La transición de Colombia debe envolver tecnologías limpias rentables, aumentar el consumo de energía por habitante, adoptar una política de portafolio para desarrollar sus recursos energéticos, proclamar una política de apoyo al desarrollo del gas natural por las dos décadas siguientes, no deteriorar la capacidad productiva de las nuevas adiciones en capital en manufactura y equipos con tecnologías distantes de la frontera comercial en el lado de la demanda, no desmantelar activos que provean servicios esenciales y cuyo reemplazo sería muy costoso por unidad de GEI removida. Además, debe aumentar el fondeo para investigación y desarrollo en energía, estructurar fondos de financiación combinada, innovar en modelos de negocios y de atención de zonas no interconectadas, impulsar el aprovechamiento de la biomasa residual en los entornos rurales, y prepararse para la transición justa en regiones productoras de carbón térmico.
o En cinco años, la producción de petróleo caería 47% y la de gas natural 27%. o Importaciones de gas a partir de 2026 y de petróleo desde el 2028. o Aumentarían los precios de los combustibles y la factura de gas de los hogares debido a las importaciones. o Riesgo en el respaldo del gas requerido en la generación eléctrica con fuentes renovables para mitigar sus intermitencias; y para los programas de gas social y sustitución de leña (1 millón dehogares). o Podría presentarse desequilibrio fiscal y comercial del país
La aprobación del fracking podría aumentar la capacidad de suministro, estimada en ocho años con las reservas actuales, ministerio de Minas
Sergio Cabrales, docente de la Universidad de los Andes, aseguró que el gas natural es utilizado por más de 10 millones de hogares, que es la principal fuente de demanda. Además está presente en la industria del gas vehicular y la refinería como las principales fuentes que demandan gas en el sector. La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg) afirmó que el hidrocarburo es importante para la generación de energía térmica: demanda más de 20% del total nacional. Asimismo, el gas natural tiene algunas ventajas importantes en términos de contaminación.
“Uno de los problemas del diésel y la gasolina es que tiene unas micro partículas que generan enfermedades respiratorias. El gas no las tiene, el particulado está en casi cero. Sin embargo, sí tiene una particularidad que es el metano y tiene un efecto negativo”, aseguró Cabrales. El experto afirmó que la importancia del gas radica en que es menos nocivo que otros combustibles fósiles como la gasolina y el diésel . “Los buses de gas natural son buenos porque tienen menos emisiones, pero no es comparable con un bus eléctrico”, ejemplifica Cabrales.
Sobre la necesidad del gas en la generación de energía, el docente considera que debe suplir otras formas de generación como la solar, eólica e hidrógeno. Debido a su intermitencia, estos procesos de generación deben ir de la mano con las plantas térmicas en caso de que, por ejemplo, la energía solar no pueda suplir la demanda por la ausencia del sol.
En cuanto al fracking, luego del anuncio de la continuación de los pilotos, el sector asegura que de ser aprobados podría multiplicar por cuatro las reservas anunciadas de ocho años.
“Nos garantiza la transición para no depender tanto del carbón y tendríamos la tranquilidad de la autosuficiencia. Las reservas van declinando de forma natural y en un par de años seremos importadores para suplir la demanda y pagaremos el doble de precio”, dijo Cabrales.
Junto con el de Kalé, el proyecto Platero, también de Santander, ya había sido adjudicado. En ambos proyectos liderados por Ecopetrol, en en asocio con ExxonMobil, se calcula una inversión que superaría US$130 millones.
La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) otorgó la licencia al Proyecto Piloto de Investigación Integral (PPI) de Yacimientos No Convencionales Kalé, ubicado en en Puerto Wilches (Santander), a través de la Resolución 00648, del 25 de febrero.
“Estamos hablando de multiplicar por cuatro las reservas, empezamos a hablar sobre 28 años más de estas que garantizarán la autosuficiencia”, explicó Sergio Cabrales, profesor de la Maestría de Ingeniería de Petróleos de la Universidad de Los Andes.
Cabrales precisa que el proyecto pretende reunir la información técnica, ambiental y social que le dé o no luz verde a esa práctica de exploración petrolera en el país.
“Las pruebas pilotos no tienen nada que ver con la parte comercial, es una etapa previa para obtener información. En esta se tiene que evaluar el impacto ambiental, los acuíferos, el tamaño de las fracturas, la parte sísmica, las disposiciones de agua y la calidad del aire”.
El fracking o fracturamiento hidráulico es un tema polémico y controvertido a nivel nacional e internacional. Fracking es una técnica de extracción consistente en fracturar rocas que tiene petróleo y gas atrapados en su interior.
Mientras los hidrocarburos provenientes de yacimientos convencionales fluyen a la superficie, los hidrocarburos contenidos en yacimientos no-convencionales requieren de la inyección a alta presión de fluido de fractura con el objetivo de fracturar la roca para permitir que fluyan los hidrocarburos atrapados en ella.
Es común pensar que el fracking – que ha revolucionado recientemente la industria de los hidrocarburos – es una técnica nueva. Pero la verdad, el fracking es la combinación de dos técnicas, perforación horizontal y fracturamiento hidráulico, que se han utilizado desde mediados del siglo pasado en Colombia.
Lo que realmente generó el uso intensivo de esta técnica en países como Estados Unidos, fue su viabilidad económica con precios del petróleo que rondaban los US$100 por barril.
Empero, no se pueden negar los recientes avances técnicos en perforación horizontal, completamiento y fracturamiento hidráulico, que han reducido los riesgos potenciales del fracking y han generado eficiencias económicas que permitió reducir el costo de producción a menos de US$40 por barril.
Contaminar el Agua
Una de las principales preocupación de implementar el fracking en Colombia es el consumo y contaminación del agua. La cantidad de agua requerida para desarrollar un pozo de hidrocarburos no-convencionales por medio del fracking oscila entre 2.5 y 7.5 millones de litros.
En términos simples, se requiere aproximadamente el agua de media piscina olímpica para fracturar un pozo.
Esto puede ser un tema muy sensible en zonas donde los recursos hídricos sean limitados y es la principal razón para vetar esta técnica en zonas específicas, a pesar de que aproximadamente el 60% del agua utilizada en el fracturamiento hidráulico regresa a la superficie y puede reciclarse para ser utilizada en la fractura de otro pozo.
Por otra parte, la segunda preocupación respecto al agua es la contaminación por los químicos utilizados en el proceso de fracturamiento.
El proceso de fracturamiento hidráulico requiere del fluido de fractura que es 99.5% agua y propante, y 0.5% de aditivos químicos. Por un lado, el propante es básicamente arena o partículas similares que ayudan a mantener la fractura o fisura de la roca abierta para que siga fluyendo los hidrocarburos.
Y por el otro lado, los aditivos son químicos que generan una alta viscosidad en el fluido de fractura para poder transportar el propante.
Figura 1. Diagrama de la fracturación hidráulica. Fuente: US Department of Energy (DOE).
Otra de las preocupaciones es la contaminación de aguas subterráneas. Las fracturas se realizan a más de 2 kilómetros (7.100 pies) de profundidad, generando una diferencia de más 1.5 kilómetros entre la fractura y las aguas subterráneas que se pueden utilizar para consumo humano. Esta distancia es un poco menor a la altura de un avión cuando el piloto del vuelo anuncia que se debe regresar a su silla y abrocharse el cinturón para proceder a aterrizar. Al ser esa misma distancia la que existe entre la fractura y la superficie, es casi imposible una contaminación cruzada. De ahí que en la literatura científica se han documentado solo contaminaciones producidas por fallas en los pozos o en los recubrimientos de las tuberías pero no por el fracturamiento.
Por último, el incremento de sismos en las zonas donde se realiza la extracción de hidrocarburos no-convencionales puede ser significativo. La razón fundamental para el aumento de los sismos es el incremento de energía sobre una falla geológica. Dicho en otras palabras, si se fractura cerca de una falla geológica, esta reacciona al aumento de energía mediante pequeños sismos. La solución básica es hacer estudios sísmicos para evitar fracturar cerca de una falla geológica. Al igual sucede cuando se inyecta fluido de fractura para su disposición final. El incremento de fluido en una formación genera aumento de presión que puede terminar generando sismos.
Figura 2. Formación la Luna – Magdalena Medio, Colombia. Fuente: Ecopetrol (2017)
El Potenciál en el País
Según Arthur Little (2017), en Colombia la formación geológica La Luna puede tener un potencial de reservas de más de 5.000 millones de barriles equivalentes (BOE), correspondiente a más de tres veces las reservas actuales del país, 1665 millones de barriles.
Solo el desarrollo de la formación La Luna puede representar entre 100.000 y 350.000 barriles de petróleo por día (BOED), casi la mitad de la producción actual de Ecopetrol.
En los últimos 10 años, Ecopetrol ha transferido $195 billones a la Nación en regalías, impuestos y dividendos pero sus reservas actuales de hidrocarburos no alcanzan para más de 6 años.
A pesar de que la respuesta más fácil y menos arriesgada es decir no al fracking en Colombia, se deben contemplar los beneficios que puede traer el fracking en términos de empleo, desarrollo de nuestras regiones, aumento de competitividad de nuestro país, educación gratuita, planes de salud, y planes sociales, sumado a la seguridad energético, autosostenibilidad, aumento de la inversión nacional y doméstica, entre otros beneficios generales que se darían a las poblaciones directa e indirectamente ubicadas en zonas de exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales.
Por dar solo un ejemplo, Ecopetrol ha estimado que los aportes en impuestos, regalías y dividendos de estos desarrollos podían ser entre 500 y 3.000 millones de dólares por año para los próximos 25 años.
No nos debemos dejar embaucar por personas mal informadas o populistas, la decisión del presente y el futuro de la industria minero-energética de Colombia está en nuestras manos.
