¿QUÉ HACER CON EL GAS?

Todavía están en la memoria los tiempos en que encontrar gas natural representaba para una empresa petrolera una decepción. La ausencia de mercados, los bajos precios comparados con el petróleo y las altas inversiones eran la causa de esta “maldición”. El resultado: más de la mitad de las reservas de gas descubiertas en el mundo se encuentran sin desarrollar.
Pero el mercado energético mundial cambió. Los avances tecnológicos y el incremento de la demanda en algunos países, como Estados Unidos, impulsaron alternativas que hoy son una realidad para los países y las empresas que tienen excedentes de gas.
El abanico de posibilidades para aprovechar el gas, diferentes a los tradicionales gasoductos, incluyen el gas natural licuado (GNL), el gas natural comprimido (GNC), las plantas de “gas a líquidos” (GTL, en inglés), la generación eléctrica, los desarrollos petroquímicos para aprovechar los componentes del gas rico y las plantas de gas licuado del petróleo (LPG), las cuales compiten directamente con el gas natural como energético.
Para seleccionar la opción más adecuada se tiene en cuenta el tipo de gas producido, el tamaño de las reservas descubiertas, el grado de desarrollo del mercado objetivo y la distancia a los mercados. A continuación se exponen las características generales de las principales alternativas, con sus costos aproximados y sus ventajas.

GAS NATURAL LICUADO

La licuefacción del gas natural se está convirtiendo en una solución para el transporte de los recursos de gas no desarrollados, que están haciendo de éste un commodity, tal como lo es el petróleo.
El gas que se comprime es seco, esencialmente metano con un menor contenido de etano. Para volverlo líquido es necesario llevarlo a temperaturas inferiores a -162º C. Se requieren altas inversiones iniciales y los costos de almacenamiento y transporte son sustanciales, razón por la cual se necesitan reservas de al menos 5 terapiés cúbicos (TPC) para que se justifique económicamente.
Las inversiones para una planta de GNL pueden ascender a US$2 mil millones, incluyendo una planta de licuefacción y un puerto, con la posibilidad de expandirse en trenes adicionales a razón de US$500 millones cada uno. Sin embargo, en los últimos años se ha evolucionado y se están construyendo instalaciones más eficientes.
En la actualidad el flujo de GNL en el mundo se concentra en la demanda de Japón, Estados Unidos y Europa, con un desarrollo marginal en Suramérica, donde el único país que lo exporta es Trinidad y Tobago, mediante tres trenes de compresión con una capacidad conjunta de 1.000 millones de pies cúbicos por día. Sin embargo, se espera una gran expansión, ya que existen 21 proyectos de GNL planeados y en construcción que apuntan al mercado norteamericano.
En el ámbito continental, además de Estados Unidos, existen planes para construir puertos y facilidades de regasificación en México, Costa Rica, Chile y República Dominicana.
Los países que poseen las reservas de gas sin desarrollar se encuentran en franca competencia por atraer a los grandes inversionistas que posean el capital, la tecnología y el acceso a los mercados.
En la región, Venezuela proyecta la construcción de la planta Mariscal Sucre antes de 2007; Trinidad y Tobago planea construir el cuarto tren de compresión; Perú ya tiene los recursos necesarios, ha llevado el gas de Camisea a Lima y pronto tendrá el puerto de exportación construido, con inversiones de US$1,6 billones; y Bolivia ha entrado en conversaciones con Perú para aprovechar el puerto en construcción para exportar sus abundantes recursos. En el resto del mundo, Australia, Qatar, Egipto, Indonesia, Malasia, Nigeria y Noruega, entre otros, están desarrollando proyectos de transporte de gas natural licuado.

GAS NATURAL COMPRIMIDO

En los últimos años se ha perfeccionado un mecanismo similar al gas natural licuado para transportar el gas, pero que para muchos es más eficiente: el gas natural comprimido (GNC).
La técnica del GNC permite transportar el gas a presiones de 1.500 y 2.500 psi y temperaturas de entre 0º C y 40º C, condiciones menos críticas que las necesarias para la licuefacción, razón por la cual es más económica y eficiente, ya que requiere menor cantidad de energía para la conversión del gas y, por ende, las instalaciones son más simples y con menores volúmenes, lo que hace viables proyectos con reservas inferiores a las que se requieren para GNL.
En el futuro cercano se verán en los mares grandes buque-tanques transportando GNL o embarcaciones con balas de gas comprimido en su superficie, las cuales contribuirán en gran medida a la internacionalización de los flujos de gas.



PLANTAS DE GTL

Una planta de GTL (“gas a líquidos”, en inglés) permite convertir gas natural en diesel, queroseno, nafta y GLP, mediante el uso de tecnologías que se conocen hace más de 50 años. El reto ha consistido en integrar las tres etapas requeridas: procesamiento y síntesis del gas, ciclo de Fischer-Tropsch y craqueo de los hidrocarburos de cadena larga, en un proceso integrado y rentable. Entre las ventajas sobresalen que el diesel obtenido es muy limpio y permite mejorar la calidad de diesel convencional, razón por la que se reducen costos de hidrotratamiento para mejorar la calidad del combustible. Los resultados han sido tan alentadores, que se han obtenido sustanciales avances en relación con las nueve plantas construidas por los alemanes en 1945 como consecuencia de las sanciones económicas impuestas al finalizar la Primera Guerra Mundial. Hoy, la empresa sudafricana Sasol produce 160 mil barriles por día (bpd) de líquidos a partir del gas asociado al carbón mediante dos plantas existentes en cercanías a Johannesburgo. La idea es tan atractiva, que las grandes multinacionales tienen proyectos a escala industrial, cada vez con mejores resultados en términos de eficiencia: Shell construyó su primera planta de GTL en 1993 en Malasia; Conoco-Philips construyó otra en 2003 en Oklahoma, con capacidad para convertir cuatro millones de pies cúbicos por día en 400 barriles por día de diesel y nafta libres de azufre; Chevron-Texaco se asoció con Sasol y construye una planta en Nigeria para producir 34 mil bpd de líquidos y BP construyó una planta en Alaska que le permitió producir 250 bpd de líquidos en 2003.
Para que una planta de GTL sea rentable hoy, se requieren campos con reservas de gas de al menos 1,3 tpc.



EL PRODUCTO

Por sus características, estas plantas constituyen una alternativa más para el desarrollo de los recursos descubiertos en el Piedemonte colombiano. Además, contribuye con el medio ambiente por tratarse de un combustible incoloro, inodoro y sin contenido de aromáticos, nitrógeno o azufre, que puede ser combinado con el diesel producido actualmente y facilitar el cumplimiento de la legislación ambiental, cada vez más rigurosa.
Sin embargo, el GTL no es la única alternativa. Debido a la riqueza del gas del Piedemonte, es posible también pensar en la construcción de plantas de iso-butano o de amoniaco que permiten incentivar el crecimiento de la industria petroquímica.

GENERACIÓN ELÉCTRICA

Una alternativa adicional, especialmente para los campos que no poseen recursos suficientes de gas que justifiquen la construcción de plantas de GNL, GNC o GTL, lo constituyen las plantas generadoras de energía eléctrica de ciclos combinados de última generación, alimentadas por gas natural en cabeza de pozo.
Hoy día, las térmicas de Termoyopal, que opera con gas producido en los campos de Floreña y Pauto; y Termocoa, que utiliza gas de Apiay, generan electricidad que se utiliza tanto para consumo propio como para generar excedentes que favorecen a las regiones de influencia, abaratando las facturas de los consumidores locales.
Las plantas son más económicas y ambientalmente viables que las hidroeléctricas, con lo que se garantizaría el crecimiento de la oferta energética a largo plazo.