedor que estimen conveniente. La compañía dejará de vender gas en 2013 y dará los servicios de recepción, regasificación y almacenamiento. “Por este motivo, son los usuarios del terminal los encargados de ver la fuente de este combustible”, dicen en la firma. En cuanto a los precios, estiman que las reservas de shale gas a nivel mundial van a generar un abastecimiento abundante, “lo que va a conllevar precios competitivos”, aseguran.

En GNL Chile (de Endesa, Enap y Metrogas, quienes son dueños y clientes) cuentan que están evaluando la importación de GNL no sólo de EE.UU.: “También estamos analizando otras opciones que podrían resultar incluso mejores que el shale gas de EE.UU., como los proyectos (de GNL convencional) de Angola, Tanzania y Mozambique”, comentan. En cuanto a los precios futuros dicen que es difícil proyectarlos, ya que no sólo dependen de los proyectos de EE.UU. sino “de cómo se comporte la oferta y la demanda mundial del GNL, particularmente en Europa y los países del Asia Pacífico”, señalan.

GasAtacama, la generadora del Norte Grande, asegura que está en conversaciones con compañías como Cheniere y Freeport para importar gas. “Las magnitudes de platas involucradas en estos contratos son enormes, estamos hablando de 4 mil a 5 mil millones de dólares”, advierte Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama. Por lo mismo, están construyendo una “opción” que permita comprar gas en determinados precios y tener el servicio de regasificado también en valores determinados. La demanda mínima para conseguirlo es lograr contratos de parte de las mineras por alrededor de 500 MW.
Primera planta vendida

En Chile también hay reservas de este combustible, y pese a que es una opción en estudio, la posibilidad de explotarlo tiene partidarios y detractores.

En la industria coinciden en que lo más probable es que primero llegue a Chile el shale gas importado antes de que se comiencen a explotar las reservas en Magallanes, pues se requieren de ocho a 10 años para echarlas a andar.

En EE.UU., en cambio, el proceso no tiene vuelta atrás. Allí hay nueve solicitudes de exportación aprobadas por el Departamento de Energía (dos de ellos para reexportar GNL) para exportar gas natural a países con los que EE.UU. tiene tratados de libre comercio, como Chile (TLC). A la fecha, sólo Cheniere ha conseguido una autorización para países con y sin TLC. Dicha autorización es para su terminal de licuefacción de Sabine Pass, ubicado en el Golfo de México. Mientras que el permiso para el Terminal de Corpus Christi -que consiguieron el martes pasado- es sólo para los países con TLC.

En Cheniere cuentan que el Terminal de Sabine Pass -que exportará todo tipo de gas- tiene un costo total aproximado de US$ 11 mil millones. La planta tiene cuatro unidades independientes de licuefacción y la proyección es que la primera de ellas comience las ventas a fines de 2015. No obstante, la producción de las cuatro unidades ya está vendida. “Tenemos cuatro clientes: BG Group (Reino Unido), Gas Natural (España), Gail (India) y el gas Corea (Corea del Sur). Cada cliente ha firmado contratos a 20 años que da derecho a GNL de una estación para cada uno”, explica Andrew Ware, director de Asuntos Corporativos y Comunicaciones de Cheniere Energy.

¿Por qué Chile no pujó por uno de los contratos que ya se negociaron? En la industria dicen que son contratos a largo plazo y por volúmenes considerables de gas, lo que implicaría aglutinar la demanda de varias empresas, de manera que el precio final resulte competitivo.

En EE.UU. los valores son de US$ 3 el millón de BTU, pero a Chile habría que sumarle los costos de licuefacción, regasificación y transporte.

En el sector hay actores que creen que el que EE.UU. se convierta en exportador es una oportunidad. Araneda dice: “El principal tema estratégico para Chile es si logramos el acceso directo a uno de estos terminales (de EE.UU.), evitando intermediarios, es decir, si nos conectamos directamente con los terminales tendremos acceso a un costo final más bajo”. Si se accede a un precio más bajo, el gas permitiría la generación eléctrica a un costo similar al del carbón, dice.

¿Hay voluntad para explotar los yacimientos en el país?
La existencia de shale gas en nuestro país fue vaticinada por la EIA (organismo de análisis y estadística del departamento de Energía de EE.UU.), que encargó a una consultora un estudio sobre recursos potenciales y recuperables en 32 países, incluido Chile. Y la presunción fue comprobada en terreno en la Cuenca de Magallanes: “Tanto Enap como los contratos que tenemos de operación petrolera han pasado por ciertas formaciones y han visto que tenemos tight gas (otro tipo de gas no convencional que se encuentra en capas de arena compacta) y shale gas “, dice José Antonio Ruiz, jefe de la división de seguridad y mercado de hidrocarburos del Ministerio de Energía, quien agrega que el interés del ministerio es diversificar nuestra matriz energética. “En los noventa, de hecho, apostamos por el gas (natural) y adquirió hasta un 20 y tanto por ciento de participación (en la matriz energética), luego cayó y la idea es que se vuelva a recuperar”, señala.

Entonces, ¿por qué Chile no se ha subido al boom del shale gas? “Lo impulsamos a través de los contratos de operación petrolera que se celebran con el Estado”, responde Ruiz.

Los contratos especiales de explotación petrolera en Magallanes (como el que tiene Dorados- Riquelme, en el que participa Enap) incluyen “incentivos”, los que se traducen en plazos para determinar si el recurso encontrado por el operador es rentable o no. De ser rentable, la empresa que lo descubrió tiene otro plazo para explotar, si no, el recurso descubierto pasa a manos de Enap.

Pese a los incentivos y a que el recurso está en Chile, el shale gas no es la panacea, pues antes de aventurarse hay que “saber explotarlo y saber cuánto costará”, advierte Ruiz.

Daniel Fernández, vicepresidente ejecutivo de HidroAysén, cree que, si bien la importación de GNL es un avance, “en lo que hay que tener cuidado es en proyectar que, a partir de la forma de explotación de shale gas , va a haber una sobreabundancia y consecuentemente una gran caída de precios del GNL. Eso está aún por verse”, señala. La clave sigue siendo, a su juicio, “la diversificación de la matriz. Nuestra prevención tiene que ver con no ‘comprarse’ soluciones fáciles de corto plazo, que no son fáciles ni de corto plazo, y que sólo pueden dar cuenta de una parte de nuestras necesidades energéticas”, plantea.

Verónica Cortez, profesional evaluadora del trabajo “La revolución del Shale gas”, de la Universidad Católica, afirma: “La pregunta es ¿hay voluntad empresarial y política para evaluar y explotar los yacimientos en Chile? Aquí se necesita un conjunto de decisiones, que incluyen grandes inversiones”.