(El Mercurio)
La situación en Chile
El panorama chileno es completamente diferente al de sus vecinos. Con escasos recursos de petróleo y gas, el mayor potencial está en el sector de las hidroeléctricas, la energía solar fotovoltaica o de concentración y, en menor medida, la energía eólica y la geotermia.
«Pienso que a largo plazo (dentro de unos 10 años) Chile podría importar gas del gigantesco yacimiento Vaca Muerta, en Argentina. Se usarían los gasoductos existentes y no correríamos riesgo de cortes de gas, porque ya contamos con terminales de GNL como respaldo económico. El precio de ese gas tendría que ser inferior al costo alternativo de importar GNL. No creo probable que importemos electricidad o gas desde el Perú, por las inversiones que habría que realizar y los riesgos asociados», dijo a «El Mercurio» Sebastián Bernstein, socio de la consultora Synex.
Según Bernstein, la factibilidad de megaproyectos (más de 600 MW) está muy cuestionada, porque enfrentan «una oposición ambiental y social muy grande, que permea a los poderes encargados de aprobarlos».
Entre los factores que no han permitido el desarrollo de proyectos energéticos significativos en Chile, Bernstein apunta a la oposición en las comunidades aledañas, en parte de la opinión pública, a «falta de incentivos para que las comunidades acepten proyectos, errores en la preparación de los estudios de impacto ambiental, ambigüedades en las regulaciones ambientales y en disposiciones de ordenamiento territorial, judicialización de los procesos de aprobación ambiental, falta de información sobre las alternativas, y falta de liderazgo político para mostrar el costo y beneficio de dichas alternativas».
Gas natural al sur de Perú
Es uno de los proyectos estrella del gobierno de Ollanta Humala, quien ha prometido llevar el gas natural que se extrae del campo de Camisea, en el centro del país, a las ciudades más al sur como Cusco, Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna.
Camisea produce casi todo el gas natural de Perú de los llamados Bloque 88 y Bloque 56, que están en la región de la Amazonia.
La concesión para construir el ducto (y que dura 34 años) fue entregada el lunes al consorcio Gasoducto Sur Peruano (GSP), formado por la brasileña Odebrecht (75% de la sociedad) y la española Enagás.
El tramo proyectado pretende cruzar unos 1.200 km desde Camisea hacia el sur y la inversión alcanzará los US$ 4 mil millones, que financiará completamente el consorcio privado.
La obra contempla, además, un reforzamiento del sistema de transporte de gas natural y líquidos de gas natural. Según el gobierno, una vez que el ducto esté operativo, dentro de cuatro años, más de 600 mil viviendas se beneficiarán en el sur del país y la masificación del uso del gas natural implicará ahorro de 60% a los usuarios.
Represa amazónica
En la Amazonia profunda, la megacentral hidroeléctrica que construye Eletronorte (una subsidiaria de la estatal Eletrobras), aprovechando las aguas del río Xingú, será la tercera más grande del mundo después de Tres Gargantas de China e Itaipú de Brasil y Paraguay. Se espera que comience a operar en el próximo año, cuando se ponga en marcha la primera turbina. Hasta 2019 se irán sumando otras 18 turbinas. El presupuesto total del proyecto supera los US$ 13.000 millones.
Es un proyecto polémico por su impacto medioambiental y en las comunidades indígenas que se verán afectadas por el desvío del río Xingú y la zona de inundación necesaria para la represa. Desde que comenzó a construirse, las obras han sido detenidas dos veces por orden judicial, pero fueron retomadas luego que la empresa asegurara que había tomado las medidas necesarias.
Cuando esté funcionando a toda potencia, la planta podrá producir hasta 11.233 megawatts de electricidad. Una capacidad instalada suficiente para iluminar las casas de al menos 18 millones de viviendas, es decir, 60 millones de personas.
Según el gobierno, el país necesita generar 6.350 MW más al año para 2022 (hoy produce 121.000 MW, 70% de hidroeléctricas). Y Belo Monte podría garantizar casi un quinto de esa electricidad adicional, si pudiese funcionar a toda máquina todo un año. Pero una marcha al 100% de capacidad solo es posible cuatro meses al año. La apuesta por la megahidroeléctrica, asegura el Ministerio de Energía brasileño, permitirá que el país aumente su generación de energía y mantenga una de las matrices energéticas más limpias de los países industrializados, con 46% de fuentes renovables.
Tesoro bajo el mar
El descubrimiento, en 2006, de enormes yacimientos petroleros a 7 mil metros de profundidad frente a las costas de Brasil puso un tesoro en las manos del gigante sudamericano. Llamados presal -porque se encuentran bajo la capa de sal en el suelo submarino-, los depósitos están a unos 1.200 km de la costa de Brasil y tienen 320 km de ancho, aproximadamente, con reservas por 1,6 billones de metros cúbicos de gas y petróleo ligero, el de mejor calidad.
La producción del petróleo presal, a cargo de la estatal Petrobras, comenzó en 2008, y hoy se extraen más de 500 mil barriles diarios de las cuencas de Santos y Campos. En octubre del año pasado, el gobierno licitó la explotación del yacimiento de Libra, que fue adjudicado a cinco empresas, lideradas por Petrobras.
Para 2018 se espera que el 52% de la producción total de crudo brasileño provenga de estos yacimientos submarinos.
Petrobras tiene contemplado invertir hasta 2018 US$ 82 mil millones en labores de exploración y perforaciones; eso incluye desarrollo de tecnología propia.
Pero la petrolera ha sido fuertemente criticada, por el alto costo de los proyectos de extracción, así como por irregularidades en la gestión general. Dos comisiones parlamentarias están investigando supuestos malos manejos y hay otras dos averiguaciones de la policía y la justicia sobre la compra de una refinería en EE.UU. y la construcción de dos refinerías en Brasil.
El petróleo colombiano mira hacia el Pacífico
Pensado inicialmente como un proyecto binacional con Venezuela, Colombia finalmente está poniendo en marcha sola un oleoducto que atravesará todo el país hasta llegar al Pacífico.
Valorado en unos US$ 5.000 millones, el «Oleoducto al Pacífico» tiene proyectado recorrer 760 kilómetros desde el este del país (donde se extrae petróleo), pasar por tres cordilleras y 35 municipios para terminar en un punto de embarque costa afuera, frente al puerto de Buenaventura, a través de 25 km de ductos submarinos. Una vez que esté listo, pasarían entre 250 mil y 400 mil barriles de petróleo al día.
En todo el recorrido el ducto iría enterrado. Actualmente hay dos trazados propuestos por la empresa Oleoducto al Pacífico, que tiene como socios a Cenit, Pacific Rubiales, Vitol y Enbridge. Esta última firma, canadiense, es la que lidera la estructuración del proyecto.
Si se cumplen las expectativas, el oleoducto estaría operativo en 2018 y el petróleo podría ser exportado a los mercados asiáticos.
Vaca Muerta: la mayor reserva de gas de esquisto
Casi frente a la frontera andina con Chile, en la provincia de Neuquén, Vaca Muerta es la principal formación de esquisto de Argentina, «un botín geológico» que según estudios podría transformar el panorama energético de la región.
Las formaciones de esquisto (o shale en inglés) son como una torta con capas donde están las reservas atrapadas entre medio de rocas improductivas. Y los yacimientos argentinos son únicos debido al espesor de la roca donde hay gas o petróleo de esquisto -de hasta 305 m- lo que significa que un pozo puede ser mucho más productivo que los que se han encontrado en otros lugares del mundo, explicó a Reuters Kent Robertson, vocero de Chevron, que trabaja en la zona.
En la primera fase, cuando se perforaron 161 pozos, se invirtió US$1.240 millones. En la etapa actual, se podrán perforar 1.500 pozos con una inversión de hasta US$ 15 mil millones en el campo de Loma Campana, concesionado a YPF y Chevron.
Hoy se producen 20 mil barriles de petróleo diarios en Loma Campana y se espera que cuando llegue a la máxima capacidad, se puedan extraer 50 mil barriles de petróleo y 3 millones de m {+3} de gas natural al día.
Uno de los problemas de extraer gas y petróleo de esquisto es que el mecanismo para obtenerlo -fracturación hidráulica o fracking – puede contaminar las napas de agua subterráneas. El proceso de extracción se realiza inyectando a la roca una mezcla de agua, arena y químicos que hacen presión para «liberar» el gas o el petróleo que se aloja en las formaciones rocosas. Y esa mezcla puede pasar a las napas de agua.
Pero según YPF este riesgo es menor en el caso de Vaca Muerta, porque el yacimiento está a 2.500 m de profundidad, mucho más abajo que los acuíferos.
El fracking también es problemático porque implica una «invasión de maquinaria» y altos niveles de contaminación acústica. Esto es algo especialmente complicado en lugares de alta densidad poblacional, sostiene Keith Crane, analista de la Rand Corporation. Pero Vaca Muerta es que está lejos de grandes poblados.