El gas natural, explicado de principio a fin: qué es, de dónde viene y cómo usarlo con seguridad

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos —compuestos formados solo por átomos de carbono e hidrógeno— en la que predomina con amplitud el metano (CH₄), el hidrocarburo más sencillo que existe. Junto a él aparecen, en menor proporción, otros hidrocarburos como el etano, el propano y los butanos, además de gases que no arden, como el dióxido de carbono o el nitrógeno. Verás su composición en detalle en la sección 02.

Se le llama combustible fósil porque procede de restos de organismos que vivieron hace millones de años, principalmente plancton marino, algas y plantas. Esa materia orgánica quedó sepultada bajo capas de sedimentos y, durante enormes periodos de tiempo, el calor y la presión del interior de la Tierra la transformaron en hidrocarburos. El proceso completo se explica en ¿Cómo se forma el gas natural?.

¿Dónde se encuentra?

El gas natural no forma grandes «cuevas» llenas de gas, como a veces se imagina. Ocupa los diminutos poros de ciertas rocas, como las areniscas y las calizas, a profundidades que suelen ir desde unos cientos de metros hasta varios kilómetros. Hay yacimientos en tierra firme (onshore) y bajo el lecho marino (offshore). A veces el gas está solo, en yacimientos de gas «no asociado»; otras veces acompaña al petróleo, disuelto en él o formando una capa encima, y entonces se le llama gas «asociado». Los distintos tipos de yacimientos se describen en la sección 05.

Incoloro, inodoro… y odorizado por tu seguridad

En estado natural, el gas natural no tiene color ni olor. Eso lo haría muy peligroso en una cocina, porque una fuga pasaría desapercibida. Por eso, antes de que llegue a los hogares, las empresas distribuidoras le añaden cantidades pequeñísimas de un odorizante: normalmente compuestos de azufre, como los mercaptanos (por ejemplo, el tert-butil mercaptano) o el tetrahidrotiofeno (THT). Gracias a ellos el gas huele a «huevo podrido», a azufre o a col podrida. Las normas suelen exigir que ese olor se perciba con claridad cuando la concentración de gas en el aire es apenas una quinta parte de la necesaria para que la mezcla pueda arder. Conoce cómo se hace en Distribución, odorización y medición y qué hacer si lo percibes en Cómo detectar una fuga de gas.

Otra característica clave es que el gas natural es más liviano que el aire: su densidad equivale aproximadamente al 55–65 % de la del aire. Si escapa, tiende a subir y a dispersarse, a diferencia del gas licuado de petróleo (GLP), que es más pesado y se acumula a ras del suelo. Esta diferencia tiene consecuencias prácticas para la seguridad, como verás en la sección 03.

¿Por qué es tan importante?

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE) y el Statistical Review of World Energy del Energy Institute, el gas natural aporta cerca de una cuarta parte de la energía primaria del planeta y alrededor del 22–23 % de la electricidad mundial. Suele ubicarse como la tercera fuente de energía primaria, después del petróleo y del carbón, con una participación cercana a la de este último; en la generación eléctrica es una de las dos fuentes individuales más usadas.

Sus usos son muy variados. Calienta agua y viviendas, sirve para cocinar, mueve turbinas que generan electricidad, aporta el calor que necesitan industrias como la del vidrio, el cemento, el acero o los alimentos, impulsa vehículos y, además, es materia prima: a partir de él se fabrican amoníaco y fertilizantes nitrogenados, hidrógeno, metanol y plásticos (lo verás en Petroquímica, fertilizantes e hidrógeno). De hecho, la mayor parte del amoníaco del mundo, base de los fertilizantes que sostienen buena parte de la producción de alimentos, se elabora a partir de gas natural.

Frente al carbón y a los derivados del petróleo, el gas natural se quema de forma más limpia: emite menos dióxido de carbono por unidad de energía y prácticamente no produce hollín, cenizas ni dióxido de azufre. Sin embargo, sigue siendo un combustible fósil, y el metano que escapa sin quemarse es un potente gas de efecto invernadero. Ese balance, con sus ventajas y sus problemas, se analiza en Gas natural y medio ambiente.

Gas natural y gas manufacturado

Durante el siglo XIX y buena parte del XX, muchas ciudades se iluminaban y cocinaban con «gas de ciudad» o gas manufacturado, que se producía en fábricas de gas calentando carbón sin aire. Aquel gas era una mezcla de hidrógeno, metano y una proporción importante de monóxido de carbono, un gas muy tóxico. El gas natural, en cambio, se extrae ya formado del subsuelo, tiene un poder calorífico mayor —aproximadamente el doble— y no contiene monóxido de carbono. La transición de uno a otro se cuenta en Del gas de alumbrado al primer pozo de gas natural.

El metano: una molécula pequeña con mucha energía

El metano está formado por un átomo de carbono unido a cuatro átomos de hidrógeno mediante cuatro enlaces covalentes sencillos C–H. Esos cuatro hidrógenos se reparten en el espacio de la forma más separada posible: ocupan los vértices de un tetraedro imaginario con el carbono en el centro. Por eso el ángulo entre dos enlaces cualesquiera es de unos 109,5°, el valor que en química se conoce como «ángulo tetraédrico».

Es el miembro más simple de la familia de los alcanos, hidrocarburos que solo tienen enlaces sencillos. Su masa molar es de unos 16 g/mol, bastante menor que la masa molar media del aire (unos 29 g/mol); por eso el metano es más liviano que el aire. Como es una molécula simétrica y no polar, se disuelve muy poco en agua y permanece en estado gaseoso a temperatura ambiente: solo se vuelve líquido si se enfría hasta −161,5 °C a presión atmosférica.

El metano tiene la mayor proporción de hidrógeno respecto al carbono de todos los hidrocarburos: cuatro átomos de hidrógeno por cada átomo de carbono. Esa característica explica por qué, al quemarse, libera menos dióxido de carbono por unidad de energía que el petróleo o el carbón, ya que una parte importante de la energía proviene de la formación de agua y no de CO₂. Profundizaremos en ello en El gas como combustible.

¿Qué más contiene el gas natural?

La composición exacta varía mucho de un yacimiento a otro, e incluso dentro de un mismo campo a lo largo de los años. La tabla muestra rangos orientativos para el gas «crudo» tal como sale de los pozos; el gas comercial que llega a tu casa, ya procesado, suele tener más de un 85–90 % de metano.

Gas seco y gas húmedo

Cuando el gas está compuesto casi solo por metano se dice que es gas seco: al enfriarlo o comprimirlo prácticamente no forma líquidos. Si contiene cantidades apreciables de etano, propano, butanos y otros hidrocarburos más pesados, se habla de gas húmedo o gas rico. Aquí «húmedo» no se refiere al agua, sino a esos hidrocarburos que pueden condensarse como líquidos. Estos líquidos del gas natural (LGN) tienen un alto valor comercial, por lo que los yacimientos de gas húmedo suelen ser especialmente atractivos.

Gas dulce y gas ácido

Otra clasificación depende del contenido de azufre. Un gas dulce casi no contiene sulfuro de hidrógeno (H₂S), mientras que un gas ácido o amargo contiene cantidades significativas de H₂S y, a menudo, también de CO₂. El sulfuro de hidrógeno es extremadamente tóxico incluso en concentraciones bajas, y además corroe las tuberías y los equipos. Por eso se separa en plantas de tratamiento; el azufre que se recupera se aprovecha, por ejemplo, para fabricar ácido sulfúrico y fertilizantes.

El helio: un tesoro escondido

Algunos yacimientos contienen pequeñas cantidades de helio, formado durante millones de años por la desintegración radiactiva natural del uranio y del torio presentes en las rocas. Prácticamente todo el helio comercial del mundo se obtiene como subproducto del procesamiento de gas natural. Es indispensable para enfriar los imanes superconductores de los equipos de resonancia magnética, para la investigación científica, la fabricación de semiconductores y algunos tipos de soldadura. Según el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS), los mayores productores son Estados Unidos y Catar, seguidos a bastante distancia por Rusia y Argelia.

¿Qué se le quita al gas antes de usarlo?

El gas que sale del pozo no puede enviarse directamente a las ciudades. En las plantas de procesamiento se le retiran el agua, los hidrocarburos más pesados (que se aprovechan por separado), el H₂S y parte del CO₂, el exceso de nitrógeno, las partículas sólidas y, en algunos casos, trazas de mercurio que dañarían los equipos. El resultado es un gas de calidad comercial, estable y seguro, que cumple especificaciones de poder calorífico, humedad y contenido de azufre. Todo esto se explica paso a paso en Procesamiento y tratamiento del gas.

Las propiedades del gas natural dependen de su composición, que varía de un yacimiento a otro y de un país a otro. Por eso los valores de la tabla son aproximados y corresponden a un gas comercial típico, rico en metano. Aun así, permiten entender por qué se transporta como se transporta, por qué se instalan los detectores donde se instalan y por qué los artefactos necesitan buena ventilación.

Dos propiedades merecen atención especial. Los límites de inflamabilidad indican que el gas solo puede arder cuando representa entre el 5 % y el 15 % del volumen de la mezcla con aire: por debajo del 5 % la mezcla es demasiado «pobre» y por encima del 15 %, demasiado «rica». La temperatura de autoignición, superior a 500 °C, significa que a temperaturas normales el gas no se enciende solo: necesita una chispa o una llama. Por eso, ante una fuga, lo más importante es no generar chispas.

¿Metros cúbicos o energía? Las unidades del gas

El gas se puede medir por su volumen o por la energía que contiene. Como es un fluido compresible, un mismo metro cúbico contiene más o menos gas según la presión y la temperatura. Para poder comparar, la industria usa condiciones de referencia: el metro cúbico normal (Nm³) suele referirse a 0 °C y 1 atmósfera (101,325 kPa), y el metro cúbico estándar (Sm³), a 15 °C y la misma presión. En Estados Unidos se usa el pie cúbico estándar, medido a 60 °F (unos 15,6 °C). Las condiciones exactas cambian según el país y el contrato, así que conviene revisarlas antes de comparar cifras.

Para la energía también hay varias unidades. En el Sistema Internacional la unidad es el julio (J) y sus múltiplos, como el megajulio (MJ). En muchas facturas domésticas aparece el kilovatio hora (kWh). En el mundo anglosajón y en el comercio internacional se usa la BTU, que es el calor necesario para elevar en 1 °F la temperatura de una libra de agua, y sus múltiplos: la termia (therm), igual a 100 000 BTU, y el millón de BTU (MMBtu), unidad en la que se cotizan los precios internacionales del gas, como el Henry Hub estadounidense. Lo verás en El mercado mundial del gas.

También conviene distinguir entre poder calorífico superior (PCS) e inferior (PCI). El superior incluye el calor que se recupera cuando el vapor de agua producido en la combustión se condensa; el inferior no lo cuenta. En el gas natural, el PCI es aproximadamente un 10 % menor que el PCS. Las calderas y calentadores «de condensación» aprovechan parte de esa diferencia, y por eso alcanzan rendimientos más altos.

El índice de Wobbe: ¿por qué un artefacto funciona con un gas y no con otro?

Dos gases con distinto poder calorífico pueden entregar el mismo calor en un quemador si su densidad también es distinta, porque por un mismo inyector pasa más o menos gas según lo pesado que sea. El índice de Wobbe combina ambas propiedades: W = PCS ÷ √(densidad relativa). Los gases con un índice de Wobbe similar, a la misma presión y con el mismo inyector, producen una potencia térmica parecida y se consideran intercambiables. Por eso las normas de calidad del gas fijan un rango permitido para este índice: si el gas de la red se saliera de él, las llamas de estufas y calentadores podrían volverse inestables, desprender hollín o producir monóxido de carbono. También es la razón por la que un artefacto diseñado para GLP, cuyo índice de Wobbe es mucho mayor, no funciona correctamente con gas natural sin una conversión técnica, como se explica en la sección 06.

¿Por qué la factura convierte metros cúbicos en energía?

Tu medidor registra volumen, pero lo que realmente aprovechas es energía. Como el poder calorífico del gas cambia ligeramente según su origen, y el volumen depende de la presión y la temperatura del lugar (por ejemplo, de la altitud de tu ciudad), muchas empresas aplican un factor de corrección y convierten los metros cúbicos medidos en kWh u otra unidad de energía; en otros países se factura en metros cúbicos corregidos. Así pagas por la energía que recibes y no solo por el volumen. Aprende a leer tu factura en Ahorro, eficiencia y tu factura de gas y prueba estas conversiones en el conversor de unidades.

De la materia orgánica al kerógeno

Todo empieza con la vida. En los mares y lagos antiguos, enormes cantidades de plancton, algas y bacterias morían y se depositaban en el fondo; en pantanos y deltas se acumulaban restos de plantas terrestres. Normalmente esa materia se descompone por completo, pero en ambientes con poco oxígeno —fondos marinos tranquilos, lagunas estancadas— una parte se conservó mezclada con lodo y arena.

Con el tiempo, nuevas capas de sedimentos cubrieron esos restos y los hundieron cada vez más. La presión compactó el lodo hasta convertirlo en roca, como las lutitas o esquistos, y la materia orgánica se transformó en kerógeno, una sustancia sólida, cerosa e insoluble que es la precursora del petróleo y del gas. Hay varios tipos de kerógeno: el derivado de algas y plancton tiende a generar sobre todo petróleo, mientras que el procedente de plantas terrestres tiende a generar sobre todo gas.

La «cocina» geológica: ventana del petróleo y ventana del gas

A medida que la roca se hunde, la temperatura aumenta: en promedio, unos 25–30 °C por cada kilómetro de profundidad, aunque el valor varía mucho entre regiones. Ese calor «cocina» lentamente el kerógeno en un proceso llamado maduración térmica, en el que las moléculas grandes se rompen en otras más pequeñas. Los geólogos describen dos rangos aproximados: la ventana del petróleo, entre unos 60 y 120 °C, en la que se forma principalmente petróleo, y la ventana del gas, por encima de unos 120–150 °C, en la que el kerógeno restante y el propio petróleo se descomponen en moléculas cada vez más pequeñas, hasta llegar al metano. Estos límites son orientativos y dependen del tipo de kerógeno y del tiempo que dure el calentamiento.

Tres orígenes posibles

• Termogénico: formado por el calor y la presión a gran profundidad, como se acaba de describir. Es el origen de la mayor parte del gas comercial y suele venir acompañado de etano, propano y otros hidrocarburos.
• Biogénico: producido por microorganismos —arqueas metanógenas— que descomponen materia orgánica sin oxígeno y a temperaturas bajas. Ocurre hoy mismo en pantanos, arrozales, rellenos sanitarios y en el aparato digestivo de los rumiantes, y también ha formado yacimientos poco profundos de gas casi puro en metano.
• Abiogénico: una hipótesis según la cual parte del metano se formaría por reacciones químicas inorgánicas en las profundidades de la Tierra. Se ha comprobado la existencia de metano abiótico en pequeñas cantidades, por ejemplo en algunas fuentes hidrotermales del fondo oceánico, pero la gran mayoría de los geólogos considera que su aporte a los yacimientos comerciales es mínimo, y el tema sigue en debate.

El sistema petrolero: los ingredientes de un yacimiento

Que se forme gas no basta para que exista un yacimiento aprovechable. Tienen que coincidir varios elementos, que los geólogos llaman en conjunto sistema petrolero:

• Roca madre o generadora: roca rica en materia orgánica donde se generan los hidrocarburos, por lo general lutitas oscuras.
• Migración: como el gas es mucho más liviano que el agua que llena los poros de las rocas, se desplaza lentamente hacia arriba a través de fisuras y capas permeables.
• Roca almacén o reservorio: roca con porosidad (espacios vacíos entre los granos, donde cabe el gas) y permeabilidad (poros conectados que permiten que el gas fluya), como las areniscas y algunas calizas.
• Trampa: una configuración geológica que detiene el ascenso del gas. Puede ser estructural, como un anticlinal (un pliegue de las capas en forma de arco), una falla o un domo salino, o estratigráfica, cuando la roca almacén se adelgaza o cambia lateralmente a una roca impermeable.
• Roca sello: una capa impermeable, como la arcilla, la lutita o la sal, que cubre la trampa e impide que el gas escape hacia la superficie.

El orden de los acontecimientos también importa: la trampa debe existir antes de que el gas migre; si no, este seguirá su camino hasta escapar a la superficie. Dentro de la trampa, los fluidos se ordenan por densidad: el gas arriba, el petróleo en medio y el agua abajo, como se ve en el diagrama. Los métodos para encontrar estas estructuras se explican en Exploración: ¿cómo se encuentra el gas?.

La diferencia principal está en la permeabilidad de la roca, es decir, en la facilidad con que el gas puede moverse a través de ella. En un yacimiento convencional, el gas migró hasta una roca almacén porosa y permeable, y fluye por sí solo hacia el pozo. En los no convencionales, el gas está en rocas tan cerradas que hay que «abrirle camino» con técnicas especiales, o se encuentra en formas físicas poco comunes. Conviene aclarar que «no convencional» describe la roca y la técnica de extracción, no el producto: una vez procesado, el gas obtenido es esencialmente el mismo metano. Explora cada tipo en las pestañas.

Recursos y reservas: no es lo mismo

Cuando leas noticias sobre «cuánto gas queda», es útil distinguir dos conceptos. Los recursos son todas las cantidades de gas que se estima que existen en el subsuelo, descubiertas o no, incluidas las que hoy no se pueden extraer de forma rentable. Las reservas son solo la parte ya descubierta que puede producirse comercialmente con la tecnología y los precios actuales.

Las reservas, a su vez, se clasifican según la certeza de recuperarlas. Con criterios muy usados en la industria, como los del Sistema de Gestión de Recursos Petroleros (PRMS), que promueve la Society of Petroleum Engineers (SPE) junto con otras asociaciones técnicas:

• Probadas (1P): existe una certeza razonable de recuperarlas; en términos probabilísticos, al menos un 90 % de probabilidad de recuperar esa cantidad o más.
• Probables: sumadas a las probadas forman la categoría 2P, con al menos un 50 % de probabilidad de recuperarse.
• Posibles: sumadas a las anteriores forman la categoría 3P, con al menos un 10 % de probabilidad.

Algunas siglas designan sustancias diferentes —el GLP no es gas natural— y otras describen el mismo gas en estados distintos: el GNL y el GNC son gas natural, licuado en un caso y comprimido en el otro. Además, en muchos países se llama simplemente «gas» al GLP del cilindro y «gas natural» o «gas de red» al que llega por tubería. La tabla resume las diferencias principales.

Mismo gas, distinta forma: GNL y GNC

El GNL se obtiene al enfriar el gas natural a unos −162 °C, lo que reduce su volumen unas 600 veces y permite transportarlo en buques metaneros a través de los océanos; en el destino se vuelve a calentar para convertirlo de nuevo en gas (sección 17). El GNC, en cambio, se mantiene en estado gaseoso pero comprimido a presiones muy altas dentro de cilindros especiales, y es el combustible de los vehículos a gas natural (sección 24).

Un pariente distinto: el GLP

El GLP es una mezcla de propano y butano, en proporciones que varían según el país y la estación del año. Se mantiene líquido a presiones moderadas, por eso se vende en cilindros que, según el país, se llaman pipetas, bombonas, balones, garrafas o tanques. Su mayor densidad respecto al aire lo hace especialmente peligroso en lugares bajos y mal ventilados, donde una fuga puede acumularse sin dispersarse.

Gases renovables y del futuro

El biogás se produce cuando microorganismos descomponen residuos orgánicos —estiércol, restos de alimentos, lodos de depuradoras— en ausencia de oxígeno. Al eliminar su CO₂ y sus impurezas se obtiene biometano, prácticamente idéntico al gas natural, que puede circular por las mismas redes y usarse en los mismos artefactos. El hidrógeno, por su parte, no es una fuente de energía primaria, sino un portador que hay que producir; hoy se obtiene sobre todo a partir de gas natural y se estudia como alternativa para reducir emisiones. Ambos se analizan en Transición energética y en Petroquímica, fertilizantes e hidrógeno.

El gas natural no es un invento moderno. Se forma bajo tierra a lo largo de millones de años (lo explicamos en ¿Cómo se forma el gas natural?) y, en algunos lugares, encuentra grietas y fallas en las rocas por las que asciende hasta la superficie. Cuando esas filtraciones se encienden —por un rayo, un incendio forestal o la mano humana— pueden arder durante siglos, siempre que el gas siga fluyendo. Los pueblos de la Antigüedad no sabían qué era ese «aliento» invisible que ardía sin leña, pero lo observaron con asombro, lo incorporaron a sus mitos y, en algunos casos, aprendieron a aprovecharlo.

Hoy los geólogos llaman a estos fenómenos «filtraciones» o «emanaciones naturales» de hidrocarburos. Existen en muchos países y, siglos después, servirían como pista para buscar yacimientos (lo verás en Exploración). En esta sección recorremos algunos de los casos más conocidos. Ten en cuenta que, para hechos tan antiguos, las fechas suelen ser aproximadas y que algunas historias mezclan datos comprobados con tradición oral; aquí intentamos separar unos de otros.

China: los primeros ingenieros del gas

De todos los casos antiguos, el de Sichuan es el más notable desde el punto de vista técnico, porque no se trataba solo de contemplar un fuego, sino de buscarlo, conducirlo y usarlo en un proceso productivo. La sal era un bien estratégico: servía para conservar alimentos, tenía gran valor comercial y durante largos periodos su comercio estuvo bajo control estatal. Hervir la salmuera con leña o carbón resultaba costoso; el gas de los «pozos de fuego» ofrecía un combustible constante que salía del propio pozo.

Para perforar se empleaba la técnica de percusión: una pesada barrena de hierro, colgada de cables de bambú, se levantaba y se dejaba caer una y otra vez, a menudo mediante una palanca accionada por varios trabajadores, hasta triturar poco a poco la roca. Un pozo podía tardar meses o incluso años en completarse. Con los siglos la técnica se perfeccionó y, según registros históricos, hacia 1835 el pozo Shenhai, en la ciudad de Zigong, superó los 1000 metros de profundidad.

Ya en la superficie, el gas se conducía por tuberías hechas con cañas de bambú unidas y selladas, que podían recorrer distancias considerables hasta las calderas de evaporación. Este principio —golpear la roca para abrir un pozo y canalizar el gas por conductos— anticipa en muchos siglos la perforación por percusión con cable que usaron los primeros pozos petroleros del siglo XIX, y que comparamos con las técnicas actuales en Perforación y extracción.

¿Qué nos enseñan los fuegos eternos?

Estos fenómenos ilustran tres ideas que retomaremos a lo largo de la guía. Primero, el gas natural es más ligero que el aire y tiende a subir por las fisuras de la roca (ver Propiedades físicas). Segundo, solo arde cuando se mezcla con el aire en la proporción adecuada, aproximadamente entre el 5 % y el 15 % en volumen (ver La ciencia de la llama). Tercero, las filtraciones naturales —sobre todo las que no arden— liberan metano a la atmósfera sin intervención humana, y forman parte del balance de emisiones de este potente gas de efecto invernadero que analizamos en Gas natural y medio ambiente.

Una palabra nueva: «gas»

Durante siglos se pensó que el aire era una sola sustancia. En el siglo XVII, el médico y químico flamenco Jan Baptista van Helmont (c. 1580–1644) observó que al quemar carbón o al fermentar ciertos materiales se desprendía algo invisible que no se comportaba como el aire común. Para nombrar esas sustancias inventó la palabra «gas», inspirándose en el griego «chaos» (caos), es decir, lo informe y sin límites. Uno de los gases que describió, al que llamó «gas silvestre», corresponde a lo que hoy conocemos como dióxido de carbono (CO₂).

La química de los «aires»

En el siglo XVIII nació la llamada química neumática, dedicada a estudiar los distintos «aires». Un invento sencillo la hizo posible: la cubeta neumática, un recipiente con agua sobre el que se colocan frascos invertidos para recoger gases sin que se mezclen con el aire. Con ella, Joseph Black estudió el «aire fijo» (dióxido de carbono) y, en 1766, Henry Cavendish aisló el gas que se desprende al atacar metales con ácidos y lo llamó «aire inflamable»; hoy lo conocemos como hidrógeno. Poco después, Joseph Priestley y Antoine Lavoisier identificarían el oxígeno y explicarían la combustión. En esa época, casi cualquier gas que ardiera se llamaba «aire inflamable», lo que generaba bastante confusión.

Volta y las burbujas del lago Mayor

En 1776, el físico italiano Alessandro Volta (1745–1827), que años más tarde inventaría la pila eléctrica, navegaba por el lago Mayor, en el norte de Italia, cerca de Angera. Según varios relatos, venía interesado por un escrito de Benjamin Franklin sobre un «aire inflamable» observado en Norteamérica. Al remover con un palo el fango de una zona pantanosa de la orilla, vio subir burbujas, las recogió y comprobó que ardían. Volta lo llamó «aire inflamable nativo de los pantanos» y demostró, con experimentos cuidadosos, que no era el mismo gas que había descrito Cavendish: era el metano (CH₄), el componente principal del gas natural.

Volta también sospechó que ese gas procedía de la descomposición de restos vegetales en el fondo del pantano. Hoy sabemos que acertó en lo esencial: en el fango sin oxígeno, ciertos microorganismos llamados metanógenos producen metano, el mismo proceso que origina el gas biogénico de algunos yacimientos (ver Formación) y el biogás de los biodigestores (ver Gas natural, GLP, GNL, GNC y biogás).

Del «gas de los pantanos» al metano

A comienzos del siglo XIX, aquel gas recibía varios nombres: «gas de los pantanos», «hidrógeno carburado» y, en las minas de carbón, «grisú». Las acumulaciones de grisú en las galerías provocaban explosiones mortales, y en 1815 Humphry Davy presentó una lámpara de seguridad en la que una malla metálica enfriaba la llama e impedía que encendiera el gas del exterior; además, el aspecto de la llama alertaba a los mineros de la presencia de grisú. En la misma época, químicos como John Dalton analizaron su composición y contribuyeron a establecer que estaba formado solo por carbono e hidrógeno.

En 1866, el químico alemán August Wilhelm von Hofmann propuso un sistema ordenado para nombrar los hidrocarburos: metano, etano, propano y así sucesivamente, con terminaciones que indican el tipo de enlace. Su propuesta inspiró la nomenclatura que congresos internacionales de química consolidaron después, como el de Ginebra en 1892. La raíz «met-» viene de «metilo», término acuñado a partir de palabras griegas relacionadas con el vino y la madera, porque el metanol se obtenía destilando madera.

Faltaba entender su forma. En 1874, Jacobus van 't Hoff y Joseph Le Bel propusieron, de manera independiente, que los cuatro enlaces del carbono apuntan hacia los vértices de un tetraedro. En la molécula de metano, el átomo de carbono ocupa el centro y los cuatro hidrógenos se reparten con ángulos de unos 109,5°. Esa forma tan simétrica la convierte en una molécula apolar, lo que ayuda a explicar por qué el metano hierve a −161,5 °C (ver Composición química y Propiedades físicas).

Gas fabricado: la luz que salía del carbón

Durante buena parte del siglo XIX, cuando alguien hablaba de «gas» en una ciudad, no se refería al gas natural, sino a un gas fabricado. Se obtenía calentando carbón (hulla) a alta temperatura dentro de hornos cerrados llamados retortas, sin aire, para que no ardiera. El calor descomponía el carbón y liberaba una mezcla de gases combustibles; en la retorta quedaba coque, un sólido muy rico en carbono, y como subproductos se recogían alquitrán y aguas amoniacales. Por eso se le llamó «gas de hulla», «gas de alumbrado» o simplemente «gas ciudad».

El ingeniero escocés William Murdoch, que trabajaba para la firma de Boulton y Watt, iluminó su casa en Redruth (Cornualles, Inglaterra) con gas de carbón en 1792 y más tarde aplicó la técnica a fábricas. El salto al servicio público llegó en 1812, cuando se constituyó en Londres la London Gas Light and Coke Company, considerada la primera empresa que suministró gas al público mediante redes de tuberías. En 1816, Baltimore creó la primera empresa de gas de Estados Unidos. En pocas décadas, cientos de ciudades de Europa y América tenían faroles de gas y un nuevo oficio: el farolero, que recorría las calles al anochecer para encenderlos.

Los gasómetros fueron los grandes símbolos de esta industria. Consistían en una enorme campana metálica que flotaba sobre un depósito de agua y subía o bajaba según la cantidad de gas almacenado; su propio peso mantenía una presión estable en la red. Muchos se han conservado como patrimonio industrial: en Viena, por ejemplo, cuatro antiguos gasómetros se transformaron en edificios de viviendas y comercios.

América Latina también vivió esta transformación. Durante el siglo XIX, varias capitales y ciudades portuarias de la región instalaron alumbrado público a gas, en muchos casos con fábricas construidas con capital y tecnología extranjeros. Las fechas varían de una ciudad a otra, pero el patrón fue similar: primero se iluminaban las calles y plazas principales, y después el servicio llegaba a algunas viviendas y comercios.

Fredonia, 1821: el primer pozo de gas natural de Estados Unidos

Mientras las grandes ciudades fabricaban gas a partir de carbón, en el pequeño pueblo de Fredonia, en el estado de Nueva York, ocurrió algo distinto. Los vecinos conocían las burbujas de gas que salían en un arroyo cercano y, en 1821, William Hart excavó un pozo de unos 8 metros de profundidad para captarlo de manera intencional. Según los relatos de la época, condujo el gas por tuberías rudimentarias hasta casas y comercios cercanos, donde se usó para iluminar. Por eso se le considera el primer pozo hecho expresamente para obtener gas natural en Estados Unidos, y a Hart se le llama a menudo el «padre del gas natural» en ese país.

El gran problema era el transporte. Sin tubos capaces de resistir altas presiones ni compresores potentes, el gas natural solo podía usarse cerca del lugar donde brotaba. Cuando, a partir de 1859, se multiplicaron los pozos petroleros en Pensilvania, el gas que salía junto con el petróleo se consideraba muchas veces un estorbo: se dejaba escapar o se quemaba en antorchas, una práctica que todavía no ha desaparecido del todo (lo analizamos en Gas natural y medio ambiente).

Bunsen, la llama azul y el fin del alumbrado de gas

En 1855, el químico Robert Bunsen y el mecánico Peter Desaga, de la Universidad de Heidelberg (Alemania), desarrollaron un quemador que mezclaba el gas con aire antes de la combustión mediante unas aberturas regulables en la base. El resultado fue una llama azul, muy caliente y sin hollín, ideal para los laboratorios. Ese principio, conocido como premezcla de aire primario, es el mismo que hoy funciona en los quemadores de estufas, calentadores y calderas (lo explicamos en El gas como combustible).

El alumbrado de gas todavía tuvo un último impulso hacia 1885, cuando Carl Auer von Welsbach creó la camisa incandescente, una malla impregnada de óxidos metálicos que brilla con luz blanca al calentarla con una llama azul. Sin embargo, desde la década de 1880 la luz eléctrica comenzó a desplazar a los faroles de gas. Las empresas de gas se reorientaron hacia otros usos: cocinar, calentar agua y calefaccionar viviendas, que siguen siendo los usos domésticos principales (ver Usos en el hogar y el comercio).

A finales del siglo XIX, el descubrimiento de yacimientos en Pensilvania, Ohio e Indiana impulsó los primeros gasoductos largos. En 1891 se construyó una línea de unos 190 kilómetros entre los campos de gas del centro de Indiana y Chicago, considerada una de las primeras de larga distancia. Aun así, con las tuberías y uniones de la época, las fugas y las bajas presiones limitaban mucho lo que se podía transportar. El verdadero salto llegaría en el siglo XX.

Tuberías que cruzan continentes

En las décadas de 1920 y 1930, los avances en la soldadura eléctrica, la fabricación de tubos de acero sin costura y los compresores permitieron construir gasoductos de cientos de kilómetros capaces de soportar altas presiones. En Estados Unidos, las nuevas líneas llevaron el gas de los campos del suroeste hacia las ciudades del Medio Oeste. Tras la Segunda Guerra Mundial, dos grandes oleoductos construidos durante el conflicto, conocidos como Big Inch y Little Big Inch, se reconvirtieron para transportar gas natural, y en las décadas siguientes la red de gasoductos creció con rapidez en ese país y, más tarde, en Europa y la Unión Soviética. Hoy los gasoductos siguen siendo la forma principal de mover el gas (ver Transporte por gasoductos).

Una tragedia que cambió las normas

El 18 de marzo de 1937, una explosión de gas destruyó la escuela de New London, en Texas, y causó cerca de 300 muertes, en su mayoría estudiantes. El gas que se había acumulado bajo el edificio no tenía olor, así que nadie pudo advertir la fuga antes de que una chispa lo encendiera. A raíz de la tragedia se impuso la odorización obligatoria del gas, una medida que se extendió por el mundo: por eso hoy el gas que llega a tu casa huele a «huevo podrido» (ver Distribución y odorización y Cómo detectar una fuga).

Europa descubre su propio gas

En 1959 se descubrió el campo de Groningen, en los Países Bajos, uno de los mayores yacimientos de gas de Europa. En pocos años, gran parte de los hogares neerlandeses pasó a usar gas natural. A mediados de la década de 1960 comenzaron los hallazgos en el mar del Norte, y el Reino Unido convirtió, entre finales de los años sesenta y los setenta, millones de aparatos domésticos del antiguo gas manufacturado al gas natural: hubo que adaptar quemadores casa por casa, porque ambos gases arden de forma distinta. En paralelo, la Unión Soviética desarrolló enormes yacimientos y, desde finales de los años sesenta, comenzó a exportar gas a Europa por gasoductos de miles de kilómetros que se ampliaron mucho en los años setenta y ochenta.

El gas aprende a navegar: nace el GNL

Si el gas se enfría a unos −162 °C, se vuelve líquido y ocupa unas 600 veces menos volumen, lo que permite transportarlo en buques. En 1959, el barco Methane Pioneer llevó el primer cargamento experimental de gas natural licuado (GNL) desde Lake Charles (Estados Unidos) hasta Canvey Island (Reino Unido). En 1964 comenzó el primer comercio regular, desde la planta de Arzew (Argelia) hacia el Reino Unido, y hacia 1969 Japón empezó a importar GNL, un mercado que con el tiempo se convertiría en uno de los mayores del mundo. Profundizamos en esta tecnología en Gas natural licuado.

Crisis, eficiencia y mercados

Las crisis del petróleo de 1973 y 1979 empujaron a muchos países a diversificar sus fuentes de energía, y el gas ganó terreno en la industria y en la generación de electricidad. A comienzos de los años setenta se descubrió en aguas de Catar el gigantesco campo North Field, que comparte con Irán y que convertiría a Catar en una potencia del GNL. En las décadas de 1980 y 1990 se difundieron las centrales de ciclo combinado, que aprovechan el calor de los gases de escape de una turbina de gas para mover una turbina de vapor y alcanzan eficiencias muy superiores a las de las centrales clásicas (ver Generación de electricidad). Al mismo tiempo, reformas en Estados Unidos y el Reino Unido separaron la producción, el transporte y la comercialización, y surgieron precios de referencia como Henry Hub, que desde 1990 sirve de base a contratos de futuros (ver El mercado mundial del gas).

La revolución del esquisto

Desde hacía mucho se sabía que las lutitas o esquistos contenían gas, pero su baja permeabilidad hacía que extraerlo no fuera rentable. Entre finales de los años noventa y la década de 2000, la combinación de perforación horizontal y fracturación hidráulica en el yacimiento de Barnett Shale (Texas) cambió la situación. Al empresario George P. Mitchell y a su compañía se les atribuye ampliamente haber perseverado hasta hacer viable la técnica. La producción de Estados Unidos se disparó: el país es el mayor productor de gas del mundo desde aproximadamente 2009 y, de importador de GNL, pasó a ser el mayor exportador en 2023. Esta revolución también abrió debates sobre el uso del agua, la sismicidad inducida y las fugas de metano, que tratamos en Tipos de yacimientos, Perforación y extracción y Gas natural y medio ambiente.

El siglo XXI también mostró los límites sociales de la extracción. En Groningen, décadas de producción provocaron hundimientos del terreno y sismos que dañaron miles de viviendas. Tras fuertes protestas, el gobierno neerlandés redujo la producción de forma progresiva, la detuvo en 2023 y decidió su cierre definitivo en 2024. La historia del gas, como la de cualquier recurso, depende tanto de la tecnología como de la aceptación de las comunidades.

La historia del gas natural en América Latina es relativamente reciente, pero intensa. Algunos países se convirtieron en productores y exportadores; otros dependen de importaciones por gasoducto o en forma de GNL. Y en casi todos, el gas pasó de ser un subproducto del petróleo que se quemaba en antorchas a convertirse en un combustible esencial para hogares, industrias, vehículos y centrales eléctricas. La siguiente tabla resume algunos hitos; las fechas son aproximadas y cada país tiene una historia mucho más rica de la que cabe en una fila.

Argentina, pionera regional

Argentina fue uno de los primeros países de la región en apostar a gran escala por el gas natural. En 1946 se creó la empresa estatal Gas del Estado y en 1949 se inauguró el gasoducto entre Comodoro Rivadavia, en la Patagonia, y Buenos Aires, de unos 1600 kilómetros, que figuraba entre los más largos del mundo en su época. Aquella obra permitió llevar el gas de los yacimientos del sur hasta la capital y fue el inicio de una extensa red de distribución domiciliaria.

El país también fue pionero en el uso vehicular: desde la década de 1980 promovió el gas natural comprimido (GNC) en taxis y automóviles particulares, y llegó a tener una de las mayores flotas de vehículos a gas del mundo (ver Gas natural vehicular). En el siglo XXI, la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, abrió una nueva etapa: según evaluaciones de la EIA, Argentina figura entre los países con mayores recursos técnicamente recuperables de gas de esquisto, y su desarrollo ha llevado a construir nuevos gasoductos para acercar ese gas a los centros de consumo.

Exportaciones andinas y la llegada del GNL

Bolivia comenzó a exportar gas a Argentina en 1972 y, desde 1999, a Brasil mediante el GASBOL, un gasoducto de más de 3000 kilómetros en total. Durante años, el gas fue uno de los pilares de su economía, aunque en tiempos recientes la producción ha disminuido. En Perú, el yacimiento de Camisea, en producción desde 2004, llevó el gas hasta Lima para generar electricidad y abastecer industrias, hogares y vehículos; en 2010, la planta Perú LNG se convirtió en la primera de Sudamérica en exportar gas natural licuado. En el Caribe, Trinidad y Tobago inauguró Atlantic LNG en 1999 y se consolidó como un actor importante del mercado de GNL y de la petroquímica del gas.

Otros países recurrieron a la importación por mar. Chile, tras las restricciones a los envíos de gas argentino a mediados de la década de 2000, puso en marcha las terminales de GNL de Quintero (2009) y Mejillones (2010). Brasil, Argentina, México y otros países también instalaron terminales de regasificación, que dan flexibilidad pero exponen a los consumidores a los precios internacionales del GNL (ver El mercado mundial del gas).

Colombia y la masificación del gas

En Colombia, los campos de La Guajira, como Chuchupa y Ballena, comenzaron a desarrollarse en la década de 1970 y se convirtieron en una fuente clave de gas para la costa Caribe y el interior. Desde los años noventa, una política nacional de «masificación del gas» extendió las redes de distribución a millones de hogares, que pudieron cocinar y calentar agua con gas por tubería en lugar de cilindros, leña o electricidad. Ese crecimiento vino acompañado de normas de seguridad, como la revisión periódica obligatoria de la instalación interna cada 5 años (ver Tu instalación de gas). Desde 2016, la terminal de regasificación de Cartagena permite importar GNL para respaldar el abastecimiento, especialmente de las centrales térmicas en épocas de sequía.

Retos de la integración

La región tiene recursos abundantes, pero integrarlos no ha sido sencillo. Los cambios políticos, los incumplimientos de contratos, las diferencias de precios, el agotamiento de algunos campos y la necesidad de grandes inversiones han hecho que los proyectos de gasoductos entre países avancen y retrocedan. México, por su parte, depende en buena medida del gas importado por gasoducto desde Estados Unidos, mientras que Venezuela, con las mayores reservas probadas de la región, aprovecha solo una parte de su potencial. El reto para las próximas décadas es combinar seguridad de suministro, precios accesibles y metas climáticas, un tema que desarrollamos en Transición energética.

Para que exista un yacimiento de gas deben coincidir varios elementos que ya conociste en la sección sobre cómo se forma el gas natural: una roca generadora rica en materia orgánica, una roca almacén porosa y permeable donde el gas se acumula, una roca sello impermeable que le impide escapar y una trampa, es decir, una geometría (un pliegue, una falla o un cambio en el tipo de roca) que lo concentra en un lugar. Además, todo debe haber ocurrido en el orden correcto: la trampa tiene que existir antes de que el gas migre hacia ella.

El trabajo de los equipos de exploración consiste en encontrar lugares donde esa combinación sea probable. No existe un instrumento que «vea» el gas directamente desde la superficie; lo que se obtiene son indicios indirectos que, sumados, permiten construir un modelo del subsuelo y estimar la probabilidad de éxito. Por eso la exploración se describe a menudo como una gestión del riesgo: cada estudio busca que la apuesta final, el pozo, tenga más posibilidades de acertar.

Geología de superficie e imágenes desde el aire

El primer paso suele ser estudiar la región: mapas geológicos, afloramientos (lugares donde las capas de roca quedan expuestas), fósiles y muestras que revelan la edad y el tipo de los sedimentos. Las imágenes satelitales y las fotografías aéreas ayudan a reconocer pliegues, fallas y estructuras de gran tamaño difíciles de apreciar a pie. Históricamente, las emanaciones naturales de gas y petróleo, como los «fuegos eternos» descritos en la sección de la Antigüedad, también fueron pistas valiosas.

Gravimetría y magnetometría

La gravimetría mide diferencias minúsculas en la fuerza de gravedad. Las rocas no tienen todas la misma densidad, de modo que una cuenca rellena de sedimentos relativamente ligeros produce una gravedad algo menor que una zona donde el basamento cristalino, más denso, está cerca de la superficie. La magnetometría, por su parte, registra variaciones del campo magnético terrestre causadas por minerales magnéticos, abundantes en las rocas ígneas del basamento y escasos en la mayoría de los sedimentos.

Ambos métodos pueden realizarse desde aviones y cubrir miles de kilómetros cuadrados con un costo relativamente bajo. No indican si hay gas, pero sí dónde los sedimentos son más gruesos y dónde podría valer la pena invertir en estudios más detallados.

Sísmica de reflexión: una «ecografía» del subsuelo

La herramienta principal de la exploración moderna es la sísmica de reflexión, que funciona de forma parecida a una ecografía médica. En tierra, camiones vibradores apoyan una placa sobre el suelo y lo hacen vibrar con frecuencias controladas; en algunos terrenos se usan pequeñas cargas en pozos poco profundos. En el mar, buques especializados remolcan cañones de aire comprimido que liberan pulsos de aire en el agua, junto con largos cables cargados de sensores.

Las ondas viajan hacia abajo y, cada vez que encuentran el límite entre dos capas con propiedades acústicas distintas, una parte de la energía se refleja hacia la superficie. Allí la registran miles de geófonos (en tierra) o hidrófonos (en el mar). El tiempo que tarda cada eco en volver, combinado con la velocidad de las ondas en las rocas, permite calcular la profundidad y la forma de las capas.

Los levantamientos 2D registran líneas que producen cortes verticales del subsuelo; los 3D cubren una cuadrícula densa y generan un volumen que puede «rebanarse» en cualquier dirección; y la sísmica 4D repite un estudio 3D sobre el mismo campo con años de diferencia para observar cómo se desplazan los fluidos durante la producción. Los datos ocupan enormes volúmenes de información y se procesan con supercomputadoras antes de que los intérpretes tracen fallas, capas y posibles trampas. En ciertos casos el gas modifica la respuesta sísmica y produce anomalías de amplitud conocidas como «puntos brillantes», aunque estas señales no siempre corresponden a gas en cantidades comerciales.

El pozo exploratorio: la única prueba definitiva

Por muy buena que sea la sísmica, solo la perforación confirma si hay gas. Mientras se perfora un pozo exploratorio, los técnicos analizan los fragmentos de roca (recortes) que sube el lodo y vigilan la aparición de gas en él; a veces se extraen núcleos, cilindros intactos de roca, para estudiarlos en laboratorio. Al alcanzar las capas de interés se bajan herramientas con sensores que registran, metro a metro, propiedades como la radiactividad natural de las rocas (rayos gamma), su resistividad eléctrica, su porosidad y la velocidad del sonido en ellas. Estas mediciones se conocen como registros de pozo.

Como los hidrocarburos no conducen la electricidad igual que el agua salada que suele llenar los poros, una resistividad alta en una roca porosa puede ser señal de gas o petróleo. Las pruebas de formación, que dejan fluir el pozo durante un tiempo controlado, miden la presión y el caudal que podría aportar el yacimiento.

Muchos pozos exploratorios no encuentran hidrocarburos en cantidades comerciales y se denominan «pozos secos». La tasa de éxito varía mucho según la región, el conocimiento previo de la cuenca y la tecnología disponible: en cuencas poco exploradas suele ser baja, mientras que en zonas maduras puede ser bastante mayor. Cuando un pozo sí descubre gas, se perforan pozos de delimitación (o evaluación) para estimar el tamaño del yacimiento y clasificar sus recursos en categorías como reservas probadas, probables y posibles. Entre un descubrimiento y el inicio de la producción pueden pasar varios años de estudios, permisos e inversiones.

Licencias ambientales y diálogo con las comunidades

En la mayoría de los países, explorar requiere un contrato o una licencia del Estado —en buena parte de América Latina los hidrocarburos del subsuelo pertenecen al Estado— y un permiso ambiental basado en estudios de impacto. Los levantamientos sísmicos abren trochas, mueven equipos y, en el mar, generan ruido que puede afectar a los mamíferos marinos, por lo que muchas normas exigen medidas como observadores a bordo y un arranque gradual de los cañones de aire. Cuando un proyecto puede afectar a pueblos indígenas o tribales, varios países de la región aplican el derecho a la consulta previa, reconocido en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT) y en las leyes nacionales que lo desarrollan. Los requisitos concretos cambian de un país a otro.

Un pozo es, en esencia, un agujero de unas decenas de centímetros de diámetro que puede alcanzar varios kilómetros de profundidad. No se perfora de una sola vez: se avanza por etapas, cada una de menor diámetro que la anterior, como un telescopio. Al terminar cada etapa se baja una tubería de acero y se cementa en su lugar antes de seguir perforando.

Anatomía de un equipo de perforación

Aunque existen equipos de muchos tamaños, casi todos comparten los mismos componentes básicos:

Revestimiento y cementación: la protección de los acuíferos

Las tuberías de acero que recubren el pozo se llaman revestimiento (en inglés, casing). El cemento se bombea por su interior y sube por el espacio entre el acero y la roca, donde fragua y forma un sello. La primera tubería importante, el revestimiento de superficie, se coloca por debajo de los acuíferos de agua dulce más profundos para aislarlos del resto del pozo. Las etapas siguientes añaden más capas de acero y cemento, de modo que entre el interior del pozo y el agua subterránea quedan varias barreras.

La integridad de esas barreras es una de las claves ambientales de la industria: un cemento mal colocado o un revestimiento dañado pueden permitir que el gas migre hacia arriba. Por eso las buenas prácticas y muchas regulaciones exigen pruebas de presión, registros que verifican la calidad del cemento y vigilancia durante toda la vida del pozo.

Completación: preparar el pozo para producir

Cuando el pozo alcanza el yacimiento, el revestimiento final todavía lo separa de la roca. Para conectarlos se realiza el punzado (o cañoneo): se bajan cargas explosivas moldeadas que perforan el acero y el cemento y abren pequeños canales hacia la formación. Dentro del revestimiento se instala la tubería de producción, por donde subirá el gas, junto con empacadores que sellan el espacio anular y, con frecuencia, una válvula de seguridad subterránea. En la superficie se monta el «árbol de navidad», un conjunto de válvulas, manómetros y estranguladores que permite controlar el caudal y cerrar el pozo cuando sea necesario.

Perforación direccional y horizontal

Los pozos no tienen por qué ser verticales. Con motores de fondo orientables y sensores que miden la inclinación y la dirección mientras se perfora, los equipos pueden desviar la trayectoria con gran precisión. Esto permite alcanzar yacimientos situados bajo ciudades, ríos o zonas protegidas, y perforar varios pozos desde una misma locación, lo que reduce la superficie intervenida. En los pozos horizontales la trayectoria se curva hasta avanzar dentro de la capa productora a lo largo de cientos de metros o incluso varios kilómetros, lo que multiplica el contacto con la roca que contiene el gas.

Fracturamiento hidráulico: qué es y por qué genera debate

En rocas de muy baja permeabilidad, como las lutitas (esquisto) o las arenas compactas que se describen en tipos de yacimientos, el gas casi no fluye por sí solo. El fracturamiento hidráulico consiste en bombear a muy alta presión un fluido compuesto principalmente por agua y arena, con una pequeña fracción de aditivos químicos (según datos de la industria y de los reguladores, normalmente del orden de 0,5–2 % del fluido). La presión abre fisuras en la roca y los granos de arena, llamados agente de sostén, las mantienen abiertas para que el gas pueda llegar al pozo. En los pozos horizontales el proceso se repite por etapas a lo largo de todo el tramo.

La combinación de perforación horizontal y fracturamiento hizo posible la llamada revolución del esquisto en Estados Unidos (ver la sección El siglo XX) y el desarrollo de formaciones como Vaca Muerta, en Argentina. También ha generado preocupaciones que conviene conocer: el gran volumen de agua que consume cada pozo; el manejo de las aguas de retorno y de producción, que pueden contener sales, metales y materiales radiactivos de origen natural; la sismicidad inducida, documentada sobre todo en zonas donde se inyectan grandes volúmenes de aguas residuales en pozos de disposición; las emisiones de metano; y el tráfico de camiones y el uso del suelo. Los riesgos para el agua subterránea se asocian principalmente a fallas en la integridad de los pozos o a derrames en la superficie.

La regulación varía mucho: algunos países o regiones han prohibido o suspendido la técnica, otros la permiten con reglas específicas sobre divulgación de aditivos, manejo de aguas y monitoreo sísmico, y otros la evalúan mediante proyectos piloto. Puedes profundizar en estos impactos en la sección Gas natural y medio ambiente.

Perforación costa afuera

Una parte importante del gas del mundo se produce bajo el mar. Según la profundidad del agua y el tamaño del campo se emplean distintas instalaciones:

Muchos campos marinos se desarrollan además con sistemas submarinos: cabezales de pozo y válvulas instalados en el lecho marino, conectados mediante tuberías y umbilicales a una plataforma o directamente a la costa.

La vida de un pozo: declinación y abandono

Ningún pozo produce para siempre. A medida que se extrae gas, la presión del yacimiento baja y el caudal disminuye; en los pozos de esquisto esa declinación suele ser muy rápida durante los primeros años. Para prolongar la vida útil se instalan compresores, se limpian los pozos o se realizan reparaciones llamadas reacondicionamientos. Cuando ya no es rentable o seguro producir, el pozo debe taponarse y abandonarse: se colocan tapones de cemento a distintas profundidades para aislar las capas, se corta el revestimiento por debajo de la superficie y se restaura el terreno. Los pozos antiguos mal taponados pueden filtrar metano durante décadas, por lo que su identificación y sellado es una prioridad ambiental en varios países.

Como viste en la sección de composición química, el gas crudo no es metano puro. Según el yacimiento puede contener vapor de agua, dióxido de carbono (CO₂), sulfuro de hidrógeno (H₂S), nitrógeno, hidrocarburos más pesados como etano, propano y butanos, arena e incluso trazas de mercurio o de helio. Algunos de estos componentes son peligrosos o corrosivos; otros, como el propano o el etano, son valiosos por sí mismos. Una planta de procesamiento cumple, por tanto, dos funciones: dejar el gas dentro de las especificaciones de calidad exigidas para transportarlo y venderlo, y recuperar subproductos que tienen su propio mercado.

Al gas que contiene H₂S se le llama «agrio» o «amargo», y al que tiene muy pocos compuestos de azufre, «dulce». De ahí viene el nombre de una de las etapas centrales del proceso: el endulzamiento.

El orden puede variar de una planta a otra. Muchas instalaciones endulzan antes de deshidratar, porque las soluciones de aminas contienen agua y vuelven a humedecer el gas; en otros casos el gas se seca parcialmente con glicol en el propio campo.

Separación de entrada

Lo primero es apartar lo que llega en estado líquido o sólido. En grandes recipientes llamados separadores, la reducción de la velocidad permite que el agua y el condensado (hidrocarburos que se vuelven líquidos al bajar la presión y la temperatura) caigan al fondo, mientras el gas sale por la parte superior. En las plantas que reciben gas por tuberías largas se instalan además «atrapadores de baches» (slug catchers), que absorben las llegadas repentinas de grandes cantidades de líquido.

Endulzamiento: adiós al H₂S y al CO₂

El H₂S es un gas muy tóxico, incluso en concentraciones bajas, y junto con el CO₂ y el agua forma ácidos que corroen el acero. El CO₂, además, no aporta energía: diluye el gas y reduce su poder calorífico. El método más común para retirarlos es la absorción con aminas, compuestos químicos (como la MDEA) disueltos en agua. En una torre de contacto el gas sube mientras la solución de aminas baja y captura los gases ácidos; después la solución se calienta en un regenerador, libera el H₂S y el CO₂ y vuelve a usarse en un circuito cerrado.

El H₂S liberado no puede emitirse a la atmósfera. Se transforma en azufre elemental mediante el proceso Claus: una parte del H₂S se quema para formar dióxido de azufre (SO₂), que luego reacciona con el H₂S restante sobre catalizadores. El azufre obtenido se usa, entre otras cosas, para fabricar ácido sulfúrico y fertilizantes. El CO₂ separado suele liberarse, aunque algunos proyectos lo reinyectan en formaciones geológicas profundas; el campo Sleipner, en el sector noruego del mar del Norte, lo hace desde mediados de los años noventa y es uno de los ejemplos más citados de captura y almacenamiento de carbono.

Deshidratación: evitar hidratos y corrosión

El vapor de agua es un enemigo silencioso. Con presión alta y temperatura baja, el agua y el metano pueden formar hidratos: sólidos parecidos al hielo capaces de taponar tuberías y válvulas. El agua también favorece la corrosión. Para secar el gas se usan principalmente dos técnicas: la absorción con glicol, casi siempre trietilenglicol (TEG), que capta el vapor de agua en una torre y luego se regenera por calentamiento; y los tamices moleculares, materiales sólidos con poros diminutos (zeolitas) que retienen las moléculas de agua y logran un gas extremadamente seco, imprescindible antes de los procesos criogénicos.

Recuperación de líquidos y fraccionamiento

Si el gas contiene una proporción importante de etano, propano y butanos, conviene separarlos: valen más como productos independientes y, si se quedaran en el gas, podrían condensarse dentro de los gasoductos. En las plantas criogénicas el gas se enfría con intercambiadores de calor y luego se expande en un turboexpansor, una turbina que extrae energía del gas y hace caer su temperatura muy por debajo de cero. Los componentes más pesados se condensan y una columna llamada desmetanizadora separa el metano, que continúa hacia el gasoducto, de los líquidos del gas natural (LGN).

Los LGN se envían a un tren de fraccionamiento, una serie de columnas de destilación que los separan según su punto de ebullición: el etano, materia prima clave de la petroquímica; el propano y el butano, que forman el GLP (ver gas natural, GLP, GNL, GNC y biogás); y la gasolina natural, una mezcla de hidrocarburos más pesados que se usa en refinerías y como diluyente.

Nitrógeno, helio y mercurio

Cuando el gas trae demasiado nitrógeno, su poder calorífico baja y puede quedar fuera de especificación; en ese caso se retira en unidades criogénicas de rechazo de nitrógeno. Algunos yacimientos contienen helio en proporción suficiente para recuperarlo y, de hecho, el gas natural es la principal fuente comercial de este elemento, indispensable, por ejemplo, para enfriar los imanes de los equipos de resonancia magnética. El mercurio, aunque aparezca solo en trazas, se elimina con lechos absorbentes porque daña los intercambiadores de aluminio de las plantas criogénicas.

Las especificaciones de calidad

El gas que sale de la planta debe cumplir los límites que fijan la regulación de cada país o los contratos de transporte; en Colombia, por ejemplo, los establece la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Los parámetros más habituales son:

• Poder calorífico: la energía que libera cada metro cúbico al quemarse, normalmente cercana a 37–39 MJ/m³ (ver propiedades físicas).
• Índice de Wobbe: el poder calorífico dividido entre la raíz cuadrada de la densidad relativa. Indica si dos gases son intercambiables: si el índice se mantiene, un quemador entrega la misma potencia aunque cambie la composición.
• Contenido máximo de H₂S y de azufre total: el H₂S suele limitarse a unos pocos miligramos por metro cúbico y el azufre total, a algunas decenas.
• Punto de rocío de agua y de hidrocarburos: la temperatura a la que empezarían a condensarse; debe quedar por debajo de las temperaturas que el gas encontrará en la red.
• Inertes y oxígeno: límites para el CO₂, el nitrógeno y el oxígeno.

Una vez verificada la calidad, los compresores elevan la presión del gas hasta la que exige el gasoducto de transporte.

Los gasoductos son la forma más común de mover gas por tierra. Un gasoducto de transporte está formado por tubos de acero de alta resistencia soldados entre sí, protegidos por fuera con recubrimientos anticorrosivos (por ejemplo, polietileno multicapa o resinas epóxicas) y, en la mayoría de los casos, enterrados. Sus diámetros van desde apenas una decena de centímetros en algunos ramales hasta cerca de 1,4 m en las grandes troncales internacionales. Las presiones de operación suelen estar entre algunas decenas y más de 100 bar, aunque algunos gasoductos submarinos funcionan a presiones aún mayores.

El gas se mueve porque fluye desde donde hay más presión hacia donde hay menos. En el camino, la fricción con las paredes le hace perder presión, de modo que cada cierto tramo —con frecuencia, cada 60 a 160 km, según el terreno y la capacidad de la línea— se instalan estaciones de compresión, que suelen funcionar con turbinas o motores que queman una pequeña parte del propio gas, o bien con motores eléctricos. Cuando la presión del sistema se eleva un poco por encima de lo necesario, el propio gasoducto guarda gas adicional, como un globo largo y rígido: es el llamado empaquetamiento de línea (line pack), que ayuda a cubrir los picos de consumo de cada día.

Cómo se mantiene seguro un gasoducto

La corrosión es el enemigo número uno del acero enterrado. Además del recubrimiento, los gasoductos cuentan con protección catódica: una pequeña corriente eléctrica, o ánodos de sacrificio hechos de un metal más reactivo, hace que el tubo se comporte como el polo protegido de una pila y no se oxide.

Por dentro se inspeccionan con raspatubos, conocidos en inglés como pigs, que el propio flujo de gas empuja a lo largo de la línea. Los de limpieza retiran líquidos y suciedad; los «inteligentes» llevan sensores magnéticos o ultrasónicos que detectan pérdidas de espesor por corrosión, abolladuras o grietas, y registran su ubicación exacta.

Desde centros de control, los sistemas SCADA (supervisión, control y adquisición de datos) vigilan en tiempo real presiones, caudales y temperaturas, y pueden operar válvulas a distancia. A lo largo de la ruta hay válvulas de seccionamiento que permiten aislar un tramo en caso de emergencia.

En la superficie, el trazado se identifica con postes y señales que advierten de la presencia del gasoducto e indican un teléfono de emergencia, y una franja de terreno, el derecho de vía, se mantiene libre de construcciones. Una de las causas más frecuentes de daños en tuberías enterradas es la excavación de terceros sin consultar antes; por eso existe la regla de oro que verás en la sección de distribución: llamar antes de excavar.

Almacenamiento: gas guardado para los días de mayor demanda

La producción de un campo es bastante constante, pero el consumo no: en los países con inviernos fríos, la demanda de calefacción puede multiplicarse en pocas semanas, y en todas partes hay horas pico y días en los que se genera mucha electricidad con gas. Además, un corte en el suministro —por una falla técnica, un desastre natural o una crisis internacional— puede tener efectos graves. El almacenamiento sirve para equilibrar la oferta y la demanda a lo largo del año y como reserva de seguridad. Tras la crisis energética de 2022, por ejemplo, la Unión Europea fijó metas mínimas de llenado de sus almacenamientos antes de cada invierno.

En todos los almacenamientos subterráneos una parte del gas, llamada gas colchón, permanece siempre en el depósito para mantener la presión; solo el resto, el gas de trabajo, se inyecta y se retira según la temporada.

Los gasoductos son muy eficientes en tierra y en mares poco profundos, pero no pueden unir a todos los productores con todos los consumidores: tender una tubería a través de un océano profundo no es viable y, a grandes distancias, el transporte marítimo suele resultar más económico y flexible. La solución es el gas natural licuado (GNL). Al enfriar el gas a unos −162 °C, el metano pasa a estado líquido (su punto de ebullición es −161,5 °C) y su volumen se reduce aproximadamente 600 veces. Un tanque lleno de GNL contiene, por tanto, la misma energía que cientos de tanques iguales llenos de gas a presión atmosférica.

El GNL no se guarda a presión elevada, sino a una presión cercana a la atmosférica, en tanques muy bien aislados. Es incoloro, no es tóxico ni corrosivo y, si se derrama, se evapora sin dejar residuos en el agua ni en el suelo.

Buques metaneros: termos gigantes que navegan

Un buque de GNL es, básicamente, un enorme termo flotante con doble casco. Existen dos diseños principales: el tipo Moss, con grandes esferas de aluminio cuyas cúpulas sobresalen de la cubierta, y el tipo membrana, en el que finas láminas de acero inoxidable o de una aleación de hierro y níquel, apoyadas sobre capas de aislamiento, forman tanques integrados en el casco. Hoy predominan los de membrana. La capacidad de la mayoría de los grandes buques en servicio está, aproximadamente, entre 125 000 y 266 000 m³ de GNL; muchos de los construidos en los últimos años rondan los 174 000 m³, los mayores en operación (la clase Q-Max) llegan a unos 266 000 m³ y ya se construyen unidades de alrededor de 271 000 m³.

Por mucho aislamiento que tenga, siempre entra algo de calor y una pequeña fracción del líquido se evapora cada día: es el gas de evaporación o boil-off. Esa evaporación ayuda a mantener frío el resto de la carga, del mismo modo que el sudor refresca la piel, y el gas evaporado se aprovecha como combustible para los motores del barco o se vuelve a licuar a bordo.

Terminales de regasificación y unidades flotantes

En el país importador, el GNL llega a una terminal de regasificación con tanques de almacenamiento y vaporizadores. Una alternativa cada vez más frecuente es la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés): un buque amarrado cerca de la costa que guarda el GNL, lo convierte de nuevo en gas y lo envía a tierra por tubería. Se instala más rápido y con menos inversión que una terminal en tierra.

América Latina ofrece varios ejemplos: Colombia importa GNL desde 2016 a través de la terminal de la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC), en Cartagena, que opera con una FSRU; Chile cuenta con GNL Quintero (2009) y GNL Mejillones (2010); y Perú LNG, que inició operaciones en 2010, fue la primera planta exportadora de GNL de Sudamérica. Encontrarás más detalles en el gas natural en América Latina.

GNL a pequeña escala

No todo el GNL viaja en barcos gigantes. Camiones cisterna criogénicos lo llevan a industrias y poblaciones alejadas de los gasoductos, donde se regasifica en pequeñas plantas satélite; a este esquema se le suele llamar «gasoducto virtual». El GNL también se usa cada vez más como combustible para buques y camiones pesados (ver gas natural vehicular).

Seguridad del GNL

El GNL líquido no arde: lo que puede inflamarse es el vapor que se forma al evaporarse, y solo cuando se mezcla con el aire en una proporción de entre 5 % y 15 % (ver propiedades físicas). En espacios abiertos, una nube de vapor que se enciende tiende a arder con rapidez como una llamarada más que a explotar; el riesgo de explosión aumenta en espacios confinados. Al principio, el vapor muy frío es más pesado que el aire y se mantiene cerca del suelo, formando una niebla visible por la condensación de la humedad ambiental; al calentarse se vuelve más ligero que el aire y se dispersa hacia arriba.

El otro gran riesgo es el frío extremo: el contacto con el líquido o con superficies criogénicas causa quemaduras por congelación, y el acero al carbono común se vuelve frágil a esas temperaturas, por lo que los tanques y las tuberías usan aceros especiales, aluminio o aleaciones de níquel. En espacios cerrados, el vapor también puede desplazar el oxígeno y causar asfixia. Las terminales aplican distancias de seguridad, sistemas de detección y de contención de derrames, y protocolos estrictos de carga y descarga.

¿Quién vende y quién compra?

Según datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE) y de la Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA), Estados Unidos se convirtió en 2023 en el mayor exportador de GNL del mundo y desde entonces ha ampliado su ventaja; le siguen Catar y Australia, con volúmenes parecidos entre sí. Entre los grandes importadores figuran países asiáticos como Japón, China y Corea del Sur, además de Europa, que aumentó con fuerza sus compras de GNL tras la reducción del gas que recibía por gasoducto desde Rusia en 2022. El GNL ha convertido el gas en un mercado cada vez más global, como verás en el mercado mundial del gas.

La estación de entrada a la ciudad

El punto donde el gas pasa del sistema de transporte a la red de una ciudad se llama estación de entrega o de puerta de ciudad (city gate). Allí ocurren varias cosas a la vez: el gas se filtra para retirar polvo y líquidos; se calienta si es necesario, porque al reducir bruscamente su presión se enfría (efecto Joule-Thomson) y podría congelar válvulas o formar hidratos; se reduce su presión con reguladores; se mide con precisión, ya que en ese punto pasa del transportador al distribuidor; y, en muchos sistemas, se le añade el odorante.

Redes de distribución

Desde la puerta de ciudad parte una red de tuberías que recorre calles y avenidas. Suele organizarse en niveles de presión —alta, media y baja—, cuyos nombres y valores exactos dependen de la normativa de cada país. Las tuberías de mayor presión son de acero; las redes de media y baja presión se construyen cada vez más con polietileno (PE), un plástico que no se corroe, es flexible y se une mediante fusión térmica, lo que reduce el riesgo de fugas en las uniones. Con frecuencia, las tuberías de polietileno para gas son de color amarillo o llevan franjas amarillas que ayudan a identificarlas. Entre un nivel y otro hay estaciones reguladoras de distrito, y las redes suelen formar anillos o mallas para que el gas pueda llegar por más de un camino.

Acometida, regulador y medidor

La acometida es el tramo de tubería que conecta la red de la calle con cada inmueble; incluye una válvula de corte que permite suspender el servicio. Antes del medidor, o junto a él, un regulador reduce la presión al nivel de uso doméstico, que es muy baja: en muchas redes ronda los 20 milibares, apenas un 2 % de la presión atmosférica, aunque el valor exacto depende del país y del tipo de instalación. Esa presión tan baja es una de las razones por las que los artefactos domésticos pueden funcionar de forma estable y segura.

El medidor más común en los hogares es el de diafragma. En su interior hay cámaras separadas por membranas flexibles que se llenan y se vacían de forma alterna; cada ciclo desplaza un volumen conocido de gas y mueve un mecanismo que suma los metros cúbicos en el contador. Algunas empresas ya instalan medidores inteligentes que transmiten las lecturas a distancia. Como el contenido energético del gas puede variar, muchas facturas convierten los metros cúbicos medidos en unidades de energía aplicando el poder calorífico y factores de corrección por presión y temperatura; aprende a interpretar la tuya en la sección ahorro, eficiencia y tu factura de gas. Lo que ocurre después del medidor, dentro de tu vivienda, se explica en tu instalación de gas.

La odorización: un olor que salva vidas

El gas natural no tiene olor. Para que cualquier persona pueda advertir una fuga, las distribuidoras le añaden cantidades muy pequeñas de un odorante, normalmente mercaptanos como el tert-butil mercaptano o compuestos como el tetrahidrotiofeno (THT), cuyo olor suele compararse con el de huevo podrido, azufre o col podrida. Las normas suelen exigir que el olor sea perceptible cuando la concentración de gas en el aire llega a una quinta parte del límite inferior de inflamabilidad, es decir, alrededor del 1 %, muy lejos de la concentración a la que la mezcla podría encenderse.

Aun así, el olfato no es infalible: algunas personas lo tienen disminuido por la edad, por un resfriado o por haberse acostumbrado a un olor; además, en tuberías nuevas o en ciertos suelos el odorante puede atenuarse. Por eso conviene complementar el olfato con detectores, como se explica en cómo detectar una fuga de gas.

Si al excavar dañas una tubería, oyes un silbido o hueles gas en la calle, aléjate del lugar y pide a las personas cercanas que también se alejen, no intentes tapar la fuga, evita cualquier llama o chispa —incluido encender vehículos o maquinaria— y llama desde una distancia segura a la línea de emergencias de la distribuidora o al número de emergencias de tu país. El protocolo completo está en qué hacer ante una fuga.

La combustión es una reacción de oxidación rápida que desprende calor. Para que aparezca el fuego deben coincidir tres elementos, que los cuerpos de bomberos y los manuales de seguridad representan como el triángulo del fuego. Si falta cualquiera de ellos, la llama no se produce o se apaga. Por eso casi todas las normas de seguridad con gas se reducen, en el fondo, a impedir que esos tres factores se junten donde no deben: una fuga aporta el combustible, el aire aporta el oxígeno y basta una chispa para completar el triángulo.

La ecuación de la combustión

Cuando el metano arde con suficiente oxígeno, cada molécula de CH₄ reacciona con dos moléculas de O₂ y produce una de dióxido de carbono y dos de vapor de agua:

CH₄ + 2 O₂ → CO₂ + 2 H₂O + energía

La energía liberada es de unos 890 kJ por mol de metano (poder calorífico superior), lo que equivale a cerca de 55,5 MJ por kilogramo de metano puro. Medido sobre el poder calorífico inferior, el metano ronda los 50 MJ/kg, y el gas natural comercial, que contiene otros hidrocarburos y algo de gases inertes, unos 48 MJ/kg, el valor que usa la tabla del comparador. Como el aire contiene solo un 21 % de oxígeno, para aportar esos dos volúmenes de O₂ se necesitan alrededor de 9,5 volúmenes de aire por cada volumen de metano; en masa, unos 17 kg de aire por kilogramo de gas. Los quemadores se diseñan con un ligero exceso de aire para asegurar que todo el combustible se queme, pero sin exagerar, porque el aire sobrante también se calienta y se lleva energía por la chimenea.

Si el oxígeno no alcanza, la reacción queda a medias. Parte del carbono se convierte en monóxido de carbono (CO) en lugar de CO₂, y otra parte queda como partículas de carbono sin quemar, el hollín, que se ponen incandescentes dentro de la llama y emiten luz amarilla; por eso el color de la llama es un indicador práctico de la calidad de la combustión. Dos ejemplos simplificados de lo que ocurre son:

2 CH₄ + 3 O₂ → 2 CO + 4 H₂O y CH₄ + O₂ → C + 2 H₂O

Poder calorífico superior e inferior

La combustión del metano produce vapor de agua, y ese vapor guarda energía. El PCS cuenta toda la energía de la reacción, incluido el calor que se recupera cuando el vapor de los gases de escape se condensa en agua líquida. El PCI supone que el vapor sale por la chimenea sin condensarse, así que es menor: en el gas natural, el PCI es aproximadamente un 10 % más bajo que el PCS.

La diferencia tiene consecuencias prácticas. Las empresas distribuidoras suelen usar el PCS para calcular la energía facturada, mientras que muchas fichas técnicas y estadísticas energéticas usan el PCI. Las calderas y calentadores «de condensación» enfrían los humos lo suficiente para condensar parte del vapor y aprovechar ese calor extra; por eso algunos fabricantes anuncian rendimientos superiores al 100 % referidos al PCI, algo que no contradice ninguna ley física: simplemente se mide sobre una base que no contaba ese calor.

¿Por qué se dice que es el fósil más limpio?

Entre los combustibles fósiles, el gas natural es el que arde de forma más limpia. Es una molécula sencilla que se mezcla muy bien con el aire, de modo que apenas deja cenizas o partículas finas. Como el azufre se retira en las plantas de procesamiento, sus emisiones de dióxido de azufre (SO₂) son prácticamente nulas. Y por cada unidad de energía emite menos CO₂: unos 56 kg por gigajulio, frente a unos 74 del diésel y unos 95 del carbón bituminoso, según los valores por defecto del IPCC (puedes compararlos en el comparador).

Sin embargo, «más limpio» no significa «limpio». Quemar gas sigue emitiendo CO₂, el principal gas de efecto invernadero, y las altas temperaturas de la llama hacen que parte del nitrógeno del aire se oxide y forme óxidos de nitrógeno (NO_x), contaminantes que irritan las vías respiratorias y contribuyen al esmog. A eso se suman las fugas de metano sin quemar a lo largo de la cadena, cuyo impacto climático explicamos en Gas natural y medio ambiente. Por eso son tan importantes los quemadores de bajo NO_x y el control de fugas.

Una central térmica transforma la energía química de un combustible en electricidad en varias etapas: la combustión libera calor; ese calor, en forma de gases o vapor a alta presión, hace girar una turbina o mueve los pistones de un motor; y ese movimiento acciona un generador que, por inducción electromagnética, produce corriente. En cada etapa se pierde parte de la energía como calor que no se aprovecha. Por eso el dato más importante de una central es su eficiencia: el porcentaje de la energía del combustible que termina convertido en electricidad.

Turbina de gas en ciclo abierto

La mayoría de las centrales a gas se basan en la turbina de gas, que funciona según el ciclo de Brayton. Un compresor aspira aire y lo comprime; en la cámara de combustión se inyecta el gas natural, que arde de forma continua; y los gases calientes a alta presión se expanden en la turbina, que mueve a la vez el compresor y el generador. Es el mismo principio de los motores a reacción de los aviones; de hecho, las llamadas turbinas aeroderivadas proceden de diseños aeronáuticos.

En ciclo abierto, los gases de escape salen a la atmósfera todavía muy calientes, por lo general entre unos 450 y 650 °C según el modelo, y esa energía se pierde. La eficiencia suele situarse en torno al 35–40 %, según el tamaño y la tecnología del equipo. A cambio, estas centrales son compactas, se construyen con relativa rapidez y pueden pasar de estar apagadas a plena carga en cuestión de minutos, por lo que se usan sobre todo para cubrir las horas de mayor demanda (centrales «de punta»).

Ciclo combinado: el calor se aprovecha dos veces

La gran mejora llegó al aprovechar ese calor residual. En una central de ciclo combinado, los gases de escape de la turbina pasan por una caldera de recuperación que produce vapor, y ese vapor mueve una segunda turbina. Así se obtiene más electricidad con el mismo gas. Las centrales modernas superan el 55–60 % de eficiencia, y los diseños más recientes anuncian valores algo superiores al 60 % (medidos sobre el PCI). Por cada kWh generado, una central de este tipo emite aproximadamente la mitad del CO₂ que una central de carbón.

Motores de gas y cogeneración

Además de turbinas, existen grandes motores alternativos a gas, parecidos en su principio a los de un automóvil pero con potencias de varios megavatios. Se instalan en módulos, toleran bien los arranques y paradas frecuentes y mantienen una buena eficiencia, del orden del 40–50 %, incluso cuando no trabajan a plena carga. Son habituales en minas, islas, zonas aisladas y en plantas que combinan varios motores para seguir la demanda.

La cogeneración (o CHP, por sus siglas en inglés) produce a la vez electricidad y calor útil, en forma de vapor o agua caliente, a partir del mismo combustible. Como el calor que una central convencional desecharía se usa en un proceso industrial, un hospital o una red de calefacción, la eficiencia global puede superar el 75–80 %, según el diseño y el aprovechamiento real del calor. Si además se usa ese calor para producir frío mediante enfriadoras de absorción, se habla de trigeneración.

Un socio flexible para las renovables

La generación solar y eólica varía con el clima y la hora del día. Las centrales a gas, sobre todo las turbinas de ciclo abierto y los motores, pueden subir o bajar su producción con rapidez para compensar esas variaciones. Por eso muchos sistemas eléctricos las usan como respaldo mientras crecen el almacenamiento en baterías, las interconexiones y otras fuentes flexibles. Cuánto tiempo y en qué medida seguirá cumpliendo ese papel es parte del debate que presentamos en Transición energética.

El caso de América Latina

En países donde domina la hidroelectricidad, como Colombia o Brasil, las térmicas a gas funcionan como un seguro: cuando una sequía, por ejemplo durante un episodio de El Niño, reduce el nivel de los embalses, aumentan su producción para ayudar a evitar racionamientos. En México y Argentina, en cambio, el gas natural es la principal fuente de generación eléctrica, con participaciones que, según las estadísticas oficiales de cada país, rondan o superan la mitad del total. Chile, Perú y varios países de Centroamérica y el Caribe también lo usan, en algunos casos a partir de GNL importado.

El gas llega a la vivienda por la red de distribución de la ciudad, pasa por el regulador y el medidor y recorre la instalación interna hasta cada artefacto, como explicamos en Distribución, odorización y medición y en Tu instalación de gas. A diferencia del cilindro de GLP, el suministro es continuo: no hay que comprar, cambiar ni cargar envases, y se paga según lo que registra el medidor, normalmente después de haberlo consumido.

Los calentadores de tiro natural expulsan los humos por un ducto gracias a que el aire caliente sube; los de tiro forzado o de cámara estanca usan un ventilador y, en muchos modelos, toman el aire de combustión del exterior, lo que los hace más adecuados para espacios reducidos. Las normas técnicas de muchos países, incluida Colombia, prohíben instalar calentadores de tiro natural en baños y dormitorios. La ubicación de cualquier calentador debe definirla un instalador certificado.

Comercios y servicios

Muchos negocios dependen del gas natural para trabajar todos los días:

• Restaurantes y cafeterías: cocinas industriales, freidoras, planchas y hornos en los que la regulación instantánea de la llama es esencial.
• Panaderías y pastelerías: hornos de piso y rotativos que mantienen una temperatura uniforme durante horas.
• Lavanderías: secadoras industriales y calderas de vapor para lavar y planchar.
• Hoteles: agua caliente para cientos de duchas, calefacción, piscinas climatizadas y cocinas.
• Hospitales y clínicas: vapor para esterilizar, agua caliente, lavandería y cocina; algunos cuentan con cogeneración.
• Colegios y comedores comunitarios: cocinas que preparan muchas raciones a un costo razonable.

Ventajas del gas por red

Además de la comodidad del suministro continuo, el gas natural es más liviano que el aire y, si escapa al aire libre, tiende a subir y dispersarse, a diferencia del GLP, que se acumula a ras del suelo (aquí explicamos las diferencias). En muchas ciudades latinoamericanas su costo por unidad de energía resulta competitivo frente al GLP o la electricidad, aunque esto depende de las tarifas, los subsidios y los impuestos de cada país. Para estimar tu propio consumo, visita Ahorro, eficiencia y tu factura de gas.

Calidad del aire dentro de casa

Toda combustión en un espacio interior genera algo de dióxido de nitrógeno (NO₂) y otros contaminantes. Diversos estudios han asociado la exposición al NO₂ en interiores con molestias respiratorias, sobre todo en niños y en personas con asma. La Organización Mundial de la Salud (OMS) ha fijado valores guía para este contaminante que se aplican también al aire de las viviendas, y las cocinas a gas mal ventiladas pueden superarlos durante su uso. Por eso es importante ventilar bien los lugares donde se cocina o se usan artefactos de combustión.

Otras alternativas

Las cocinas de inducción y las bombas de calor eléctricas son alternativas cada vez más presentes en el mercado. Cuál conviene en cada hogar depende del precio local de la electricidad y del gas, de la infraestructura disponible, del costo de los equipos y de cómo se genera la electricidad en cada país. Esta guía no recomienda marcas ni tecnologías concretas: te invita a comparar con información confiable.

Buena parte de la energía que consume la industria no se usa como electricidad, sino como calor de proceso: agua caliente para lavar o pasteurizar, vapor para cocinar, esterilizar o mover maquinaria, y temperaturas de más de 1000 °C para fundir vidrio o tratar metales. El gas natural cubre todo ese rango mediante cuatro grandes familias de equipos:

• Calderas: producen vapor o agua caliente que se distribuye por toda la planta.
• Hornos industriales: funden, recalientan o tratan térmicamente metales, vidrio y otros materiales.
• Secadores: eliminan la humedad de granos, papel, pinturas, telas o leche en polvo, a veces con la llama en contacto directo con el producto.
• Hornos de cocción: cuecen cerámica, ladrillos, baldosas y sanitarios siguiendo curvas de temperatura muy precisas.

Acero con gas: la reducción directa

El método tradicional para obtener hierro usa altos hornos alimentados con coque, un derivado del carbón. La alternativa con gas es la reducción directa: el gas natural se transforma en una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono que retira el oxígeno del mineral de hierro sin fundirlo. El resultado, llamado hierro esponja o de reducción directa, se funde después en hornos eléctricos de arco. Procesos de este tipo, como HYL, desarrollado originalmente en México, y MIDREX, se han aplicado en países con gas abundante; en la región destacan, entre otros, México, Venezuela y Trinidad y Tobago. Esta ruta emite considerablemente menos CO₂ que el alto horno, y la industria estudia sustituir de forma progresiva el gas por hidrógeno de bajas emisiones.

¿Por qué la industria elige el gas?

• Control preciso: la potencia de un quemador se ajusta en segundos y con exactitud, algo clave en procesos como la cocción cerámica o el templado del vidrio.
• Llama limpia: no deja cenizas y produce muy poco hollín, lo que permite el calentamiento directo de alimentos, pinturas o piezas delicadas.
• Suministro continuo: llega por gasoducto, sin necesidad de grandes depósitos de combustible en la planta.
• Menores emisiones: frente al carbón o al fuelóleo, reduce el CO₂, prácticamente elimina el SO₂ y disminuye las partículas.
• Eficiencia: se combina bien con la cogeneración y con sistemas de recuperación de calor.

Seguridad en la industria

Una planta que consume grandes caudales de gas necesita sistemas de seguridad específicos: trenes de válvulas con doble cierre automático, detectores de llama que cortan el gas si la llama se apaga, purga con aire de la cámara de combustión antes de cada encendido, detectores de gas en las salas de equipos, planes de emergencia y mantenimiento realizado por personal certificado. Estos requisitos se recogen en normas técnicas como NFPA 85 (calderas) y NFPA 86 (hornos) de Estados Unidos, o en sus equivalentes nacionales, que las empresas deben conocer y cumplir.

Cuando el gas se usa como materia prima (en inglés, feedstock), lo que interesa no es tanto su energía como sus átomos. El metano es una fuente concentrada de hidrógeno, y el etano y el propano que se separan en las plantas de procesamiento son el punto de partida de los plásticos más comunes. Esta rama de la industria química se conoce como petroquímica, aunque buena parte de ella parte del gas y no del petróleo.

Del metano al hidrógeno: el reformado con vapor

El método más usado para producir hidrógeno es el reformado de metano con vapor. En unos tubos rellenos de un catalizador de níquel, a temperaturas de unos 700–1000 °C, el metano reacciona con vapor de agua y forma monóxido de carbono e hidrógeno, una mezcla llamada gas de síntesis:

CH₄ + H₂O → CO + 3 H₂

Después, en la reacción de desplazamiento agua-gas, el monóxido de carbono reacciona con más vapor y libera hidrógeno adicional:

CO + H₂O → CO₂ + H₂

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), la mayor parte del hidrógeno que se produce hoy en el mundo, alrededor de dos tercios, proviene del gas natural, casi siempre sin capturar el CO₂ resultante: es el llamado hidrógeno gris. Si ese CO₂ se captura y almacena, se habla de hidrógeno azul, y si el hidrógeno se obtiene por electrólisis del agua con electricidad renovable, de hidrógeno verde. Analizamos estas opciones en Transición energética.

Amoníaco y fertilizantes

El nitrógeno es esencial para que crezcan las plantas, y el aire está lleno de él, pero los cultivos no pueden aprovecharlo directamente. El proceso Haber-Bosch, desarrollado a comienzos del siglo XX por los químicos alemanes Fritz Haber y Carl Bosch, combina ese nitrógeno con hidrógeno a alta presión y temperatura, con ayuda de un catalizador de hierro, para formar amoníaco:

N₂ + 3 H₂ → 2 NH₃

A su vez, el amoníaco reacciona con el CO₂ que sale del propio reformado para producir urea, el fertilizante nitrogenado sólido más usado del mundo: 2 NH₃ + CO₂ → CO(NH₂)₂ + H₂O. En la mayoría de los países el gas natural es la principal materia prima del amoníaco, aunque en algunos, como China, predomina el carbón.

Metanol

Con el gas de síntesis también se fabrica metanol (CO + 2 H₂ → CH₃OH). Es la base del formaldehído usado en resinas para tableros de madera aglomerada, del ácido acético, de solventes y de algunos plásticos; además interviene en la producción de biodiésel y empieza a usarse como combustible marino. Trinidad y Tobago, con abundante gas y poca demanda interna, figura entre los mayores exportadores mundiales de metanol y amoníaco.

Del etano a los plásticos

El etano se somete a craqueo con vapor a temperaturas cercanas o superiores a 800 °C y se convierte en etileno, el compuesto orgánico que más se fabrica en el mundo. Del etileno se obtienen el polietileno (bolsas, envases, películas y tuberías, incluidas muchas de las tuberías amarillas que distribuyen el propio gas), el PVC y el etilenglicol, que sirve como anticongelante y para fabricar el PET de las botellas. El propano, por craqueo o deshidrogenación, da propileno, del que sale el polipropileno de envases, piezas de automóviles y fibras.

Otros productos valiosos

• Helio: algunos yacimientos contienen pequeñas proporciones de helio, que se separa por destilación a temperaturas muy bajas. El gas natural es la principal fuente comercial de este elemento, indispensable para enfriar los imanes de los equipos de resonancia magnética, fabricar semiconductores y en investigación científica.
• Negro de humo: carbono muy fino usado para reforzar llantas y pigmentar tintas; algunos procesos lo obtienen del gas natural, aunque hoy predominan los aceites pesados.
• Combustibles sintéticos: las plantas de gas a líquidos (GTL), como las que operan en Catar, convierten el gas de síntesis en diésel, lubricantes y ceras mediante el proceso Fischer-Tropsch.

El gas natural vehicular (GNV), llamado también gas natural comprimido (GNC), es el mismo gas de la red doméstica, pero almacenado a alta presión. Las estaciones de servicio lo toman del gasoducto, lo secan, lo comprimen y lo cargan en los cilindros del vehículo a una presión de alrededor de 200–250 bar, es decir, unas doscientas veces la presión atmosférica. Los cilindros son de acero o de materiales compuestos, se fabrican conforme a normas exigentes y se someten a pruebas de resistencia.

Vehículos dedicados y bicombustible

Los vehículos dedicados salen de fábrica preparados para funcionar solo o principalmente con gas, con un motor optimizado para ese combustible. Los bicombustible pueden usar gasolina o GNV: suelen ser autos a gasolina convertidos mediante un kit certificado que incluye el cilindro con su válvula, un reductor que baja la presión del gas antes de enviarlo al motor, inyectores, una unidad electrónica de control, un conmutador para elegir el combustible y una válvula de carga. En vehículos pesados también existen motores duales, que queman una mezcla de diésel y gas.

Ventajas y limitaciones

Entre sus ventajas destacan un costo por kilómetro que suele ser menor que el de la gasolina, aunque depende de los precios y los impuestos de cada país; menos CO₂ por unidad de energía que la gasolina y el diésel; un escape con muy pocas partículas y prácticamente sin azufre; y un índice de octano muy alto, que reduce el riesgo de detonación en el motor. Además, si escapa al aire libre, sube y se dispersa, porque es más liviano que el aire.

Sus limitaciones también son reales: los cilindros pesan y ocupan espacio, a menudo en el maletero; la autonomía con gas suele ser menor; fuera de las zonas con red de gas hay pocas estaciones; los motores convertidos pueden perder algo de potencia; la conversión tiene un costo inicial y obliga a hacer revisiones periódicas; y las fugas de metano sin quemar, durante la carga o por el escape, reducen su beneficio climático. La tabla resume la comparación con la gasolina y el diésel.

Revisiones obligatorias

Como el gas se almacena a gran presión, en muchos países la normativa exige revisiones periódicas del cilindro y de toda la instalación: inspección visual, verificación de válvulas y tuberías y, cada cierto número de años, una prueba hidrostática del cilindro. Con frecuencia se entrega un certificado o un distintivo que las estaciones deben comprobar antes de cargar. Los cilindros tienen además una vida útil máxima fijada por el fabricante y la norma correspondiente, tras la cual deben retirarse. La frecuencia exacta de cada control depende de la regulación de tu país.

Pioneros en América Latina

Argentina impulsó el GNC desde la década de 1980 y durante décadas ha figurado entre los países con más vehículos a gas del mundo. Brasil, Colombia, Perú y Bolivia también desarrollaron flotas importantes, sobre todo de taxis, buses y vehículos de trabajo, apoyadas en su producción nacional de gas; en Perú, por ejemplo, el GNV creció en Lima tras la llegada del gas de Camisea. Repasa esta historia en El gas natural en América Latina.

Camiones, barcos y biometano

En camiones pesados de larga distancia, el gas puede llevarse licuado (GNL) a unos −162 °C en tanques criogénicos, lo que da más autonomía que el gas comprimido. En el transporte marítimo, la regla de la Organización Marítima Internacional (OMI) que desde el 1 de enero de 2020 limita el contenido de azufre de los combustibles marinos al 0,5 % (antes el límite general era 3,5 %) aumentó el interés por el GNL, que prácticamente no contiene azufre; un número creciente de buques, entre ellos portacontenedores y cruceros, ya lo usa. Por último, el biometano obtenido al purificar biogás puede usarse en los mismos vehículos (bio-GNV) y reducir de forma notable las emisiones a lo largo de su ciclo de vida (más información).

Todo combustible fósil libera dióxido de carbono al quemarse, porque el carbono que contiene se une con el oxígeno del aire. El gas natural no es la excepción, pero tiene una ventaja química: el metano posee cuatro átomos de hidrógeno por cada átomo de carbono, la proporción más alta de todos los hidrocarburos. Por eso, una parte importante de la energía de su combustión proviene de formar agua y no CO₂, como muestra la reacción CH₄ + 2 O₂ → CO₂ + 2 H₂O.

Menos CO₂ por unidad de energía

Las Directrices del IPCC de 2006, que los países usan para elaborar sus inventarios de emisiones, asignan al gas natural un factor por defecto de 56,1 kg de CO₂ por gigajulio de energía. El diésel llega a 74,1 kg, el fuelóleo residual a 77,4 kg y el carbón bituminoso a 94,6 kg. Dicho de otro modo, para obtener la misma energía el gas emite alrededor de un 25 % menos de CO₂ que el diésel y cerca de un 40 % menos que el carbón. Puedes comparar estos valores con los de otros combustibles en el comparador de combustibles.

En la generación de electricidad la diferencia se amplía, porque a la química favorable se suma la eficiencia de las centrales de ciclo combinado, que aprovechan el calor de los gases de escape de una turbina de gas para mover una segunda turbina de vapor. Como resultado, un kilovatio hora producido con gas en una central moderna emite aproximadamente la mitad del CO₂ que uno producido con carbón.

Aire más limpio en las ciudades

Más allá del clima, el gas natural ayuda a mejorar la calidad del aire local. Durante el procesamiento se le retiran los compuestos de azufre, de modo que su combustión casi no produce dióxido de azufre, uno de los causantes de la lluvia ácida. Tampoco genera cenizas y, cuando la llama es correcta, emite muy pocas partículas finas, que la Organización Mundial de la Salud (OMS) considera uno de los contaminantes más dañinos para la salud. Por eso, en muchas ciudades el cambio de carbón, leña o diésel a gas natural en industrias, calefacción y transporte público ha contribuido a reducir la contaminación.

Eso no significa que su combustión sea totalmente limpia. A las altas temperaturas de la llama, el nitrógeno y el oxígeno del aire se combinan y forman óxidos de nitrógeno (NO_x), que irritan las vías respiratorias y contribuyen a la formación de ozono y esmog. Las centrales y calderas modernas los reducen con quemadores especiales y catalizadores. En casa, una estufa también libera pequeñas cantidades de dióxido de nitrógeno y vapor de agua, así que conviene usar la campana extractora o ventilar mientras cocinas, como se explica en uso seguro y mantenimiento.

El talón de Aquiles: las emisiones de metano

El gran desafío ambiental del gas natural no ocurre en la llama, sino antes: el metano que escapa sin quemarse a lo largo de la cadena de suministro. Estas emisiones tienen tres orígenes principales: las fugas involuntarias en válvulas, uniones, compresores y tuberías; el venteo, es decir, la liberación deliberada de gas a la atmósfera durante ciertas operaciones o desde equipos que funcionan con la presión del propio gas; y la quema en antorcha, que convierte el metano en CO₂, pero desperdicia energía y nunca es perfecta, de modo que siempre deja escapar algo de metano.

¿Por qué importan tanto? Según el Sexto Informe de Evaluación del IPCC (AR6), cada tonelada de metano calienta la atmósfera unas 80 veces más que una tonelada de CO₂ durante los primeros 20 años, y unas 28 a 30 veces más si se considera un horizonte de 100 años. Como el metano permanece en la atmósfera alrededor de una década, reducir sus emisiones es una de las formas más rápidas de frenar el calentamiento a corto plazo. Diversos análisis coinciden en que, si se escapa una fracción apreciable del gas producido, la ventaja climática del gas frente al carbón se reduce de forma importante, sobre todo en el horizonte de 20 años.

La buena noticia es que gran parte de este problema tiene soluciones conocidas. Los análisis de la Agencia Internacional de Energía (AIE) indican que una proporción considerable de las emisiones de metano del petróleo y el gas podría evitarse con tecnologías que ya existen, como los programas de detección y reparación de fugas, el reemplazo de equipos que ventean gas o la eliminación de la quema y el venteo rutinarios. Según esas mismas estimaciones, buena parte de esas medidas tendría un costo bajo o incluso nulo, porque el gas recuperado puede venderse.

En la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de Glasgow (COP26), en 2021, se lanzó el Compromiso Global de Metano (Global Methane Pledge), al que se han sumado más de 150 países y la Unión Europea con la meta colectiva de reducir las emisiones de metano de origen humano al menos un 30 % para 2030 respecto a los niveles de 2020. Al mismo tiempo, satélites como el Sentinel-5P, del programa europeo Copernicus, y otras misiones especializadas permiten detectar desde el espacio grandes emisiones puntuales, los llamados «superemisores», lo que ayuda a localizar y corregir fugas que antes pasaban inadvertidas.

Fracturamiento hidráulico: preocupaciones locales

La producción de gas de esquisto mediante perforación horizontal y fracturamiento hidráulico ha generado debates propios: el consumo y el manejo del agua, la sismicidad inducida (asociada sobre todo a la reinyección de aguas residuales), el riesgo para los acuíferos si falla la integridad de los pozos o hay derrames en superficie y el impacto en el territorio. Esos riesgos se explican en detalle en perforación y extracción y en tipos de yacimientos. Algunos países y regiones han prohibido o suspendido esta técnica, mientras que otros la permiten con requisitos de monitoreo y control.

Un balance que depende de cómo se hagan las cosas

En resumen, el gas natural puede reducir emisiones y mejorar el aire cuando reemplaza al carbón, al fuelóleo o al diésel, pero sigue siendo un combustible fósil que emite CO₂. Sus beneficios climáticos dependen, en gran medida, de reducir al mínimo las fugas de metano en toda la cadena y de que su uso no retrase el despliegue de alternativas bajas en carbono, un debate que abordamos en transición energética.

La transición energética es el proceso de pasar de un sistema basado principalmente en carbón, petróleo y gas a otro con muchas menos emisiones de gases de efecto invernadero, apoyado en energías renovables, electrificación y eficiencia. En ese camino, el papel del gas natural es uno de los debates más intensos del sector energético. Aquí presentamos las posiciones principales de forma neutral para que puedas formarte tu propia opinión.

El debate del «combustible puente»

Quienes ven al gas como un combustible puente destacan que, al reemplazar al carbón en la generación eléctrica, reduce de inmediato las emisiones de CO₂ y la contaminación del aire (revisa gas natural y medio ambiente). En países como Estados Unidos y el Reino Unido, el paso del carbón al gas contribuyó, junto con el crecimiento de las renovables, a reducir las emisiones del sector eléctrico durante la década de 2010. Además, las centrales a gas pueden arrancar y ajustar su potencia en poco tiempo, lo que ayuda a compensar las variaciones de la energía solar y eólica (más en generación de electricidad). Y en muchos hogares de bajos ingresos, cambiar la leña o el carbón vegetal por gas reduce el humo dentro de la vivienda, un problema de salud que la OMS considera grave.

Quienes son más críticos señalan tres riesgos. El primero es el bloqueo tecnológico (en inglés, lock-in): gasoductos, terminales y centrales funcionan durante décadas y, una vez construidos, crean incentivos para seguir usándolos aunque existan alternativas más limpias. El segundo son las fugas de metano, que pueden reducir o incluso anular la ventaja climática frente al carbón. El tercero son los activos varados: inversiones que podrían perder su valor antes de terminar su vida útil si las políticas climáticas se endurecen o si las renovables y el almacenamiento de energía siguen abaratándose.

Los escenarios de la AIE reflejan esa incertidumbre: en los que suponen que los países cumplen plenamente sus compromisos climáticos, la demanda mundial de gas alcanza un máximo y luego disminuye; en los que solo consideran las políticas vigentes, se mantiene alta durante más tiempo. Lo más probable es que el papel del gas sea distinto en cada país, según sus recursos, su infraestructura y sus metas. Mientras tanto, varias tecnologías buscan reducir la huella de carbono del propio gas o de lo que viaja por sus redes. Explóralas en las pestañas.

¿Qué significa todo esto para tu hogar?

A corto plazo, nada cambia en tu cocina: el biometano inyectado en la red es indistinguible del gas natural, sigue llevando odorante y funciona con los mismos artefactos. Las mezclas con hidrógeno se estudian precisamente para comprobar su compatibilidad con instalaciones y aparatos, y cualquier cambio en la composición del gas debe ser regulado y comunicado por las autoridades y la empresa distribuidora. Nunca modifiques ni conviertas un artefacto por tu cuenta: cualquier ajuste debe hacerlo un técnico certificado (revisa uso seguro y mantenimiento). Lo que sí está en tus manos desde hoy es obtener el mismo confort con menos gas, como explicamos en ahorro y eficiencia.

Reservas: ¿dónde está el gas?

Las reservas probadas son las cantidades de gas que, con razonable certeza, pueden extraerse de yacimientos conocidos con la tecnología y las condiciones económicas actuales. No son una cifra fija: crecen cuando se descubren nuevos campos o mejora la tecnología, y pueden disminuir si los precios caen. Según la última edición del Statistical Review of World Energy que incluyó cifras de reservas (2021, entonces publicada por bp) y otras estadísticas internacionales, como las de la EIA, los países con mayores reservas probadas son Rusia, Irán y Catar, que en conjunto reúnen cerca de la mitad del total mundial. En América Latina, Venezuela posee las mayores reservas probadas.

Si se divide el total de reservas probadas entre la producción anual se obtiene la relación reservas/producción, que a escala mundial ronda los 50 años según diversas estimaciones. Ese número no significa que el gas «se acabe» en medio siglo: indica cuánto durarían las reservas conocidas hoy si se siguiera produciendo al mismo ritmo, y cambia con cada descubrimiento, avance técnico o variación de la demanda.

Los grandes productores

Estados Unidos es el mayor productor de gas natural del mundo desde aproximadamente 2009, gracias a la revolución del esquisto, seguido de Rusia. Entre los siguientes figuran, según el año, países como Irán, China, Canadá, Catar, Australia y Noruega. Algunos grandes productores también son grandes consumidores, mientras que otros, como Catar, destinan la mayor parte de su producción a la exportación.

Gasoductos y GNL: dos maneras de comerciar

El gas puede comerciarse por gasoducto o como gas natural licuado (GNL). Los gasoductos unen físicamente al vendedor con el comprador, requieren grandes inversiones y suelen apoyarse en contratos de largo plazo; por eso los mercados por tubería son, en gran parte, regionales. El GNL, en cambio, viaja en buques metaneros y puede dirigirse a distintos destinos según la demanda, lo que ha ido conectando los mercados regionales en uno cada vez más global. Los mayores exportadores de GNL son Estados Unidos (el primero desde 2023), Catar y Australia, y entre los grandes importadores destacan países asiáticos como China, Japón y Corea del Sur, además de Europa.

¿Cómo se fija el precio?

A diferencia del petróleo, cuyos precios de referencia se mueven de forma muy parecida en todo el mundo, el gas tiene precios regionales. Llevar gas de un continente a otro exige licuarlo, transportarlo en buques especiales y regasificarlo, y cada etapa añade costos. Por eso el gas suele ser más barato en regiones productoras con abundante oferta, como Estados Unidos, y más caro en las que dependen de importaciones. El clima, el nivel de los almacenamientos, los cuellos de botella de la infraestructura y la geopolítica también influyen.

Existen dos grandes formas de fijar precios. En la indexación al petróleo, el precio del gas se calcula con una fórmula ligada al precio del crudo o de sus derivados, una práctica que nació cuando el gas competía con el fuelóleo y que sigue siendo común en muchos contratos de GNL de largo plazo en Asia. En la fijación por mercado (gas contra gas), el precio surge de la oferta y la demanda de gas en un centro de intercambio o hub; es el modelo de Estados Unidos y, de forma progresiva en lo que va del siglo XXI, también el predominante en Europa.

La crisis de precios de 2021–2022

Entre 2021 y 2022 los precios del gas alcanzaron niveles excepcionales en Europa y Asia. En 2021 se combinaron la rápida recuperación de la demanda tras la pandemia, inventarios europeos bajos, factores climáticos y una menor oferta por gasoducto. En 2022, tras la invasión rusa de Ucrania y la fuerte reducción del suministro de gas ruso por gasoducto hacia Europa, el TTF llegó a máximos históricos. Europa respondió aumentando las importaciones de GNL, instalando terminales flotantes de regasificación y reduciendo su consumo, mientras compradores de Asia competían por los mismos cargamentos; algunos países importadores de menores ingresos tuvieron dificultades para pagarlos. En Estados Unidos el Henry Hub también subió, aunque mucho menos. Los precios bajaron desde 2023, y el episodio mostró lo interconectado que está hoy el mercado mundial.

América Latina en el mercado del gas

La región tiene situaciones muy diversas. Argentina desarrolla los recursos no convencionales de Vaca Muerta; Trinidad y Tobago exporta GNL desde 1999 con Atlantic LNG; Perú produce gas en Camisea y exporta GNL desde 2010; Bolivia ha exportado gas por gasoducto a Argentina y Brasil, aunque en años recientes su producción ha disminuido. Otros países, como México, Chile, Colombia o Brasil, complementan su producción, cuando la tienen, con importaciones por gasoducto o de GNL. Encontrarás la historia de estos desarrollos en el gas natural en América Latina.

¿Qué pagas en tu factura?

El precio internacional es solo una parte de lo que paga un hogar. En la mayoría de los países, la tarifa final suma los costos de cada eslabón de la cadena, con estructuras y nombres que varían según la regulación:

En Colombia, por ejemplo, según la regulación vigente los usuarios residenciales de los estratos 1 y 2 reciben un subsidio sobre un consumo básico o de subsistencia, mientras que, por lo general, los estratos 5 y 6 y los usuarios comerciales pagan una contribución de solidaridad. Otros países aplican tarifas sociales o ayudas directas. En la sección de ahorro y factura te explicamos cómo leer cada uno de estos conceptos.

Cómo leer tu factura de gas

Cada empresa distribuidora tiene su propio formato, pero la mayoría de las facturas incluyen elementos parecidos. Conocerlos te ayuda a comprobar que te cobran lo correcto y a detectar consumos anormales, que a veces son la primera pista de una fuga o de un artefacto mal ajustado. Estos son los conceptos más habituales:

Hábitos que ahorran gas

En la mayoría de los hogares, el gas se usa sobre todo para cocinar y calentar agua. Pequeños cambios en esas dos actividades, repetidos todos los días, se notan en la factura a fin de mes y no exigen ninguna inversión.

Calculadora de consumo de gas

Escribe cuántas horas al día usas cada artefacto y la calculadora estimará tu consumo mensual en kWh y en m³, el costo aproximado (si indicas el precio por m³ que aparece en tu factura) y las emisiones de CO₂ de la combustión. Las potencias de la tabla son valores típicos aproximados: la potencia real de tu artefacto figura en su placa de características o en el manual del fabricante. Para pasar de una unidad de energía a otra, usa el conversor de unidades.

Muchas ideas sobre el gas natural se transmiten de generación en generación o circulan por redes sociales sin verificar. Reunimos doce de las más frecuentes. Cada tarjeta muestra un mito por delante y, al tocarla (o al seleccionarla con el teclado y pulsar Enter o la barra espaciadora), la realidad por detrás, resumida a partir del contenido de esta guía.

¿Quieres comprobar cuánto recuerdas? Pasa al quiz y, si encuentras un término desconocido, búscalo en el glosario. Para repasar el procedimiento completo ante una emergencia, vuelve a qué hacer ante una fuga, y para profundizar en el gas invisible más peligroso, a monóxido de carbono.

Reunimos aquí las preguntas que más se repiten entre quienes usan gas natural a diario. Toca cada pregunta para desplegar la respuesta. Las respuestas resumen lo explicado en la guía y enlazan a la sección correspondiente para que puedas profundizar.

Los datos de esta guía provienen de fuentes públicas y reconocidas: organismos internacionales de energía y clima, autoridades de salud y seguridad, entidades reguladoras de América Latina y obras de consulta histórica. Las cifras se redondean y, cuando existen diferencias entre fuentes o los valores cambian con el tiempo, se presentan como rangos o aproximaciones («alrededor de», «cerca de»).

Cada enlace abre el sitio oficial de la institución en una pestaña nueva. Como los sitios web se reorganizan con frecuencia, enlazamos a sus páginas principales o a secciones estables; desde allí puedes buscar los informes más recientes. Si encuentras un dato desactualizado o un error, puedes comunicarlo a través del correo de contacto indicado en el pie de página.

Cómo presentamos los datos

En toda la guía usamos la coma decimal (37,3) y un espacio para separar los miles en cifras de cinco o más dígitos (15 000); los números de cuatro cifras se escriben sin separador (1000, 1600). Salvo que se indique otra cosa, los valores de poder calorífico por metro cúbico se refieren al poder calorífico superior y pueden variar según la composición del gas que entrega cada distribuidora; la tabla del comparador de combustibles (sección 25), en cambio, usa el poder calorífico inferior por kilogramo. Los factores de emisión de CO₂ corresponden a los valores por defecto de las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero, expresados sobre el poder calorífico inferior, y los potenciales de calentamiento del metano, al Sexto Informe de Evaluación (AR6) del IPCC.